Диссертация (1172962), страница 41

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 41)

ВзападныхицентральныхместорожденияостаточныеучасткахзапасызалежинефтиобъектаБП14сохранилисьвТарасовскогоосновномвслабодренируемых пропластках, что связано с послойной проницаемостнойнеоднородностью пласта. В этих участках было рекомендовано применениекомплексной технологии ВПП нагнетательных скважин [236, 268].В восточных участках залежи остаточные запасы нефти локализованы втупиковых зонах, формирование которых связано со слабой выдержанностьюпесчаных тел коллекторов. Для решения этой проблемы было рекомендованосовершенствование в этих участках системы заводнения [236, 268].При подборе на данном объекте участка для воздействия технологиейКВППнагнетательныхскважинтакжеиспользовалисьуточненныеиобоснованные критерии применимости ВПП [250, 251] (см.

параграф 2.4).Строилисьианализировалиськартытекущихотборов,остаточныхнефтенасыщенных толщин, ПИО продукции скважин и текущего пластовогодавления, а также проницаемости и проницаемостной неоднородности пласта, егорасчлененности. На этих картах выбирался участок с наибольшими значениямипоказателей. Также строилась карта выработанности приходящихся НИЗ нефти,на которой подбирался участок со значениями, не превышающими 0,8 д.ед.Выбранный участок внедрения технологии КВПП нагнетательных скважинрасположен в центральной и западной областях залежи, отмеченных на карте(рис.

4.3а) красным эллипсом и имеющих наибольшие значения величины ПИО.Участок на 01.07.2003 г. имел следующие особенности:расположен в зоне развития выдержанных коллекторов;248повышенные значения текущей нефтенасыщенной толщины, всреднем составлявшие 4,7 м;относительновысокаяпроницаемость коллекторов, в среднемсоставлявшая 28,5 мД.;высокиезначениятекущегопластовогодавления,всреднемсоставлявшие 300 атм. при начальном значении 282 атм;высокие значения текущего дебита по жидкости и приемистостискважин, в среднем составлявшие соответственно 40,1 и 156,3 т/сут;высокая обводненность продукции , составлявшая величину 0,91 д.ед.при текущей выработанности приходящихся НИЗ нефти 0,854 д.ед.;средний ПИО продукции, составлявший по участку 0,055 (рис.

4.3а)д.ед., а по остальной части залежи – 0,005 д.ед.С учетом последнего согласно методу, описанному в параграфе 2.4, быласпрогнозирована величина снижения обводненности продукции участка послевоздействия комплексной технологией КВПП нагнетательных скважин:фактпотf пот  Пинт.обв.  Пинт.обв.  0,055  0,005  0,05 д.ед.Такимподобранногообразом,участкапотенциалснижениявоздействияпосле(4.1)обводненностипроведенияпродукциисерииКВППнагнетательных скважин составил 0,05 д.ед.Оценка механизма обводнения скважин и текущей стадии разработки навыбранном участке пласта была проведена с использованием корреляционныхметодов [236, 268] (см.

параграф 2.3). За период трех с половиной лет до началавоздействия коэффициент корреляции динамик суммарной закачки и среднейобводненности продукции на участке составил 0,81, а коэффициент корреляциидинамик среднего дебита по жидкости и средней обводненности − 0,95. Этосогласнопредставленномувышекорреляционномуметодудиагностикимеханизмов водопритоков указывает на обводнение скважин нагнетаемой водой.Коэффициент корреляции динамик суммарной закачки и добычи нефтисоставил -0,43, суммарной закачки и добычи воды составил 0,82. Эти цифры249указывают на холостую циркуляцию закачиваемой воды по промытым в пластеканалам без вытеснения нефти, т.е.

