Диссертация (1172962), страница 42
Текст из файла (страница 42)
Участок воздействия подобран cогласно методам, описанной впараграфах 2.4 и 3.2.5, в западной части залежи в районе нагнетательных скважин№№ 311 и 335. Согласно методу планирования таких работ (см. параграф 3.1.5) научастке были проведены трассерные исследования (ТИ), по результатам которыхбыли выявлены каналы сверхвысокой проводимости, идущие от нагнетательнойскважины № 335 к добывающей № 323, и от нагнетательной скважины № 311 кдобывающей № 312.В канале между скважинами № 335 и № 323, выполнявшем основноймассоперенос трассера (69,0 %), скорость перемещения меченной жидкостисоставила 112,5 − 787,3 м/сут, проницаемость трубок тока составила от 13,8*103 до96,4*103 мД, их доля в дебите по воде скв.
№ 232 − 2,3 %, а объем − 9,1 м3.В канале между скважинами № 335 и № 323, также выполнявшем основноймассоперенос трассера (46,3%), скорость перемещения меченой жидкости255составила 541,0 м/сут, проницаемость трубок тока − 44,8*103 мД, их доля в дебитепо воде − 0,33 %, а объем − 0,026 м3.Согласно методу, представленному в параграфе 3.1.5, для подобранногоучасткавоздействияпостроенасекторнаягидродинамическаямодельсуплотненной расчетной сеткой на основе модели месторождения Г. Надымскогорегиона Западной Сибири. Разрез пласта АС93 был представлен десятью слоями.На рис. 4.7 представлено распределение расчетной текущей нефтенасыщенностипласта по продольным и поперечным сечениям секторной модели на 15.11.2015 г.С учетом результатов трассерных исследований (ТИ) в секторной моделиучасткавоздействиябылисмоделированытрещины,соединяющиенагнетательную скважину № 335 с добывающей № 323, а нагнетательную № 311 сдобывающей № 312.Рисунок 4.7 – Распределение текущей нефтенасыщенности по сечениям секторноймодели участка пласта АС93 месторождения Г.
Надымского региона на 15.11.2015г.Для обеспечения соответствия фильтрационно-емкостных характеристиксмоделированных трещин результатам трассерных исследований для них были256заданы те значения объемной проводимости Vт*kт, которые получены изтрассерных исследований (см. табл. 4.4.). Здесь Vт – объем канала, а kт – егопроницаемость, оцененные по результатам трассерных исследований (ТИ).Для определения потенциальной зоны гелеобразования при проведенииработ по УОПЗ с использованием термогелирующего состава в секторной моделиучастка, согласно методике, описанной в параграфе 3.1.5, были рассчитаны картытекущей пластовой температуры для каждого из ее расчетных слоев.
Такие картыдля верхнего и нижнего слоев представлены на рис. 4.8.На рис. 4.9 представлена серия профилей секторной модели участкавоздействия, проходящих вдоль и поперек описанных трещин, в которых цветомобозначено распределение текущей температуры. Анализ рисунков 4.8 и 4.9позволилсделатьвывод,чтоохлажденныйинтервалстеноктрещины,соединяющей нагнетательную скважину с добывающей, составляет околополовины расстояния между ними. А охлажденная часть сечения, проведенногочерез нагнетательную скважину поперек трещине, − около 0,3 от этого расстояния.Таблица 4.4 – Параметры трещин, смоделированных в секторной модели участкапласта АС93 месторождения Г.
Надымского региона согласно результатам ТИПоказательПроницаемость(мин/макс/средн), мД.Скорость фильтрациитрассера, м/сутДоля в дебите по водескважины, %Движение жидкости потрещине, куб.м/сутОбъем трещины, м3Показатель объемнойпроводимости, м3∙мДТрещина между скв.№ 311 и № 312Трещина между скв.№ 335 и № 323Значения порезультатам ТИЗначения вмоделиЗначения порезультатам ТИ44700 / 44700 / 4470041453210 / 96430 / 10980Значения вмодели18087540-89,7 ─ 787,0-0,0033-3,31-0,0255-1.032-0,02550,2759,065,5114011409947999479Т.е., потенциальная зона гелеобразования в поровой части пластарасположена между первой третью и серединой пути от нагнетательной скважинык добывающей, а в трещине − на его середине.257а) − верхний слой моделиб) − нижний слой моделиРисунок 4.8 – Распределение расчетной температуры по площади различных слоевсекторной модели участка пласта АС93 месторождения Г.
Надымского регионаЗападной Сибири на 15.11.2015 г.При движении закачиваемого ТГС по трещине в ней за счет инфильтрацииводы в поровую среду формируется концентрат, из которого под воздействиемтемпературы образуется «жесткий» гель.а) − по сечениям, соединяющим скважины №№ 311 и 312, 335 и 323258б) − по сечению, соединяющему скважины №№ 311 и 335Рисунок 4.9 – Распределение текущей температуры по сечениям секторной моделиучастка пласта АС93 месторождения Г.
Надымского региона Западной Сибири,соединяющим нагнетательные скважины с добывающимиИз представленных на рис. 3.10 кольцеобразных регионов гелеобразованиякарте текущих температур участка пласта наиболее соответствует третий,отмеченный на рисунке светло-зеленым цветом и соответствующий ему регионгелеобразования в трещинах, а также соответствующие результаты прогнозаэффективности воздействия ПОТ (см.
