Диссертация (1172962), страница 40
Текст из файла (страница 40)
Одной из основных проблем данной залежи с позиции эффективностизаводнения является массовое проявление ЗКЦ в нагнетательных скважинах, врезультате чего закачиваемая вода поступает в газовую шапку и в залегающийвыше газонасыщенный пласт БП100, что привело к неэффективной работе системыППД и в дальнейшем к остановке большей части нагнетательных скважин.7.
Отмечены случаи обводнения добывающих скважин, расположенныхвблизи нагнетательных, закачиваемой водой, поступающей к ним черезводонасыщенную подошву пласта посредством ЗКЦ.8. При массовости проявления в скважинах ЗКЦ в начальном периоде ихэксплуатации в настоящее время почти ко всем из них прорвался ФНВ попродуктивному пласту, в результате чего они обводняются в основномзакачиваемой водой.Аналогичный анализ механизмов обводнения скважин проводился и длядругих нефтяных месторождений в ходе выполнения для них проектныхдокументов по разработке и программ ГТМ, в частности для Кудринского [289],Барсуковского, Ново-Пурпейского, Возейского, Кумколь и др.2394.2 Внедрение усовершенствованной методики подбора нефтяныхскважин для проведения ремонтно-изоляционных работВ ходе составления проектных документов по разработке ВерхнеПурпейского, Тарасовского, Кудринского [287, 288, 289] и других нефтяныхместорожденийсредидобывающегофондаскважинсиспользованиемспециально разработанной методики [253, 254], представленной в параграфе 2.4,подбирались объекты, потенциальные для эффективного проведения РИР.4.2.1 Объект АС5 Верхне-Пурпейского месторожденияПоиск проблемных и потенциальных для эффективного проведения РИРскважин на объекте АС5 Верхне-Пурпейского месторождения осуществлялся входе диагностики механизмов обводнения добывающих скважин (см.
параграф4.1) при составлении проектного документа [287]. Для каждой из выявленныхпроблемных скважин рассчитывались и анализировались следующие геологотехнологические показатели: приемлемая и избыточная текущая обводненностьпродукции,накопленнаядобычанефтина1метрвскрытогопласта,выработанность приходящихся НИЗ нефти, ПИО ее продукции, величинаприходящихся ОИЗ нефти и средняя остаточная нефтенасыщенная толщинапласта, средняя проницаемость и проводимость остаточных нефтенасыщенныхтолщин пласта, толщина глинистой перемычки, разделяющей продуктивныйпласт от подошвенного обводняющего, ряд отбора, в котором скважинарасположена, потенциал ее дебита по жидкости и по нефти после идеальногопроведения водоизоляционных работ при сохранении прежнего забойногодавления, интервала вскрытия пласта и состояния ПЗП (см.
параграф 2.4).При подборе потенциальных для эффективного проведения РИР скважинсреди отмеченных проплемных, применялись уточненные и обоснованные впараграфе 2.4 критерии применимости РИР. В первую очередь следующие:наименьшая толщина разделяющей глинистой перемычки равна 1,0 м;наименьшая допустимая величина избыточной обводненности про240дукции скважины принята равной 10 %;максимально допустимая выработанность приходящихся на скважинуНИЗ нефти принята равной 0,3;наименьшие приходящиеся на скважину ОИЗ нефти − 10 тыс.т.;наименьший потенциальный прирост ее дебита по нефти − 5 т/сут.Наиболее потенциальные для проведения РИР проблемные скважины,выявленные при составлении дополнения к технологической схеме разработки(ДТСР) для Верхне-Пурпейского месторождения [287], их расчетные геологотехнологические показатели и выявленные механизмы обводнения продукции,представлены в табл.
4.1. Для уточнения характера отмеченных в скважинахпроблем, а также для оценки технической возможности их ликвидациипроведением РИР было рекомендовано провести в этих скважинах промысловогеофизические исследования.Результатыпроведеннойаналитическойдиагностикимеханизмовобводнения скважин объекта АП5 Верхне-Пурпейского месторождения позволилитакже порекомендовать применение в нагнетательных скважинах №№ 111, 127 и135 ПОТ с целью тампонирования в их разрезах водонасыщенной подошвыпродуктивного пласта и устранения, таким образом ЗКЦ в них.4.2.2 Объект БП10-11 Тарасовского месторожденияПри подборе на объекте БП10-11 Тарасовского месторождения проблемныхдобывающих скважин, потенциальных для эффективного проведения РИР в ходесоставления для него ДТСР [288] использовалась усовершенствованная методика,уточненные и обоснованные критерии применимости, описанные в параграфе 2.4.В табл.
4.2 и 4.3 представлены подобранные, таким образом, скважины. Длякаждой из них в таблицах представлены потенциальный дебит по нефти,выработанность приходящихся НИЗ нефти и величина приходящихся на нее ОИЗ,механизм обводнения продукции и ее избыточная обводненность, а также другиеее важные показатели.241Таблица 4.1 ─ Геолого-технологические показатели работы проблемных скважин объекта АП5 Верхне-Пурпейскогоместорождения, рекомендованных для проведения ПГИ и последующих РИР в ПТД от 2013 г. [287]242Таблица 4.2 – Геолого-технологические показатели работы действующих скважин объекта БП10-11 Тарасовскогоместорождения, рекомендованных для проведения ПГИ и последующих РИР в ПТД от 2014 г. [288]Таблица 4.3 − Геолого-технологические показатели бездействующих скважин объекта БП10-11 Тарасовского месторождения,рекомендованнных для проведения ПГИ и последующих РИР в ПТД от 2014 г.
