Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор технологий повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин 9
1.1 Анализ разработки основных нефтяных месторождений страны скважинами с горизонтальными стволами 9
1.2 Анализ основных технологий ограничения водопритоков попутно-добываемой воды в горизонтальных скважинах 24
1.3 Анализ применения водоизолирующих материалов в технологиях ограничения водопритоков в добывающие скважины 31
2. Геолого-физическая характеристика и анализ разработки опытного участка Барьязинского месторождения ОАО «АНК «Башнефть» 41
2.1 Геолого-физическая характеристика Барьязинского месторождения 41
2.2 Анализ разработки залежи пласта Бфм Саитбаевской структуры Барьязинского месторождении 47
3. Обоснование и выбор составов химических реагентов для водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах 52
3.1 Выбор химических реагентов для гелеобразующего состава 52
3.2 Проведение экспериментальных исследований по оценке физико химических свойств гелеобразующего состава «Белитком» 54
3.2.1 Общие положения и методики проведения экспериментов 54
3.2.2 Исследование кинетики гелеобразования состава «Белитком» 57
3.2.3 Исследование механизма гелеобразования состава «Белитком» 60
3.2.4 Определение реологических свойств гелеобразующих композиций на основе состава «Белитком» и гелей на его основе 64
3.2.5 Определение оптимальных концентраций реагентов гелеобразующей композиции «Белитком» для геолого-физических условий разработки эксплуатационных объектов 68
3.2.6 Исследование влияния разработанного состава «Белитком» на фильтрационные характеристики коллекторов нефти 71
4. Гидродинамическое и математическое моделирование системы «горизонтальная скважина-неоднородный пласт» в условиях изоляции обводнившихся участков нефтяного слоисто-неоднородного пласта 76
4.1 Гидродинамическое моделирование системы: «горизонтальная скважина неоднородный пласт» в условиях ограничения водопритоков 76
4.2 Математическое моделирование системы: «горизонтальная скважина неоднородный пласт» в условиях ограничения водопритоков 81
5 Обоснование техники и технологии проведения водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах на Барьязинском нефтяном месторождении 91
5.1 Цели и задачи промысловых экспериментов 91
5.2 Технология и техника проведения водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах на основе состава «Белитком» 92
5.3 Расчет основных технологических параметров процесса обработки призабойной зоны горизонтальной скважины гелеобразующим составом «Белитком» 95
5.4 Геофизическое сопровождение водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах 101
5.5 Результаты опытно-промысловых водоизоляционных работ на основе технологии «Белиткома» на Барьязинском месторождении 104
Основные выводы по работе 109
Список использованных источников 111
- Анализ основных технологий ограничения водопритоков попутно-добываемой воды в горизонтальных скважинах
- Исследование механизма гелеобразования состава «Белитком»
- Математическое моделирование системы: «горизонтальная скважина неоднородный пласт» в условиях ограничения водопритоков
- Результаты опытно-промысловых водоизоляционных работ на основе технологии «Белиткома» на Барьязинском месторождении
Введение к работе
Актуальность работы. Текущий период нефтедобычи в Российской Федерации характеризуется ухудшением структуры запасов нефтяных месторождений, вовлечением в разработку низкопроницаемых и высоко неоднородных коллекторов, залежей высоковязких нефтей и переходом основных эксплуатационных объектов в позднюю стадию разработки с высокой обводненностью добываемой продукции и низкими дебитами скважин. В этих условиях особую значимость приобретает эксплуатация указанных объектов с применением горизонтальных скважин, позволяющих увеличить охват пласта разработкой и интенсифицировать добычу нефти. Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважин с горизонтальными стволами является их резкое обводнение. Сегодня для практического широкомасштабного использования горизонтальных скважин требуется внедрение эффективных водоизоляционных технологий.
Одним из наиболее перспективных методов ограничения водопритоков является применение технологий на основе гелеобразующих составов. Образование геля непосредственно в пластовых условиях позволяет создавать зоны (барьеры и экраны) с повышенным фильтрационным сопротивлением и исключить прорыв воды по высокопроницаемым пропласткам.
