Диссертация (1172962), страница 43
Текст из файла (страница 43)
4.11б). Эта ширина иопределила оптимальный подбор точек для построения зависимости потенциаль-262а) − выделение на корреляции области с шириной по оси абсцисс в 3000м*мД*атм./сПзб) − зависимость величины коэффициента корреляции точек, попавших в даннуюобласть интерполяции, с полученной для нее интерполирующей прямой отширины этой области по оси абсциссРисунок 4.11 − Определение оптимальной ширины по оси абсцисс областиинтерполяции точек, отметивших прямую зависимость величин дебита скважиныпо жидкости и ее потенциала по жидкости263ного дебита скважины по жидкости от показателя ее потенциала по жидкостиСкважины, соответствующие точкам, расположенным на графическойкорреляции (рис.
2.28) ниже полученной интерполирующей прямой, а такжеграниц оптимальной области интерполяции, были признаны проблемными из-закольматации ПЗП, либо по другим причинам. Скважины, подобранные дляпроведения стимуляции с помощью данного графо-аналитического метода,представлены в табл. 4.5, а соответствующие им точки на графической корреляции(рис. 2.28) отмечены жирными точками.Для подтверждения проблемности отмеченных скважин проводился такжеанализ динамик их эксплуатационных показателей за последний период работы.Проблемность скважины подтверждалась при падающей динамике ее дебита пожидкости или продуктивности за последний период эксплуатации, в том числе засчет дебита по нефти при падающей динамике величины забойного давления(снижении величины динамического уровня в скважине) и при сохранении величины пластового давления.Таблица 4.5 − Скважины западной среднедевонской залежи месторождения А.Усинского региона, рекомендованные для стимуляции в 2015 г.Потенциал прироста дебита по жидкости в скважине после еестимуляции определялся как разница между ее потенциальным дебитом ифактическим.
Потенциальный дебит по жидкости проблемной скважины оценивался с помощью описанной графической корреляции. Он отмечался на осиординат с помощью построенной интерполирующей прямой зависимости дебита264скважины по жидкости от ее показателя потенциала по жидкости согласнорассчитанному значению последнего для данной скважины. Проблемныескважины западной среднедевонской залежи месторождения А.
Усинского регионареспублики Коми ранжировались по величине потенциального дебита пожидкости и потенциала его прироста после стимуляции, в результате чегоотбирались наиболее потенциальные скважины.Потенциал прироста дебита скважины по нефти рассчитывался длякаждой из отобранных скважин по оцененной величине потенциала приростадебита по жидкости и текущей ее обводненности согласно формуле (2.31), послечего скважины ранжировались и по данному критерию.
В итоге для стимуляцииподбирались наиболее потенциальные по приросту дебита по нефти скважины.Характеристикиипотенциалприростадебитаподобранныхдлястимуляции скважин по нефти представлены в табл. 4.5. В число этих скважин, каквидим, попала и скважина № 2304, проблемная согласно результатам ГДИ.Учитывая высокую обводненность этих скважин и повышенную выработанностьприходящихся НИЗ нефти для их стимуляции было рекомендовано использоватьнаправленнуютехнологиюОПЗ,либотехнологиюГРП,включающуюодновременную водоизоляцию [292].
В 2015 году в скважине № 2304 был успешнопроведен ГРП.4.4.2 Внедрение критериев применимости стимуляции скважин методом ОПЗили ГРП и оптимизации режимов их работы при условии недопущенияроста обводненности и темпов обводнения продукцииПредставленные в параграфе 2.4.6 критерии применимости стимуляциискважиниоптимизациирежимовихработыпринедопущенииростаобводненности и темпа обводнения продукции [236, 258, 268] впервые былиприменены автором при разработке программы ГТМ для месторожденийПуровского региона Западной Сибири на 2006 год (приложение 19). Подбор скважин производился в два этапа.На первом этапе использовались традиционные методы подбора скважиндлястимуляциииоптимизации265ихрежимовработыпутеманализаэксплуатационных показателей добывающего фонда с учетом значений скинфактора в скважинах согласно результатам ГДИ и потенциала снижения в нихзабойного давления.
При планировании же в скважинах ГРП анализироваласьтолщина глинистой перемычки, разделяющей продуктивный пласт от еговодонасыщенной подошвы, которая согласно данным, представленным впараграфе 2.4, должна быть не ниже 5 м.На втором этапе использовались отмеченные в параграфе 2.4.6 критерииприменимости ГТМ по увеличению дебитов скважин по жидкости принедопущении роста обводненности и темпа обводнения продукции [236 258, 268]с целью подбора из скважин, отобранных на первом этапе, тех, которые имсоответствуют.В результате было рекомендовано провести ГРП в 12-ти скважинах и ОПЗ в6-ти скважинах объекта БП14 месторождения Ж Пуровского региона.
В 5-тискважинах объекта ПК19-20 месторождения З. было рекомендовано провести ОПЗ, ав 6-ти – оптимизацию режимов их работы (приложение 19).В итоге из 11 скважин объекта БП14 месторождения Ж., в которых согласноразработанной автором программе ГТМ были проведены ГРП и ОПЗ (№№ 272,428, 462, 618, 1076, 791, 233, 720, 345, 421 и 460), в восьми (№№ 272, 428, 462,1076, 233, 345, 421 и 460) после их проведения было отмечено снижениеобводненности или темпа обводнения продукции.