табл. 3.2).На рис. 4.10 представлена зависимость расчитанной в модели прогнознойдополнительнойдобычинефтиот объемагелевойоторочкиПОТпригелеобразовании в удаленной зоне 3 (см. рис. 3.10).Как видим, с ростом объема оторочки эффективность увеличивается, но соснижающейся интенсивностью. Зависимость указывает на целесообразностьиспользования объема гелевой оторочки не выше 500 м3. Прогнозная динамикасуммарного дебита по нефти и средней обводненности продукции участка воздействия ПОТ с удаленной зоной гелеобразования 3 при объеме оторочки500 м3 представлена на рис. 3.11.259Рисунок 4.10 − Зависимость расчетной эффективности ПОТ с удаленнымгелеобразованием от объема рабочей оторочки при образовании геля в удаленнойзоне 3 секторной модели участка воздействияДанные, представленные на рис.
4.10 и в табл. 3.2, описывают прогнознуюдополнительнуюдобычунефтиотпримененияПОТсудаленнымгелеобразованием в течение шести лет после воздействия. В практике жевозможная длительность контролирования эффекта после разовой обработкинагнетательныхскважинсоставляетнеболеедвухлет.Прогнозныйтехнологический эффект за 24 месяца после обработок скважин №№ 335 и 311ПОТ с зоной удаленного гелирования 3 и объемом рабочей оторочки 500 м3составил 1583,1 т., (или около 2222 м3 в пластовых условиях, см. приложение 18).Причем основную часть прогнозного технологического эффекта составилирезультаты обработки нагнетательной скважины № 335 (1557,8 т) и в первуюочередь по реагирующей скважине № 323 (1297,5 т.).
Прогнозная жедополнительная добыча нефти от обработки скважины № 311 дала результат ниже(403,9 т), а основная ее часть получена по реагирующей скважине № 312 (254,2 т).Как видим, согласно прогнозным расчетам на воздействие ПОТ судаленным гелеобразованием лучше всего реагируют скважины, связанные собработанными нагнетательнами трещинами или суперколлекторами.2604.4 Внедрение усовершенствованной методики подбора скважин длястимуляции методом ОПЗ или ГРП и оптимизации режимов их работы принедопущении роста обводненности и темпов обводнения продукцииНиже представлены результаты внедрения новых методических подходов кподбору скважин для проведения ГТМ по увеличению их дебитов. Это − экспрессметод подбора скважин для стимуляции [264] и критерии подбора скважин дляГТМ по увеличению дебитов жидкости при недопущении роста обводненности итемпа обводнения продукции [236, 258 268].4.4.1 Внедрение статистического экспресс-метода подбора добывающихскважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРППри подборе скважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРП на западнойсреднедевонской залежи месторождения А.
Усинского региона республики Коми в2015 г. в первую очередь были проанализированы результаты ГДИ в скважинах,проведенных в 2013 − 2014 годах. Были отмечены скважины с повышеннойвеличиной скин-фактора, однако в большинстве из них на момент проведенияанализа ОПЗ были уже проведены. Исключение составила скважина № 2304 соскин-фактором, равным по результатам ГДИ, значению +5.Поэтому с целью дальнейшего подбора скважин для проведениястимуляции был использован статистический экспресс-метод (см. параграф 2.4.6),позволяющий относительно быстро находить на нефтяной залежи проблемныескважины с позиции их продуктивности, потенциальные для прироста дебита пожидкости и по нефти после проведения стимуляции.Согласно данному методу [264] строилась и анализировалась графическаякорреляция следующих показателей скважин анализируемого объекта:по оси абсцисс − показатель потенциала скважины по жидкости;по оси ординат − текущий ее дебит по жидкости.Показатель потенциала скважины по жидкости равен произведениювеличин вскрытой толщины пласта, его средней проницаемости, согласно даннымГИС, и депрессии на пласт, согласно данным текущего технологического режима,261поделенное на вязкость добываемой жидкости.Непроблемными признаны скважины, точки которых на графическойкорреляции расположились близко к прямой зависимости второго показателя отпервого.
Их интерполирующая прямая отмечена на корреляции (рис. 2.28)пунктирной линией. Проблемными же признаны скважины, точки которых накорреляции оказались значительно ниже данной линии. На рис. 2.28 они окруженыпунктирным эллипсом.Построение интерполирующей прямой зависимости дебита непроблемнойскважины по жидкости от показателя ее потенциала по жидкости проводилосьстатистическим методом при следующей последовательности действий.На первом этапе на графической корреляции отбирались точки, которыечисто зрительно наиболее соответствуют указанной прямой зависимости. По этимточкам статистическим методом строилась интераполирующая прямая линия.На втором этапе параллельно направлению полученной прямой наодинаковом расстоянии от нее выше и ниже отмечались границы областиинтерполяции (рис. 4.11а).
Таких областей с различной шириной по оси абсциссбыло отмечено несколько.На третьем этапе для каждой из полученных областей определеннойширины по попавшим в нее точкам методом интерполяции рассчитывалась прямаялиния (на рис. 4.11а отмечена сплошной прямой), а также коэффициенткорреляции ее с исходными точками.На четвертом этапе строилась и анализировалась зависимость величиныкоэффициентакорреляциимеждуинтерполирующейпрямойиточками,попавшими в область интерполяции, от ее ширины по оси абсцисс.Анализ данной зависимости для отмеченного объекта разработки показал,что указанный коэффициент корреляции увеличивается с уменьшением шириныанализируемой области, а наибольший его рост отмечается после сужения областиинтерполяции до ширины 3000 м*мД*атм./сПз (рис.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
