Диссертация (1172962), страница 39
Текст из файла (страница 39)
Предложены методы оптимизации объема гелевой оторочки припроведении ВПП нагнетательной скважины.4. К условиям порово-трещинных коллекторов с их техногенной илиестественной трещинностью потокоотклоняющие технологии адаптированыдобавлением предоторочки на основе предложенного состава ППС с высокимитампонирующими свойствами.5. К условиям залежей нефти с подстилающей водой и разделяющейглинистой перемычкой потокоотклоняющие технологии адаптированы на основеуточнения механизма их положительного действия в данных условиях, которыйсогласно результатам ПГИ и численных исследований заключается в ликвидациив нагнетательных скважинах заколонных перетоков за счет тампонирования в ихразрезах невскрытой водонасыщенной подошвы продуктивного пласта;6. В результате предложены принципы упрощенной технологии РИР поликвидации ЗКЦ в нагнетательных скважинах с использованием состава ППС, атакже предложенного способа временного экранирования продуктивного пласта.7.
При этом отмечены и обоснованы следующие условия для наибольшейэффективности такой технологии:преобладание нефтенасыщенных толщин в продуктивном разрезепласта на участке воздействия данной нагнетательной скважины;энергетическая пассивность законтурной области продуктивногопласта, либо расположение данной нагнетательной скважины в центральной232части большой залежи, где ее энергетическое состояние определяется работойсистемы ППД;повышенное количественное соотношение добывающих скважин кнагнетательным.8. Для адаптации потокоотклоняющих технологий к условиям позднейстадии разработки залежи нефти предложены физические основы такойтехнологии с гелеобразованием в удаленной от нагнетательных скважин зонепласта на основе термогелирующего состава с замедленным гелированием, атакже метод планирования ее воздействия на высокотемпературный нефтянойпласт.9. Для условий сниженных рыночных цен на нефть предложена упрощеннаятехнология ограничения водопритоков в добывающих скважинах в ходе ихподготовкиктекущемуремонтутермогелирующего состава.233сиспользованиемселективногоГлава 4 Внедрение графо-аналитической методики диагностики механизмовобводнения нефтяных скважин, усовершенствованных методик подбораобъектов, технологий ограничения водопритоков и увеличенияохвата пласта заводнениемВ данной главе представлены результаты практического внедрения новыхметодических и технологических разработок, описанных в предыдущих главах.Это – графоаналитическая методика диагностики механизмов обводнениянефтяных скважин, усовершенствованные методики подбора объектов дляпроведения работ по увеличению охвата пласта заводнением, ремонтно- иводоизоляционных работ, работ по увеличению отборов жидкости из пластапутем стимуляции скважин и оптимизации режимов их работы при недопущенииростаобводненностиитемпаобводненияпродукции,атакженовыепотокоотклоняющие технологии, адаптированные к условиям трудноизвлекаемыхзапасов нефти.4.1 Внедрение графо-аналитической методики диагностики механизмовобводнения нефтяных скважинПри проведении анализа разработки залежей нефти, особенно залежей сподстилающей водой, отличающихся разнообразием механизмов обводненияскважин, с целью более обоснованного подбора объектов для проведения работпо борьбе с опережающим обводнением продукции полезно использовать картымеханизмов обводнения скважин, построенные с помощью графо-аналитическойметодики (см.
параграф 2.3) [240, 241] и уточненные по результатам ПГИ. Нижепредставлены результаты применения данной методики при составлениипроектных документов по разработке нефтяных месторождений [287, 288, 289].4.1.1 Объект АП5 Верхне-Пурпейского месторожденияОбъект разработки АП5 Верхне-Пурпейского месторождения представленмассивной залежью нефти с подстилающей водой и тонкой разделяющей глинис-234той перемычкой, тектонически экранированной на северо-западе, имеющейразмеры по латерали 6,7 × 3,0 км, а по высоте – 20 м. Средняя нефтенасыщеннаятолщина составляет 6,4 м, а средняя проницаемость коллекторов – 152 мД.На рис.
4.1 представлена карта текущих отборов и механизмов обводненияпродукции действующих (на 01.01.2013 г.) нефтяных скважин данного объекта,построенная с использованием представленной в параграфе 2.3 графоаналитической методики диагностики механизмов их обводнения.Условные обозначения:Рисунок 4.1 − Карта текущих отборов и механизмов обводнения действующих на01.01.2013 г.нефтяных скважин объекта АП5Верхне-ПурпейскогоместорожденияВ ходе построения карты были сделать следующие выводы.2351.