Основными недостатками большинства гелеобразующих составов являются их низкая проникающая способность, невысокая устойчивость в пластовых условиях, большая чувствительность к пластовым температурам, токсичность, высокая стоимость и т.д. В связи с этим возникает необходимость в разработке новых гелеобразующих композиций на основе доступного сырья, обладающих высокой проникающей способностью и создающих более прочный непроницаемый изоляционный экран.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин, вскрывших слоисто-неоднородные коллекторы, которая может быть достигнута путем обработок призабойной зоны пласта гелеобразующими составами.
Идея работы заключается в направленном регулировании фильтрационных характеристик призабойной зоны горизонтальной скважины за счет использования гелеобразующих технологий.
Задачи исследований: 1. Выполнить анализ современного состояния применения горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях и технологий воздействия на призабойную зону этих скважин при операциях
ограничения водопритоков.
Изучить фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов анализируемых эксплуатационных объектов.
Разработать новый гелеобразующий состав для воздействия на призабойную зону пласта.
Исследовать влияние разработанного химического состава реагентов на фильтрационные характеристики пород коллекторов.
Выполнить гидродинамическое и математическое моделирование системы «горизонтальная скважина-неоднородный пласт».
Разработать технологию регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны горизонтальных скважин и установить область ее эффективного применения.
Методы исследований включали физическое и математическое моделирование процессов, происходящих в системе «горизонтальная скважина- неоднородный пласт» по стандартным и разработанным методикам. Обработка результатов экспериментов проводилась на основе методов математической статистики. Научная новизна работы:
Установлены нелинейные зависимости кинетики гелеобразования водоизоляционного неорганического состава «Белитком», представляющего собой солянокислотный раствор двухкальциевого силиката, от температуры, времени перемешивания состава, концентраций исходных компонентов, а также линейная зависимость кинетики гелеобразования от минерализации пластовой воды, которые должны быть учтены при планировании технологии изоляции обводнившихся зон пластов для достижения требуемой эффективности.
На основе гидродинамического моделирования определен характер обводнения горизонтальных добывающих скважин, вскрывших слоисто-неоднородные пласты в условиях водонапорного режима, основной механизм которого заключается в резком увеличении динамики темпа роста водонефтяного фактора в начальный период разработки и ее снижении после полного обводнения наиболее проницаемых и водонасыщенных участков пласта.
На основе анализа закономерностей обводнения горизонтальных скважин предложены математические зависимости для расчета изменения обводненности продукции этих скважин и оценки темпа разработки извлекаемых запасов нефти после проведения работ по ограничению водопритоков.
Защищаемые научные положения:
Разработанный водоизоляционный состав «Белитком» способен эффективно ограничивать движение вод по наиболее водонасыщенным и высокопроницаемым участкам призабойной зоны горизонтальных скважин. На основе теории нечетких множеств разработана методика выбора оптимальных концентраций исходных реагентов состава «Белитком» для условий эксплуатационного объекта.
Процесс обводнения горизонтальной скважины, вскрывшей слоисто-неоднородный пласт в условиях водонапорного режима, заключается в прорыве закачиваемых вод по наиболее водонасыщенным и проницаемым областям пласта и дальнейшем конусообразовании, распространяющимся на вышележащие перфорационные отверстия скважины. Предложены критерии применения разработанного гелеобразующего состава «Белитком», позволяющие обоснованно выбирать скважины-кандидаты для работ по ограничению водопритоков.
Разработана математическая модель, позволяющая прогнозировать технологическую эффективность работ по ограничению водопритоков в горизонтальных скважинах, вскрывших слоисто-неоднородный круговой пласт с гидродинамически несвязанными пропластками, в условиях кинжального прорыва закачиваемой воды по высокопроницаемым областям пласта.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций
определяется хорошей сходимостью результатов промысловых
испытаний разработанной технологии с теоретическими, а также
экспериментальными исследованиями, выполненными с
моделированием пластовых условий разработки нефтяного месторождения и использованием естественных образцов пород коллектора на современном лабораторном оборудовании и привлечением компьютерных программ «Eclipse» и «Matlab».
