Диссертация (1172962), страница 45
Текст из файла (страница 45)
Скважинаобработана 15 – 17 апреля 2015 года составами ППС (100 м3) и ВУС (200 м3).Динамики показывают присутствие технологического эффекта от обработки,который следует рассматривать, как результат ликвидации в скважине ЗКЦ.СогласноданнымООО«РН-Пурнефтегаз»(см.приложение20)дополнительная добыча нефти от применения в 2015 году на Комсомольскомместорождении технологии ВПП нагнетательных скважин на основе составовППС и ВУС составила 26,956 тыс.т., или 1,078 тыс.т. на скважино-обработку, изних по объекту ПК18 − 18,796 тыс.т, или 1,446 тыс.т. на скважино-обработку.4.5.3 Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированнойк условиям коллекторов трещинно-порового типа(с предоторочкой на основе состава ППС)Задача тампонирования естественных трещин и трещин автоГРП припроведении ВПП нагнетательных скважин впервые возникла при проведенииработ по УОПЗ на Харампурском месторождении Пуровского региона ЗападнойСибири [236 268].
Месторождение приурочено к юрским отложениям иотличается низкой средней проницаемостью коллекторов при их высокойтрещинности. Высокая трещинность терригенного пласта снижает эффективностьтрадиционных технологий ВПП нагнетательных скважин за счет снижениядлительности эффекта из-за быстрого выноса геля из пласта через добывающиескважины.Проблему удалось решить введением в технологию КВПП нагнетательныхскважин предоторочки на основе состава ВДС с высокими реологическимисвойствами. Он представляет СПС на основе концентрированного (1,5 %)раствора ПАА.
Адаптированной таким образом технологией КВПП в 2003-м годуобработаны 11 нагнетательных скважин данного месторождения, в каждую изкоторых закачено по 50 − 150 м3 ВДС, столько же эмульсионного состава, по 10м3 кислотного состава и водного раствора ПАВ "Нефтенол – ВВД".В результате проведенных работ на большинстве участков воздействия279отмечалось снижение обводненности продукции добывающих скважин присохранении или увеличении объемов закачки воды. В качестве примера на рис.4.20представленадинамикаосновныхпоказателейразработкиучасткавоздействия нагнетательной скважины № 372 Харампурского месторождения.Для более эффективного тампонирования трещин и суперколлекторов припроведенииВПП нагнетательных скважин далее в качестве "жесткой"предоторочки было предложено использовать состав ППС, отличающийсявысокимитампонирующимисвойствами(см.параграф3.1.4).Начиная с ноября 2011 года систематически проводились мероприятия поВПП нагнетательных скважин объекта АС11 месторождения Е.
Салымскогорегиона Западной Сибири, отличающихся высокой приемистостью (в среднем 455м3/сут). Учитывая последнее первая рабочая оторочка, предназначенная длятампонирования микротрещин в ПЗП и суперколлекторов, представляла составППС. Для экранирования промытых пропластков пласта далее в него черезнагнетательные скважины закачивался ВУС.Рисунок 4.20 − Динамика основных показателей разработки участка воздействиянагнетательной скважины № 372 Харампурского месторождения до и послепроведения в ней КВПП с предоторочкой на основе состава ВДС в 2003 г.: 1 –добыча нефти, 2 – закачка воды, 3 – обводненность продукции280В 2011 году потокоотклоняющими технологиями с "жесткой" предоторочкой обработаны 10 нагнетательных скважин, из них составами ППС и ВУС − 5скважин №№ 1468, 5617, 1469, 1377 и 1423. Другие 5 скважин обработанысоставами ВДС и ВУС. На рис.
4.21 представлена динамика основныхпоказателей разработки участка их совместного воздействия. Начиная с датыначала обработок отмечается стабилизация значений обводненности продукцииучастка после неуклонной тенденции их роста. Средняя обводненностьпродукции участка воздействия стала ниже базового ее значения на 0,048 д.ед.,что почти не отличается от прогнозной величины (см. параграф 4.3.2).После обработок также отмечена стабилизация динамики добычи нефтипри неуклонной тенденции ее падения до начала воздействия.
Расчеты показали,что в результате воздействия ПОТ с "жесткой" предоторочкой в 2011 году в 10нагнетательных скважинах объекта АС11 месторождения Е. Салымского регионатехнологический эффект на 01.04.2012 г. составил 15,8 тыс. т. нефти (см. приложение 21) или в среднем 1,6 тыс. т. на одну скважино-обработку. Это также малоотличается от прогнозной величины дополнительной добычи нефти.Рисунок 4.21 − Динамика основных показателей разработки участка примененияПОТ с «жесткой» предоторочкой на объекте АС11 месторождения Е.