Для примера на рис. 4.12апредставлена динамика эксплуатационных показателей скважин № 428 и № 1076,в которых в 2006 г. были проведены ГРП.В скважине № 428 в течение первых двух месяцев после проведения ГРПобводненность продукции упала на 18,2 % по отношению к базовой, а дебит понефти вырос на 16,2 т/сут (рис. 4.12а).
По скважине № 1076 после ГРП средняяобводненность продукции стала несколько ниже базового уровня, а приростдебита по нефти составил 2,0 т/сут (рис. 4.12б). По скважине № 272 в первые тримесяца после проведения ГРП также отмечается снижение обводненности на 6 %,за счет чего дебит по нефти вырос на 3,4 т/сут. По скважине № 462 посла ГРП266обводненность продукции стала ниже базового уровня в среднем на 18,2 %, априрост дебита по нефти в среднем составил 16,2 т/сут.а) – ГРП в скважине № 428б) – ГРП в скважине № 1076Рисунок 4.12 – Результаты проведения ГРП в скважинах объекта БП14месторождения Ж. Пуровского региона: 1 дебит по жидкости, 2 дебит по нефти,3 базовый дебит по нефти, 4 обводненность продукции, 5 базоваяобводненность продукцииВ скважине № 233 после ОПЗ отмечено снижение обводненностипродукции на 13,4 % и прирост дебита по нефти составил на 15 т/сут.267Аналогичные динамики обводненности продукции были отмечены по скв.№№ 345, 421 и 460, рекомендованных для оптимизации режимов работы.
В трехскважинах №№ 618, 791 и 183 после проведения оптимизации сохранилсяпрежний темп обводнения. В них в течение первых двух месяцев после ГТМотмечался прирост обводненности за счет выхода из пласта жидкости глушения, азатем динамика обводненности возвращалась к базовой тенденции. Лишь поскважине № 720 после ГТМ был отмечен рост обводненности на 3 %. Приизучении причин этого было отмечено, что выработанность приходящихся на этускважину НИЗ нефти до ГТМ несколько превышала значение 0,5 д.ед.Аналогичные результаты были получены после проведения ГТМ поувеличению отборов жидкости в скважинах объекта ПК19-20 месторождения З.Согласно составленной автором программе ГТМ в конце 2005 года и в 2006 году вскважинах №№ 1652, 2039, 1818, 3298, 3048, 3196, 3221, 1608 данного объектабыли проведены ОПЗ и оптимизации режимов работы.В шести из этих восьми скважин после проведения ГТМ было отмеченоснижение обводненности, а в остальных – сохранение прежнего темпа обводнения.На рис.
4.13а представлена динамика эксплуатационных показателей скв. № 2039,в которой согласно составленной автором программе ГТМ в конце2005 г.проведена ОПЗ, а также для оптимизированной согласно програиие скв. № 3221. Врезультате произошло снижение обводненности скв. № 2039 на 11,0 %, ее дебит понефти вырос на 8,0 т/сут (рис. 4.13а). В скважине же № 3298 после ОПЗ отмеченоснижение обводненности на 3,0 % и прирост дебита по нефти на 1,3т/сут.Вскважине№3221 после ортимизации режима работы отмеченоснижение темпа обводнения продукции (рис. 4.13б). В скв. № 1608 послеоптимизации режима работы и двухмесячного периода эксплуатации, когда из неевыходила жидкость глушения, было отмечено снижение обводненности на 2,0 % иприрост дебита по нефти на 5,8 т/сут.Такие же результаты были отмечены и по остальным скважинам, вкоторых, согласно описанной программе работ, были проведены ГТМ.268а) – ОПЗ в скважине № 2039б) – Оптимизация режима работы в скважине № 3221Рисунок 4.13 – Результаты проведения ОПЗ и оптимизации режимов работы вскважинах объекта ПК19-20 месторождения З.
Пуровского региона: 1 дебит пожидкости, 2 дебит по нефти, 3 базовый дебит по нефти, 4 обводненностьпродукции, 5 базовая обводненность продукцииРезультатыпроведенныхработподтвердилиобъективностьпредставленных в параграфе 2.4.6 критериев применимости ГТМ по увеличениюдебитов скважин по жидкости при недопущении роста обводненности и темпаобводнения продукции.В дальнейшем эти критерии применялась автором при составлении проект269ных документов по разработке нефтяных месторождений и программ ГТМ.4.5 Внедрение новых потокоотклоняющих технологий4.5.1 Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированнойк условиям низкопроницаемых коллекторов (технологии КВППнагнетательных скважин)На подобранном участке объекта БП14 Тарасовского месторождения с 2002года проводились работыповнедрению комплекснойтехнологии ВППнагнетательных скважин [236, 268].
Комплексное ВПП нагнетательной скважиныосуществлялось последовательной закачкой через нее в пласт до 200 м3 СПС приконцентрации ПАА 0,25 % и ацетата хрома при концентрации 0,015 %, до 200 м3эмульсионного состава на основе эмульгатора "Нефтенол НЗ", до 10 м3 кислотногосостава и столько же водного раствора ПАВ "Нефтенол ВВД".Первые пробные обработки нагнетательных скважин по технологии КВППбыли проведены летом 2002 года и оказались эффективными. Массовые жеобработки нагнетательных скважин подобранного участка были начаты в июле2003 года и далее повторялись в летние месяцы каждого года.Динамика показателей разработки основного участка воздействия н данномобъекте представлена на рис. 4.14. Даты обработок отмечены на рисункестрелками.В результате комплексного физико-химического воздействия на пластсредняя обводненность продукции участка снизилась по отношению к базовомууровню на 0,05 д.ед.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