Практическая значимость работы:
Разработан эффективный гелеобразующий состав для технологий ограничения водопритоков на основе двухкальциевого силиката и соляной кислоты.
Выполнено гидродинамическое моделирование системы «горизонтальная скважина- неоднородный пласт», позволяющее определить механизм обводнения горизонтальной скважины в слоисто-неоднородном пласте.
Разработана технология ограничения водопритоков в горизонтальных скважинах на основе двухкальциевого силиката и соляной кислоты.
Реализация результатов работы
Проведены опытно-промысловые работы по ограничению водопритоков в горизонтальной скважине № 1Г на Барьязинском нефтяном месторождении Республики Башкортостан с применением гелеобразующего состава «Белитком».
Апробация работы
Основные результаты теоретических и экспериментальных исследований докладывались на 10-ти научно-технических конференциях и форумах, в том числе на международных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет), 2006, 2007, 2008 гг.); международной научно-практической конференции «Drilling Oil Gas» (Польша, Краков, 2008); международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и приемственность» (г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2008); международной научно-практической конференции «New developments in Geoscience, Geoengineering, Metallurgy and Mining Economics» (Германия, Фрайберг, 2007).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе одна - в ведущем научном издании, рекомендованном ВАК РФ.
Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа изложена на 120 страницах машинописного текста и состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка из 87 наименований. Материал работы включает 20 таблиц, 39 рисунков.
Анализ основных технологий ограничения водопритоков попутно-добываемой воды в горизонтальных скважинах
Технологии регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны горизонтальных скважин отличается от данных работ в вертикальных скважинах большей себестоимостью, более сложным техническим сопровождением при реализации в промысловых условиях [18-24]. Наиболее известные разработки в этой области принадлежат: Зозуле Г.П., Кудинову В.И., Лысенко В.Д., Мищенко И.Т., Муслимову Р.Х., Мусабирову Р.Х., Орлову Г.А., Сучкову Б.М., Хисамову Р.С, Стокли К.О., Дженсон Р.Г. и др. Большая протяженность горизонтального ствола и особенности конструкции не позволяет использовать традиционные технологические операции при ограничении водопритоков в ГС. Различные геолого-технические мероприятия в ГС, направленные на повышение эффективности их эксплуатации, в большинстве случаев характеризуются похожими алгоритмами проведения технологических операций [25-30]. Основные отличия заключаются в используемых технологических жидкостях . Существенное влияние на алгоритмы проведения операций оказывает конструкция забоя скважин.
Поиск информации по технологиям и оборудованию для капитального ремонта горизонтальных скважин позволил отметить перспективность работ в данном направлении и незначительное количество публикаций [31-35]. Наиболее интересные литературные источники рассмотрены ниже
В патенте [36] описывается способ поинтервальной регулируемой кислотной обработки горизонтального, необсаженного ствола скважины с целью повышения ее коэффициента продуктивности по нефти.
Алгоритм технологической операции сводится к следующим положениям:
по спущенным до забоя трубам горизонтальный ствол скважины заполняют блокирующей, инертной к кислоте жидкостью с вязкостью, превышающей вязкость кислоты более чем в два раза. Плотности блокирующей жидкости и кислоты подбирают одинаковыми для предотвращения прорыва кислоты по верхней или нижней образующей ствола скважины.
нижний конец колонны труб располагают в расчетном интервале горизонтального ствола скважины, и при открытой затрубной задвижке закачивают расчетный объем кислоты, замещающий блокирующую жидкость в заданном интервале.
закрывают затрубную задвижку и начинают продавку кислоты в пласт. По окончанию продавки расчетного объема кислоты в пласт обрабатываемый интервал горизонтального ствола скважины снова заполняют блокирующей жидкостью. Переместив конец труб в следующий обрабатываемый интервал горизонтального ствола скважины, производят его обработку согласно вышеиз-ложеннойпослежовательности.