Салымскогорегиона в 2011 году: 1 – добыча нефти, 2 – обводненность продукции281При этом дополнительная добыча нефти от применения состава ППСсовместно с ВУС в пяти названных нагнетательных скважинах на 01.04.2012 г.составила 15,4 тыс. т. или 3,1 тыс. т. на одну скважино-обработку, или 0,976 отобщей дополнительной добычи нефти. Относительный же прирост добычи нефтик базовой в результате воздействия составами ППС+ВУС оказался в 8,7 раз выше,чем при применении составов ВДС+ВУС (табл. 4.6).Как видим, композиция составов ППС + ВУС дала наиболее высокиерезультаты. Анализ полученных результатов практических работ показываетцелесообразность использования для "жесткой" предоторочки состава ППС.4.5.4. Внедрение потокоотклоняющей технологии с удаленнымгелеобразованием (на основе ТГС с замедленным гелированием)23 − 26 декабря 2015 года нагнетательная скважина № 355 пласта АС93месторождения Г. Надымского региона Западной Сибири была обработанаселективным термогелирующим составом с замедленным гелированием в объеме520 м3.
26 − 29 декабря 2015 года тем же составом в объеме 507 м3 былаобработана нагнетательная скважина № 311 того же объекта.Таблица 4.6 − Результаты анализа эффективности использования разных составовв качестве «жесткой» предоторочки при применении ПОТ на объекте АС11месторождения Е.
Салымского региона в 2011 г.282Работы по увеличению охвата пласта заводнением на участке пласта АС93месторожденияГ.темогелирующегоНадымскогосоставасрегионасиспользованиемзамедленнымселективногогелированиемоказалисьположительными. Расчеты дополнительной добычи нефти с использованиемхарактеристик вытеснения показали, что за первые три месяца после обработокона составила 1,031 тыс. т. Это позволяет говорить о достижимости прогнознойэффективности работ по УОПЗ на данном участке (см. параграф 4.3.3).При этом, как и в модельном прогнозе, основной эффект получен отобработки нагнетательной скважины № 335, составивший за первые три месяцапосле обработки 1,075 тыс. т. дополнительной добытой нефти.
Причемнаибольший эффект получен по реагирующей скважине № 323 (882 т), что такжеподтверждает представленные выше результаты его модельного прогноза. На рис.4.22 представлены динамики показателей разработки данного участка. Врезультатеобработкинагнетательнойскважины№311основнойтехнологический эффект, как и в прогнозе, получен по реагирующей скважине №312.Рисунок 4.22 – Динамика основных показателей разработки участка воздействиянагнетательной скв. № 335 пласта АС93 месторождения Г. Надымского региона впериод внедрения ПОТ с удаленным гелеобразованием: 1 – добыча нефти,2 – базовая добыча нефти, 3 – обводненность продукции, 4 – базоваяобводненность продукции283Анализ показал, что лучше всего на воздействие ПОТ с удаленнымгелеобразованием, как и в прогнозе, отреагировали добывающие скважины,связанные трещинами с обрабатываемыми нагнетательными.
Действительно, втаких условиях зона гелеобразования (в трещинах) наиболее удалена отобработанных нагнетательных скважин, из-за чего в заводнение вовлекаетсябольше остаточных запасов нефти.СопоставимостьрезультатоввнедренияПОТсудаленнымгелеобразованием на участке пласта АС93 месторождения Г. Надымского регионасрезультатамимодельногопрогнозаподтверждаетобъективностьпредставленного выше (см. параграфы 3.1.5 и 4.3.3) метода планирования такоговоздействия на обводненный высокотемпературный нефтяной пласт [261].Представленные в главе материалы позволяют сделать следующиевыводы.1.
Графо-аналитическая методика диагностики механизмов обводнениянефтяныхскважин,и причин слабойстатистическиевыработанностиметодызапасовоценкинастадииразличныхразработкиучасткахсложнопостроенной залежи нефти при ее заводнении и обводнении продукции порезультатам многофакторного дифференциального анализа геолого-промысловыхпоказателей внедрены при составлении проектных документов по разработкеТарасовского,Ново-Пурпейского,Кудринскогоидругихнефтяныхместорождений, а также ряда программ ГТМ.2. Усовершенствованная методика подбора скважин для проведения РИРвнедрена при составлении проектных документов по разработке для названныхнефтяных месторождений, а также ряда программ ГТМ.3.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
