Диссертация (1172962), страница 44
Текст из файла (страница 44)
(рис. 4.14), что соответствует представленной вышепрогнозной цифре. Средний дебит по нефти вырос с 5,8 т/сут в июне 2002 года до6,9 т/сут в сентябре того же года и до 7,8 т/сут в декабре 2004 года.Следует также отметить, что после каждого ежегодного цикла КВППнагнетательныхскважинснижениеобводненностипродукцииучасткасопровождалось ростом суммарного объема закачки воды, что позволилосохранить на прежнем уровне отборы жидкости (рис. 4.14).
Как видим, характер270динамики показателей разработки участка качественно соответствует результатамгидродинамического моделирования КВПП нагнетательных скважин (рис. 3.1б).Рисунок 4.14 − Динамика показателей разработки участка внедрения технологииКВПП нагнетательных скважин на объекте БП14 Тарасовского месторождения:1 – добыча нефти, 2 – обводненность продукции, 3 – закачка водыЭто обусловило в среднем двухкратный рост эффективности работ по УОПЗна данном объекте (с 400 – 500 т. дополнительно добытой нефти на однускважино-обработку, при применении традиционных технологий ВПП, до 800 –1000 т.
при применении технологии КВПП).Анализом результатов ПГИ обработанных нагнетательных скважин былоотмечено, что после проведения КВПП происходило расширение их профилейприемистости. Для примера на рис. 4.15 представлены геофизические кривые ипрофиль приемистости нагнетательной скважины № 475 до и после обработок.Первый профиль приемистости замерен 03.07.99, т.е. до начала работ.Согласно ему воду принимал лишь наиболее проницаемый интервал пласта наглубине 2887,0 – 2895,0 м.Второй профиль приемистости замерен 20.07.05, т.е. после проведения вданной скважине серии КВПП. Согласно ему воду принимает уже весьперфорированный пласт в интервале глубин 2882,0 – 2915,0 м.271Рисунок 4.15 − Результаты исследования профиля приемистости нагнетательной скважины № 475 объекта БП14Тарасовского месторождения до и после проведения в ней серии КВПП: 1 − термометрия фоновая,2 − термометрия при закачке, 3 − кривая расходометрии, 4 – принимающий интервал пласта согласно ПГИ от03.07.1999 г., 5 − принимающий интервал пласта согласно ПГИ от 20.07.2005 г.272Таким образом, в результате применения технологии КВПП нагнетательныхскважин профиль приемистости скважины № 475 расширился с 8 до 23 м.На рис.
4.3 представлена карта показателя интенсивности обводненияскважин объекта БП14 Тарасовского месторождения, построенная в одноммасштабе для двух дат:июль 2002 года, т.е. до начала воздействия;апрель 2005 года, т.е. почти через 3 года после начала воздействия.Сравнение вариантов карты позволяет отметить заметное уменьшениеразмеров области высоких значений показателя интенсивности обводненияскважин после проведения работ по КВПП нагнетательных скважин.Расчетытехнологическогоэффектазасчетпроведенныхработосуществлены согласно требованиям общеотраслевого руководства [293].Согласно результатам расчетов, подтвержденнымпредприятием ООО«РН − Пурнефтегаз», накопленная дополнительная добыча нефти за счетприменения технологии КВПП нагнетательных скважин на участке объекта БП14Тарасовского месторождения только в период 2002 – 2004 годов составила 110тыс.т.
или 0,4 д.ед. от базовой накопленной добычи за тот же период времени[236, 268, 294, 295].Далее эффективные работы на данном участке данной залежи по даннойтехнологии продолжались. В 2015 году в результате проведения КВПП в 15нагнетательныхскважинахобъектаБП14Тарасовскогоместорождениядополнительно добыто 9,1 тыс.т. нефти. В результате улучшились показателиразработки данного объекта. На рис. 4.16а представлена динамика основныхпоказателей разработки всего объекта БП14 Тарасовского месторождения.Начиная с середины 2003 года, т.е.
с начала массового воздействиятехнологией КВПП, там отмечается стабилизация обводненности продукции призаметном ее снижении (рис. 4.16а). С середины 2007 года обводненностьпродукции растет, но с меньшим темпом, чем до начала воздействия.
Влияниетехнологии КВПП нагнетательных скважин на прогнозный КИН оценено273длявсего объекта разработки в целом согласно его утвержденным запасам нефти.2500001,00,820,71500000,60,51000000,40,30,230,18.201412.20138.20112.20108.20082.20078.20052.20048.20022.20018.19992.19988.19962.19958.19932.19928.19902.198908.1987500002.1986Добыча нефти и жидкости, т/мес.200000Обводненность продукции, д.ед.0,940,0Датаа) − динамика основных показателей разработки объекта БП14 Тарасовскогоместорождения: 1 – добыча нефти, 2 – обводненность продукции, 3 − базоваядобыча нефти, 4 – базовая обводненность продукцииЛогарифм ВНФ продукции4,02,00,0-2,0Δ КИН = 0,06-4,0-6,0-8,00500010000150002000025000300003500040000Накопленная добыча нефти, тыс.
тб) − динамика логарифма ВНФ продукции участка воздействия технологиейКВПП нагнетательных скважин относительно накопленной добычи нефтиРисунок 4.16 − Динамики основных показателей разработки и обводненияпродукции объекта БП14 Тарасовского месторождения в период до и послевоздействия технологией КВППДинамика логарифма ВНФ продукции участка воздействия на объектеБП14 Тарасовского месторождения (рис. 4.16б) отмечает отклонение в сторону осинакопленной добычи нефти после его начала. Анализ данной динамики показал,что в результате проведенных работ прогнозные извлекаемые запасы нефтиобъекта увеличились на 23,8 %, а прогнозный КИН − на 5,7 %.В 2006 году воздействие технологией КВПП нагнетательных скважинбыло распространено на месторождения Ноябрьского региона Западной Сибири[250, 251], где также были получены высокие результаты.На рис.
