Диссертация (1172986), страница 10

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

Текст из файла (страница 10)

Результаты шестимесячного мониторинга работы опорных скважини скважин-кандидатов и сопоставительный анализ их работыРезультаты выполненных исследований представлены в Таблицах 4.11-4.16инаРисунках4.5-4.7.Таблицы4.11-4.12представляютрезультатышестимесячного мониторинга скважин группы 1. Для визуализации результатовмониторинга скважин группы 1 на Рисунке 4.5 представлена диаграмма изменениядебитов скважин по нефти (Qн) и обводненности продукции (В) как опорныхскважин, так и скважин-кандидатов.Анализ представленных материалов позволяет сделать следующие выводы:- для скважин-кандидатов обводненность добываемой продукции послешести месяцев эксплуатации несколько ниже, чем обводненность опорныхскважин;- дебит по жидкости выше, в среднем, на 13 м3/сут (40%).Данный факт свидетельствует о наличии эффекта от гидрофобизациипорового пространства, создании благоприятных условий для увеличения фазовойпроницаемости по нефти.

Средний дебит нефти скважин-кандидатов выше на 10,6м3/сут (9,16 т/сут), чем опорных скважин, что выше эффекта за счет очистки ПЗСпосле вывода скважин на режим.В Таблицах 4.13-4.14 и на Рисунке 4.6 представлены результатымониторинга скважин группы 2, которые охватывают достаточно широкийдиапазон по параметрам;опорные скважины:- дебит по жидкости изменяется от 5 до 27 м3/сут (в среднем, Qж=15,33м3/сут);- обводненность продукции – 22-80% (в среднем, 47,41%);- дебит по нефти – 2,4-10,2 т/сут (в среднем, 6,5 т/сут);- динамический уровень – 1132-2020 м (в среднем, 1627,6 м).скважины-кандидаты:- дебит по жидкости 15-54 м3/сут (в среднем, Qж=29,25 м3/сут);- обводненность продукции – 22-65% (в среднем, 44,4%);110- дебит по нефти – 7-21 т/сут (в среднем, 13,1 т/сут);- динамический уровень – 1461-2092 м (в среднем, 1823,3 м).Каквидноиз Таблиц4.13-4.14 иРисунка4.6 погруппе 2скважин-кандидатов уровень обводненности добываемой продукции после 6месяцев эксплуатации, также как и в группе 1 меньше, в среднем, на 3%обводненности опорных скважин, дебит по жидкости выше, в среднем, на 14 м 3/сут(~50%).