Для скважин, имеющих незацементированный фильтр, рассматриваемая технология имеет следующие ограничения:
- не обеспечивает качественное заполнение блокирующей жидкостью кольцевого пространства за фильтром, которое не имеет циркуляции при промывке;
- не обеспечивается смещение блокирующей жидкости за фильтром в интервале изоляции притока воды;
- наличие фильтра не позволяет закачать изоляционный раствор в расчетный интервал горизонтального ствола скважины, так как отсутствие блокирующей жидкости за фильтром приводит к растеканию раствора в сторону интервала с высокой приемистостью.
Аналогичные технологические решения заложены в основу других рассмотренных патентов ОАО «Удмуртнефть» [37], ЗАО «Нефтетехимсервис»[38].
В литературных источниках [39-42] описываются технологии изоляции во-допритоков в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, основанные на применении металлических профильных перекрывателей.
Водоизоляционная технология на основе профильных перекрывателей предусматривает обработку интервалов водопритока гидрофобной несмачи-вающей водой эмульсией. Экранирующий эффект в этом случае создается за счет гидрофобной природы состава, а также особых его реологических свойств. Экранирующий эффект эмульсии со временем усиливается вследствие упрочнения структуры эмульсии. Для предотвращения выдавливания эмульсии под напором пластовых вод в ствол скважины предусматривается создание механического барьера- установка профильных перекрывателей.
Алгоритм вышеописанной операции сводится к следующей последовательности действий, описанных на примере скважины № 11251 Онбийского месторождения (рисунок 1.6): закачка в интервал водопритока ГС структурированной гидрофобной вязкой жидкости, при этом фронт поступления воды отодвигается от ГС не менее, чем на 20-25 м;
отсечение интервала водопритока ГС металлическим профильным пере-крывателем.
При анализе технологии выявлены ограничения и недостатки:
возможность проведения работ по изоляции водопритоков только в открытых горизонтальных стволах скважин;
использование в качестве водоизолирующей жидкости гидрофобной вязкой эмульсии не позволяет проводить водоизоляционные работы в низкопроницаемых коллекторах (менее 80 мД);
операция по установке металлических профильных перекрывателей в заданном интервале ГС является сложной и дорогостоящей операцией, что делает рассматриваемую технологию непривлекательной.
Компания «Schlumberger» [43] предлагает технологию ограничения водопритоков в скважины, оборудованных не зацементированными фильтрами-хвостовиками. Данная технология предусматривает установку цементных изоляционных мостов в кольцевом пространстве за фильтром, позволяющих блокировать перетоки воды в призабоииой зоне за пакером. На гибкой насосно компрессорной трубе (ГНКТ) спускают и устанавливают в заданном интервале два надувных пакера (рисунок 1.7). Через перфорационные отверстия в фильтре между пакерами в заколонное пространство закачивается маловязкий раствор на основе цемента. Сразу же после закачки раствор схватывается без усадки, приобретая прочность геля.
В статье [43] отсутствуют данные об испытании описанной технологии в промысловых условиях. Вызывает сомнение возможность создания изоляционного раствора со свойствами, описанными в статье. На наш взгляд, целесообразно дополнить эту технологию закачкой блокирующей жидкостью.
В работе [44] ограничение водопритоков из пласта в скважину предлагается проводить в открытом стволе на основе следующих операций:
- закачка в горизонтальный ствол скважины блокирующей жидкости (гидрофобной эмульсии), позволяющей регулировать направление последующей закачке водоизолирующих технологических жидкостей;
- продавка оторочки высоковязкой гидрофобной эмульсии (от 750 до 2500 мПа-с при скорости сдвига 2-600 с" ) в объеме 2-10 м на 1 погонный метр интервала водопритока. Авторы предполагают, что данный технологический процесс позволяет отодвинуть фронт прорвавшейся воды и создать мощный гидрофобный экран вокруг горизонтального ствола;
- закачка в горизонтальный ствол и дальнейшая продавка в интервал водо-притока изолирующего состава.
В указанном способе проведения ограничения водопритоков сомнительным представляется операция по продавке высоковязкой эмульсии в пласт. Для продвижения в пласт эмульсии требуются значительные давления, которые невозможно создать в промысловых условиях.