на позднюю стадию разработки, подтверждаяцелесообразность проведения работ по КВПП нагнетательных скважин.4.3.2 Объект АС11 месторождения Е. Салымского регионаЗападной СибириОбъект АС11 месторождения Е. Салымского региона Западной Сибирихарактеризуется следующими геологическими особенностями: многопластовость(пласты АС111, АС112, АС113-1 и АС113-2) при сильном различии пластов по строению,средней проницаемости и начальной нефтенасыщенности, присутствие в залежахбольшинства пластов развитых ВНЗ. При этом наибольшие запасы нефтисосредоточены в пласте АС112. Перечисленное и обусловило опережающееобводнение добывающих скважин.Дифференциальный анализ выработки запасов нефти на данном объектепроводился и по разрезу путем построения для каждого из пластов динамики LnВНФ продукции относительно шкалы накопленной добычи нефти (рис.

4.5). Наданных динамиках жирными красными точками отмечены величины предельногозначения Ln ВНФ (3,89), соответствующего обводненности продукции 0,98 д.ед. иНИЗ нефти в шкале накопленной добычи нефти. Анализ динамик позволилотметить тенденцию линейного роста значений в последние годы, указывающуюна усиление доли закачиваемой воды в добываемой продукции.Пласт АС113-2 на дату проведения анализа отличался наименьшим значениемтекущего КИН (0,051 д.ед.) при наибольшей обводненности продукции (0, 696д.ед.). Динамика Ln ВНФ продукции пласта (см. рис. 4.5г) отмечала наибольшуюпрогнозную недостижимость проектного КИН.

Прогнозный коэффициент охватапласта разработкой не превышал значения 0,241 д.ед, что указывало нанеобходимость проведения работ по увеличению охвата пласта заводнением.Основной же пласт АС112 на 01.09.2011 г. характеризовался сравнительновысоким значением текущего КИН (0,176), что объясняется его наибольшейпроницаемостью (61,2 мД.).250554432Ln ВНФLn ВНФ310210-1-1-2-3-20100020003000400050006000700080009000100000100002000030000400005000060000Накопленная добыча нефти, тыс.т.Накопленная добыча нефти, тыс.т.а) - пласт АС111б) - пласт АС11255443Ln ВНФLn ВНФ3221100-1-1-20200040006000800010000120001400016000Накопленная добыча нефти, тыс.т.05001000150020002500Накопленная добыча нефти, тыс.т.в) - пласт АС113-1г) - пласт АС113-2Рисунок 4.5 − Динамика Ln ВНФ продукции различных пластов объекта АС11 месторождения Е.

Салымского регинаЗападной Сибири относительно шкалы накопленной добычи нефти251Однако и его прогнозная динамика Ln ВНФ продукции указала нанедостижимость проектного КИН и, соответственно, на целесообразностьпроведения мероприятий по увеличению охвата пласта заводнением, как и наостальных пластах данного объекта.УточненныеиобоснованныекритерииприменимостиВППнагнетательных скважин учитывались путем построения и анализа карт текущихотборов, остаточных нефтенасыщенных толщин и текущей выработанности НИЗнефти,атакжекартсреднейпроницаемости,егопроницаемостнойнеоднородности и расчлененности.

При этом преимущество отдавалось участкамс повышенными значениями показателей, кроме выработанности НИЗТакже строились и анализировались карты избыточной обводненности иПИО продукции скважин, представленные на рис. 4.6. При сравнении этих двухкарт отмечено, что зоны с высокими значениями ПИО (рис. 4.6б) в основномсоответствуют участкам с высокой избыточной обводненностью продукции (рис.4.6а).Этообъясняетсятождественностьювеличинывыработанностиприходящихся НИЗ нефти данной скважины величине текущей водонасыщенностиее ПЗП и, соответственно, приемлемой обводненности продукции. При этом своейконфигурациейкартаПИОкоррелируеттакжескартойтекущихнефтенасыщенных толщин, что и обосновывает ее использование в качествеосновного аналитического инструмента при подборе участков для работ по УОПЗ.Проведенный анализ позволил выделить на залежи ряд проблемныхучастков, отмеченных на картах контурами: западный, центральный, северовосточный и восточный.