Данный факт свидетельствует о наличии эффекта от гидрофобизациипорового пространства, не позволяющего при увеличении продуктивностискважин увеличивать обводненность продукции (фильтрацию воды). Среднийдебит нефти скважин-кандидатов выше на 6,5 т/сут, чем опорных скважин.111Таблица 4.11 – Параметры работы опорных скважин после 6 месяцев эксплуатации по группе 1Qж, м3/сутОпорныеГруппаскважины% водыQн, т/сутНдин, мМесторождениеКуст123456789101112131Восточно-Сургутское569659311461120536,80,60,6162Восточно-Сургутское506313517304,217989,30,40,26303Восточно-Сургутское5053105118557,0161311,51,10,48554Восточно-Сургутское51831921335712,2173510,41,80,79575Восточно-Сургутское5193178114357,8128413,91,00,63351756,28,516971,00,6Среднее значение по группеПараметры через 6 месяцев эксплуатацииопорных скважинРзаб, МПаКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№ΔКпр, %112Таблица 4.12 – Параметры работы скважин-кандидатов после 6 месяцев эксплуатации по группе 1Qж, м3/сут% водыQн, т/сутНдин, мМесторождениеКустСкважиныкандидатыГруппа123456789101112131Восточно-Сургутское6066514127201919467,91,31,05202Восточно-Сургутское59964271163010171910,00,90,61303Восточно-Сургутское5996429130531218549,31,60,74534Восточно-Сургутское52132441354018171110,31,91,16405Восточно-Сургутское50938381432229142712,32,72,09223048,917,517311,71,1Среднее значение по группеПараметры через 6 месяцев эксплуатациискважин-кандидатовРзаб,МПаКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№ΔКпр, %1136035575553293050Обводненность, %403530 3030222020Дебит нефти, т/сут254020191815121112,210107,87,0104,25600ОпорныескважиныСкважиныкандидатыОпорныескважиныСкважиныкандидатыРисунок 4.5 – Диаграммы дебитов нефти и обводненности продукции опорных скважин и скважин-кандидатов после 6месяцев эксплуатации по группе 1114Таблица 4.13 – Параметры работы опорных скважин после 6 месяцев эксплуатации по группе 2Qж, м3/сутОпорныеГруппаскважины% водыQн, т/сутНдин, мМесторождениеКуст123456789101112136Восточно-Сургутское5696573212594,220207,90,60,24597Восточно-Сургутское56965852275610,217869,91,50,64568Восточно-Сургутское601643425442,4167610,70,30,16449Восточно-Сургутское558661028235,3168710,20,40,342310Восточно-Сургутское6066526218429,0159611,31,10,614211Восточно-Сургутское528325929434,419118,60,50,264312Восточно-Сургутское50364942152210,1113214,81,10,862213Восточно-Сургутское5345050220606,9172410,61,10,456014Восточно-Сургутское5183172213604,5149612,60,80,336015Восточно-Сургутское5183183222803,8127315,21,70,338016Восточно-Сургутское5174956222489,8161511,31,30,674817Восточно-Сургутское6006408213327,6161511,00,70,51321562,46,516280,90,5Среднее значение по группеПараметры через 6 месяцев эксплуатацииопорных скважинРзаб, МПаКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№ΔКпр, %115Таблица 4.14 – Параметры работы скважин-кандидатов после 6 месяцев эксплуатации по группе 2Qж, м3/сут% водыQн, т/сутНдин, мМесторождениеКустСкважиныкандидатыГруппа123456789101112136Восточно-Сургутское66267712466514170810,82,60,92657Восточно-Сургутское66267682324515175010,01,70,96458Восточно-Сургутское503651221542718698,90,80,45429Восточно-Сургутское5033143217241120627,00,80,602410Восточно-Сургутское5696584230431519098,61,50,864311Восточно-Сургутское5343283223411220927,01,10,634112Восточно-Сургутское55843062364019166510,72,01,224013Восточно-Сургутское5353316224401220527,31,10,684014Восточно-Сургутское520503721546719808,00,70,404615Восточно-Сургутское52032032547512146113,33,60,907516Восточно-Сургутское51631742322221167910,21,81,372217Восточно-Сургутское50631092275012168910,71,50,76502960,513,118261,60,8Среднее значение по группеПараметры через 6 месяцев эксплуатациискважин-кандидатовРзаб,МПаКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№ΔКпр, %11690258080605020196560596056484645 444242 43 434140504040323023 2422Дебит нефти, т/сутОбводненность, %702175151515141110,2755,34,24,4129,87,676,922201210,19,01012124,53,82,41000ОпорныескважиныСкважиныкандидатыОпорныескважиныСкважиныкандидатыРисунок 4.6 – Диаграммы дебитов нефти и обводненности продукции опорных скважин и скважин-кандидатов после 6месяцев эксплуатации по группе 2117Наконец, рассмотрим результаты по скважинам группы 3, которыепредставлены в Таблицах 4.15-4.16 и на Рисунке 4.7.Как видно из Таблиц 4.15-4.16 и Рисунка 4.7 по группе 3 скважин-кандидатовуровень обводненности добываемой продукции после 6 месяцев снизился от5-30%, а уровень обводненности опорных скважин остался прежним.