Большинство добывающих скважин объекта АП5 Верхне-Пурпейскогоместорождения изначально обводнялись пластовой реликтовой водой, чтообъясняется повышенной начальной водонасыщенностью пласта. Средняяобводненность продукции скважин в самые первые месяцы эксплуатации за счетприсутствия в пласте подвижной реликтовой воды составляла 15,6 %.2. В течение первых месяцев эксплуатации практически во всех добывающих скважинах образовались ЗКЦ, что связано с малой толщиной (около 1 метра)глинистой перемычки, разделяющей продуктивный пласт от его водонасыщеннойподошвы,атакжесосложностьюкачественногоцементированиянаклоннонаправленных скважин.
Результаты проведенных ПГИ подтверждаютданные выводы. Избыточная обводненность продукции скважин в первые месяцыих эксплуатации из-за заколонных перетоков в среднем составляла 57,1 %.3. Приконтурные скважины №№ 161, 185, 322, 365, 373, 380, 550 и 137BH2обводняются еще и контурной водой, что связано с энергетической активностьюзаконтурной области продуктивного пласта.4. Скважина № 161 обводняется подошвенной водой за счет образованияконуса воды в ПЗП, что связано с отсутствием глинистой перемычки междупродуктивным пластом и его водонасыщенной подошвой.5.
С вводом на залежи системы ППД начинают проявляться ЗКЦ и внагнетательных скважинах. В результате этого закачиваемая вода в скважинах№№ 127, 135 и 337 поглощается главным образом невскрытой водонасыщеннойподошвой пласта за счет ее преимуществ по фазовой проницаемости.6. Закачиваемая в пласт через скв. №№ 127, 135 и 337 вода прорывается кокружающим добывающим скважинам №№ 113, 121, 335, 341, 342, 349, 373, 528,534, 536 и 542 в первую очередь по водонасыщенной подошве пласта за счет ЗКЦ.По самому же продуктивному пласту она прорывается к этим скважинам позже.7.
После прорыва фронта нагнетаемой воды по продуктивному пласту кдобывающим скважинам №№ 106, 107, 341, 342, 465, 374, 527, 528, 534, 536 и 550подошвенная вода в их продукции постепенно замещается закачиваемой.2368. Признаки негерметичности эксплуатационной колонны на дату проведения анализа были отмечены в скв. №№ 112 и 155. В первой негерметичность былаподтверждена результатами ПГИ, во второй скважине на дату проведения анализаПГИ не проводились.4.1.2 Объект БП10-11 Тарасовского месторожденияОбъект БП10-11 Тарасовского месторождения представлен крупной залежьюнефти пластового сводового типа с газовой шапкой, в которой подгазовая зона восновном представлена ЧНЗ, а нефтяная оторочка подстилается водой сприсутствием разделяющей глинистой перемычки.
Залежь характеризуетсявысокой расчлененностью, равной 13-ти, и низкой средней проницаемостьюколлекторов, равной 25 мД. Продуктивный разрез представлен четырьмяпластамиБП101, БП102, БП111 и БП112, образующими четыре самостоятельныезалежи сложного строения. Средняя начальная нефтенасыщенная толщинаобъекта составляет 11,1 м. Наименее проницаемыми пластами являются дванижних БП111 и БП112 (соответственно 2,7 и 0,7 мД.).Восновнойпериодэксплуатациизалежиподгазоваязонанеэксплуатировалась, а нефтяная оторочка, подстилаемая водой, из-за низкойпроницаемости коллекторов эксплуатируется при массовом проведении вскважинах ГРП.На рис.
4.2 представлена карта текущих отборов и механизмов обводнениядействующих (на 01.01.2014 г.) нефтяных скважин данного объекта разработки,построенная с использованием представленной в параграфе 2.3 графоаналитической методики. Данный объект характеризуется нижеследующимиособенностями обводнения скважин.1.
С первых месяцев эксплуатации в продукции скважин содержитсяреликтовая рыхлосвязанная вода.2. Большинство проблем с ранней повышенной обводненностью продукциискважин связаны с заколонными перетоками закачиваемой или пластовой вод.237Условные обозначения:Рисунок 4.2 − Карта текущих отборов и механизмов обводнения действующих на01.01.2014 г. нефтяных скважин объекта БП10-11 Тарасовского месторождения2383.
При этом образование ЗКЦ в скважинах часто связано с неудачнымпроведением в них ГРП, приведшим к порыву глинистой перемычки,разделяющей нефтяной пласт от его водонасыщенной подошвы, либо кобразованию негерметичности в цементном кольце.4. Такие ГРП проводились как при освоении скважин в эксплуатацию, так ив ходе их дальнейшей эксплуатации. При этом отмечались скважины с ЗКЦ,образовавшимися и без проведения ГРП.5. Заколонные перетоки иногда образовывались и в скважинах ЧНЗ (вподгазовой зоне), расположенных вблизи внутреннего контура нефтеносностизалежи, имеющих в подошвенной части продуктивного разреза невскрытыенефтенасыщенные пропластки, которые быстро обводнялись контурной водой истановились источником поступления воды в скважину посредством ЗКЦ.6.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