Критериям применимости ПОТ наиболее всегосоответствует центральный участок, где отмечаются наибольшие остаточныенефтенасыщенные толщины при наибольшей обводненности продукции, а такженаибольшие значения ПИО и избыточной обводненности продукции скважин. Тамже отмечаются наибольшая расчлененность коллекторов (рис. 4.6) при подбореучастков воздействия ПОТ на залежи нефти.2520,10,20 ,40,60,80,20,40,60,8а) − карта избыточной обводненности продукции скважин0,1б) − карта показателя интенсивности обводнения продукции скважинРисунок 4.6 − Карты избыточной обводненности и показателя интенсивностиобводнения продукции скважин объекта АС11 месторождения Е. Салымскогорегиона Западной Сибири на 01.09.2011 г.Диагностика механизмов обводнения скважин и оценка текущей стадииразработкинаанализируемыхучасткахпластапроводиласьтакжесиспользованием корреляционных методов, представленных в параграфе 2.3.

Былоотмечено, что на центральном, а также на северо-восточном участках залежи253скважины обводняются главным образом закачиваемой водой. При этомвытеснение нефти водой из дренируемой части пласта там почти завершено, чтообеспечиваетселективностьэкранированияпромытыхпропластковприпроведении ВПП нагнетательных скважин.Сравнительный анализ участков по потенциалу эффективности ВППпроводился согласно методу, представленному в параграфе 2.4 [261]. Анализкарты ПИО, построенной на 01.09.2011 г., позволил отметить, что на центральномучастке залежи значение ПИО изменялось в основном от 0,150 до 0,3 д.ед.,местами достигая 0,47 д.ед. На других участках оно изменялось от 0,1 до 0,18 д.ед.В целом же по объекту АС11 месторождения Е.

значение ПИО на 01.09.2011.составило 0,097 д.ед. Таким образом, потенциал снижения обводненностипродукции центрального участка на 01.09.2011 г. согласно формуле (2.25)составил:фактпотf пот  Пинт.обв.  Пинт.обв.  0,150  0,097  0,053 д.ед.Этозначениепревышаетаналогичныедлядругих(4.2)участков.Нацентральном участке также был отмечен наибольший реагирующий фонд скважинс относительно высокими дебитами по жидкости. С повышенными дебитами пожидкости работают и скважины северо-восточного участка, однако при меньшемих количестве. На восточном участке дебиты по жидкости заметно ниже.Данные показатели участков были учтены при оценке прогнознойдополнительной добычи нефти.

Прогнозная годовая дополнительная добыча нефтиот проведения ВПП на центральном участке оказалась наиболее высокой исоставила 16,5 тыс. т. На основании этого данный участок был выбран длявоздействия в качестве основного, остальные же участки приняты, как резервные.С использованием описанных принципов в 2005 году на залежи сподстилающей водой объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения был подобранучасток для проведения работ по УОПЗ в районе 6-го и 7-го рядов нагнетания,отличавшийся повышенными остаточными нефтенасыщенными толщинами привысокой обводненности продукции и повышенными значениями ПИО. В течение254годового периода до начала воздействия коэффициент корреляции динамиксуммарной закачки и средней обводненности продукции скважин составил 0,53, адинамик их среднего дебита по жидкости и средней обводненности – 0,79.

Этицифры указывает на преобладание в добываемой воде нагнетаемых вод и наприсутствие подошвенных за счет ЗКЦ. Также было отмечено преобладаниеподошвенных вод в продукции скважин внутренних рядов отбора, что объясняетсяболее низким там пластовым давлением.Таким образом, с использованием усовершенствованной методики былиподобраны участки внедрения новых потокоотклоняющих технологий и на другихнефтяных месторождениях.4.3.3 Внедрение методики планирования воздействия потокоотклоняющейтехнологии с удаленным гелеобразованием на высокотемпературныйнефтяной поастВ 2015 году проводились работы по планированию воздействия ПОТ судаленным гелеобразованием на участке пласта АС93 месторождения Г.Надымского региона Западной Сибири. Начальная пластовая теература составляла85 град С.

Характеристики

Список файлов диссертации