[288]243Для уточнения отмеченных в скважинах проблем и техническойвозможности их устранения проведением РИР в ДТСР [288] было рекомендованопровести в этих скважинах ПГИ.В проектном документе также дана рекомендация провести РИР поликвидации ЗКЦ в ряде нагнетательных скважинах с целью повышенияэффективности системы ППД.4.3 Внедрение усовершенствованной методики подбора объектовдля применения потокоотклоняющих технологийУсовершенствованная методика подбора объектов для примененияфизико-химических ПОТ [261] (см.
параграф 2.4) использована при составлениипрограмм работ по УОПЗ для многих нефтяных месторождений, в частности дляобъекта БП14 Тарасовского месторождения и объекта АС11 месторождения Е.Салымского региона Западной Сибири.4.3.1 Объект БП14 Тарасовского месторожденияКраткая геологическая характеристика данного объекта представлена впараграфе 2.2. При подборе участка внедрения технологии КВПП нагнетательныхскважин на данном объекте с целью выявления его наиболее проблемных спозиции выработанности запасов участков и причин их формированияиспользовался представленный в параграфе 2.4. метод многофакторногодифференциального анализа геолого-промысловых показателей залежи [290].При этом площадь залежи была дифференцирована на ряд участков сучетом ее геологического строения, седиментационной модели и действующейсистемы ППД.
Участки были выделены таким образом, чтобы продуктивныйразрез каждого из них отличался характерным набором пропластков или цикловосадконакопления. Границы участков, проведенных через нагнетательныескважины, представлены на рис. 4.3а черными линиями.244Для каждого выделенного участка были рассчитаны текущие показателиразработки, а статистической обработкой результатов ПГИ в скважинахопределено среднее значение коэффициента работающей толщины [290, 291].
Поэтим данным был проведен статистический анализ взаимовлияния различныхпоказателей [268, 290], результаты чего иллюстрирует рис. 4.4. Каждая точка напредставленных графических корреляциях отмечает средние значения двухгеологических или технологических показателей для конкретного участка залежи.a) − июль 2002 годаб) − апрель 2005 годаРисунок 4.3 − Изменение карты показателя интенсивности обводнения скважинобъекта БП14 Тарасовского месторождения в результате проведения в егонагнетательных скважинах серии КВППНа рис.
4.4а представлена графическая корреляция величины ПИО, т.е.245превышения средней обводненности продукции участка над величиной текущейвыработанности его приходящихся НИЗ, с величиной среднего пластовогодавления. По большинству точек отмечается прямая связь, указывающая наобводнение скважин соответствующих участков нагнетаемой водой (см. параграф2.3). Исключение составила одна точка, выделяющаяся высоким значением ПИОи соответствующая юго-восточному участку, где скважины обводняютсяпластовыми водами.а) − графическая корреляция между величинами текущего пластового давления ипоказателя интенсивности обводнения скважин на участках залежиб) – графическая корреляция между величинами среднего коэффициентаработающей толщины и прогнозного КИН на участках залежи246в) − графическая корреляция между величинами средней проницаемости пласта итекущего КИН на участках залежиРисунок 4.4 − Графические корреляции, построенные в ходе многофакторногодифференциального анализа геолого-промысловых показателей объекта БП14Тарасовского месторожденияНа рис.
4.4б представлена построенная аналогичным образом графическаякорреляция средней величины коэффициента работающей толщины пласта,согласно результатам ПГИ в скважинах данного участка, и его прогнозного КИН,рассчитанного по характеристикам вытеснения. По точкам, соответствующимучасткам с литологически выдержанными коллекторами (всем, кроме четырехвосточных), отмечается прямая связь этих показателей, которая указывает налокализацию остаточных запасов нефти в невовлеченных в заводнениепропластках.Точки, соответствующие восточным участкам со слабовыдержаннымиколлекторами, в указанной закономерности не участвуют.
При тех же среднихзначениях коэффициента работающей толщины прогнозный КИН в них заметнониже (рис. 4.4б). Это объясняется низким охватом пласта заводнением поплощади и локализацией остаточных запасов нефти в тупиковых зонах.Данный вывод подтверждает корреляция величин текущего КИН и среднейпроницаемости пласта, представленная на рис. 4.4в. По точкам, соответствующим247участкам с выдержанными коллекторами, отмечается прямая связь показателейчерез коэффициент вытеснения. Точки, соответствующие четырем восточнымучасткам, на корреляции расположены заметно ниже остальных.Таким образом, с использованием дифференциального факторного анализагеолого-промысловых показателей сложнопостроенной залежи нефти проведенаоценка причин формирования участков с невысокой выработанностью запасов.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