4.17а представлена динамика показателей разработки объекта БС102месторождения И. Ноябрьского региона Западной Сибири [296], на котором всередине 2006 года применена технология КВПП нагнетательных скважин. Длясравнения на рис. 4.17б представлена аналогичная динамика, построенная в техже шкалах при тех же размерностях, но для объекта БС11 месторождения К. [241]того же региона, где нагнетательные скважины одновременно обрабатывались сиспользованием составом СПС. Сравнение динамик позволяет отметить, что приодинаковом уровне снижения обводненности продукции на обоих объектах наобъекте БС11 месторождения К.
после серии ВПП с использованием состава СПСприрост добычи нефти оказался заметно меньше, чем на объекте БС102месторождения И, где применялась технология КВПП.а) − динамика показателей разработки объекта БС11 месторождения К., где в 2006г. проводились ВПП с использованием состава СПС275б) − динамика показателей разработки объекта БС102 месторождения И., гдев 2006 г.
применялась комплексная технология ВПП нагнетательных скважинРисунок 4.17 − Сравнительный анализ динамик показателей разработки объектаБС102 месторождения И. и объекта БС11 месторождения К. до и после массовогопроведения в 2006 г. работ по ВПП нагнетательных скважин с использованиемтехнологий СПС и КВПП: 1 – добыча нефти, 2 – обводненность продукции,3 – закачка водыЭто объясняется снижением приемистости обработанных скважин, чего непроизошло на объекте БС102 месторождения И.
Дополнительная добыча нефти засчет применения в 2006 году технологии КВПП нагнетательных скважин наместорождении И. составила 24,3 тыс.т.,Таким образом, результаты внедрения комплексной технологии ВППнагнетательных скважин на залежах нефти Западной Сибири достаточно высоки.Положительные результаты от аналогичных работ, получены и в США [360].4.5.2 Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированнойк условиям залежей нефти с подстилающей водой(технологии на основе состава ППС)Впервые воздействие технологией КВПП нагнетательных скважин вусловиях залежи с подстилающей водой было осуществлено на объекте ПК19-20Барсуковского месторождения в июне 2005 года [236, 268].
Были обработаны 20скважин 6-го и 7-го рядов нагнетания.276Технология КВПП нагнетательных скважин с учетом описанных вышеособенностей механизма действия ПОТ в условиях залежи с подстилающей водойбыла модифицирована. Первая рабочая оторочка, оказывающая тампонирующеевоздействие на подошвенный водонасыщенный пласт ПК20, представляла 100 м3состава ВДС с высокими реологическими свойствами, вторая − 200 м 2 ВУС.Далее в каждую скважину закачивалось по 12 м3 стимулирующего кислотногосостава и по 10 м3 водного раствора ПАВ "Нефтенол – ВВД".Динамика показателей разработки подобранного участка воздействия наданном объекте (см.
параграф 4.3.2) представлена на рис. 4.18. Технологическийэффект от обработок в виде снижения обводненности продукции реагирующихскважин длилось 15 месяцев.Следует при этом отметить отсутствие заметного снижения объемовзакачки на участке воздействия после его проведения (рис. 4.18). Суммарнаядополнительная добыча нефти в результате применения технологии КВППнагнетательных скважин на данном объекте в 2005 году составила 67,7 тыс.т. или3,4 тыс.т. на одну скважино-обработку. Только лишь за счет сниженияобводненности продукции было дополнительно добыто 46,6 тыс.т. нефти или 2,3тыс.т.
на одну скважино-обработку.Рисунок 4.18 − Динамика основных показателей разработки участка воздействиятехнологией КВПП нагнетательных скважин, адаптированной к условиям ЗПВ, наобъекте ПК19-20 Барсуковского месторождения в 2005 году: 1 – добыча нефти, 2 −закачка воды, 3 – обводненность продукции277В 2015-м году составом ППС и закачиваемым вслед ВУС были обработаны25 нагнетательных скважин Комсомольского месторождения, 13 из которыхработали на основной объект разработки ПК18.Продуктивные пласты группы ПК Комсомольского месторожденияобладают относительно высокой проницаемостью, что делает необязательнымпоследующююнаправленнуюихстимуляциюприпроведенииВППнагнетательных скважин. Однако они характеризуются сложным характеромнасыщенности пластов, а именно наличием обширных газовых шапок иводонефтяных зон.
Доля контактных запасов на месторождении составляет более75 %, что обусловило присутствие ЗКЦ в большинстве нагнетательных скважинах[297]. Последнее обусловило целесообразность использования при ВППнагнетательных скважин данного объекта предоторочки на основе сшитогосостава ППС с целью тампонирования водонасыщенной подошвы пласта.На рис. 4.19 представлена динамика основных показателей разработкиучастка воздействия нагнетательной скважины № 134 объекта ПК18. Скважинарасположена у контура нефтеносности данной ЗПВ, имеющей в разрезеглинистую перемычку между разнонасыщенными пластами толщиной около 2 м.Рисунок 4.19 − Динамика основных показателей разработки участка воздействиянагнетательной скважины № 134 объекта ПК18 Комсомольского месторождениядо и после ВПП с использованием состава ППС в 2015 г.: 1 – добыча нефти, 2 –обводненность продукции278Такая низкая толщина перемычки делает ЗКЦ неизбежными.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