Дебит пожидкости по группе 3 скважин-кандидатов остался также на уровне запускныхзначений, дебит жидкости опорных скважин снизился на 50%. Данный фактсвидетельствует о наличии эффекта от гидрофобизации порового пространства,позволивший снизить обводненность продукции за счет стимулированияфильтрации нефти, по причине изменения смачиваемости порового пространства сгидрофильногохарактеранагидрофобный,снизивнегативноевлияниетехнологических жидкостей при повышенных значениях водонасыщенностиколлектора.На Рисунке 4.8 представлены диаграммы динамики обводненности по всемгруппам скважин после вывода на режим и 6 месяцев эксплуатации, из них видночто изменение обводненности продукции как в большую, так и в меньшую сторонупроисходит в равной степени и в опорных скважинах и в скважинах-кандидатах.На Рисунке 4.9 представлены диаграммы динамики дебита нефти по всемгруппам скважин после вывода на режим и 6 месяцев эксплуатации, откуда видно,что темп падения дебита нефти на скважинах-кандидатах значительно ниже, чем вопорных.

Можно сделать вывод, что комплексный эффект очистки ПЗС откольматирующихсредиизменениехарактерасмачиваемостипоровогопространства создает эффект во времени, приводя к некоторому увеличениюкоэффициента нефтеизвлечения.118Таблица 4.15 – Параметры работы опорных скважин после 6 месяцев эксплуатации по группе 3Qж, м3/сутОпорныеГруппаскважины% водыQн, т/сутНдин, мМесторождениеКуст1234567891011121318Восточно-Сургутское507313837781,3176610,50,40,097819Восточно-Сургутское5223194314506,0175210,10,80,38501169,03,717590,60,2Параметры через 6 месяцев эксплуатацииопорных скважинСреднее значение по группеРзаб, МПаКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№ΔКпр, %Таблица 4.16 – Параметры работы скважин-кандидатов после 6 месяцев эксплуатации по группе 3Qж, м3/сут% водыQн, т/сутНдин, мМесторождениеКуст1234567891011121318Восточно-Сургутское5174953323471022255,91,00,544719Восточно-Сургутское5213260325451219578,21,20,68452458,911,220911,10,6Среднее значение по группеГруппаПараметры через 6 месяцев эксплуатациискважин-кандидатовРзаб,МПаКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№СкважиныкандидатыΔКпр, %119908014,0781212,0701060505047454030Дебит нефти, т/сутОбводненность, %10,08,06,06,04,0202,0101,30,00ОпорныескважиныСкважиныкандидатыОпорныескважиныСкважиныкандидатыРисунок 4.7 – Диаграммы дебитов нефти и обводненности продукции опорных скважин и скважин-кандидатов после 6месяцев эксплуатации по группе 312090Параметры после вывода на стационарный режим опорных скважинОбводненность, %80Группа 17060555957403434306055404237564950434031322830605748444035306562565040Параметры через 6 месяцев эксплуатации опорных скважин8077 Группа 3Группа 27825232220156100Параметры после вывода на стационарный режим скважин-кандидатов80Обводненность, %70Группа 1606555535058454035405048434042252040 414644403330 3030Параметры через 6 месяцев эксплуатации скважин-кандидатов7573 Группа 3Группа 2672422242240404745403425222010100Рисунок 4.8 – Динамика обводненности по всем группам скважин после вывода на режим и 6 месяцев эксплуатации12135Параметры после вывода на стационарный режим опорных скважинГруппа 1Параметры через 6 месяцев эксплуатации опорных скважинГруппа 231,0Группа 3Дебит нефти, т/сут302524,72424,322,019,12014,21512,912,21114,47,87,010,18,19,07,15,74,45,34,24,212,411,610,210514,411,59,69,87,66,94,52,47,06,04,01,33,80Параметры после вывода на стационарный режим скважин-кандидатов40Дебит нефти, т/сут353534,7Группа 1Параметры через 6 месяцев эксплуатации скважин-кандидатовГруппа 2Группа 331,729,13028,028,92925,3252021,31918,1151025,218121417,4151913,414,81110724,82119,918,515121212,5712121012,9125,850Рисунок 4.9 – Динамика дебита нефти по всем группам скважин после вывода на режим и 6 месяцев эксплуатации122ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4По результатам широкомасштабного проведения ОПР по применению ГФС сцельюводоизоляции,анализапараметровработыопорныхскважинискважин-кандидатов установлено следующее:1.

Характеристики

Список файлов диссертации