Преимуществом технологии является простота проведения всех отмеченных операций, а также доступность компонентов блокирующей жидкости.
В способе изоляции водопритоков [45] в горизонтальных скважинах, оснащенных не зацементированными фильтрами-хвостовиками, горизонтальные стволы заполняют блокирующей жидкостью с использованием пакерующих устройств, смонтированных на ГНКТ (рисунок 1.8). В технологическом процессе пакеры создают гидравлическое сопротивление для закачиваемых жидкостей, направляя их за фильтр в сторону устья при открытой затрубной задвижке.
Исследование механизма гелеобразования состава «Белитком»
Сделано предположение, что механизм гелеобразования состава «Белитком» - аналогичен механизму поликонденсации в растворах кремниевых кислот, сопровождающейся конденсацией до образования связей Si-0-Si. С целью доказательства гипотезы проводились исследования по изучению рН раствора композиции, термодинамических параметров процесса гелеобразования и ИК-спектрометрия получаемого геля.
Исследование рН-показателей гелеобразующего раствора»
Исследование рН-показателей гелеобразующего раствора на основе состава «Белитком» выполнялось для изучения его механизма гелеобразования, с этой целью исследовались композиции с избытком соляной кислоты, когда ее содержание превышало содержание реагента 2КС, а также с избытком реагента 2КС и недостатком кислоты. Результаты экспериментов приведены в таблице 3.3. Как видно из экспериментальных данных таблицы 3.3, наиболее стабильные гели (сохраняют форму и структуру в течение продолжительного времени) в системе: «реагент 2КС - соляная кислота» существуют при рН=0-2. При более высоких значениях (рН=3-4), когда кислоты в системе меньше и растворение реагента 2КС замедляется, образуются неустойчивые золи, которые быстро коагулируют, образуют непрозрачные и не устойчивые гели. По нашему мнению, неустойчивость при повышении рН обуславливается тем, что полимеризация монокремниевой кислоты не успевает произойти, так как этот процесс идет более продолжительно.
Указанные закономерности наблюдается в коллоидных растворах различных алюмосиликатных реагентов, что указывает на близость их механизма гелеобразования механизму гелеобразования исследуемого состава «Белитком».
Определение энергии активации гелеобразующего раствора
Основным термодинамическим параметром процесса гелеобразования является энергия активации Еа-разность между значениями средней энергии частиц, вступающих в элементарный акт химической реакции, и средней энергии всех частиц, находящихся в реагирующей системе. Для ее определения при различных концентрациях исходных реагентов используют графическую зависимость lgt (десятичный логарифм от времени гелеобразования) от обратной температуры 1/Т. Определяя тангенс угла наклона прямой, построенной в координатах lgt-1/Т, находим величину Еа. Для расчетов будем использовать экспериментальные данные таблицы 3.2. В силу того, что эффективная энергия активации гелеобразования не зависит от концентрации исходных реагентов, рассмотрим случай только для 12 % НС1 (рН 1-2). Зависимость показателей lgt от 1/Т при различных концентрациях реагента 2КС представлена на рисунке 3.5.
В результате расчетов среднее значение Еа получилось равным 38 кДж/моль. Полученное значение близко к значению энергии активации гелеобразования в золях кремниевой кислоты при рН 1-2 (32-40 кДж/моль), которые образуются после смешения алюмосиликатов (нефелина) с неорганическими кислотами.
Указанные закономерности указывает на близость механизма гелеобразования состава «Белитком» с золями кремниевой кислоты.
Фурье в области волновых чисел 600- 1400 см"1. В качестве эталонного образца был взят гель, полученный растворением реагента нефелина в соляной кислоте. Исследование в диапазоне волновых чисел 600- 1400 см"1 показало соответствие пиков, характерных как эталону, так и гелю на основе реагента 2КС. Интерпретация полученных результатов представлена в таблице 3.4 и рисунке 3.6.
Во всех ИК- спектрах исследованных гелей проявляются характерные полосы поглощения, соответствующие валентным колебаниям связи vs(Si-0-Si) и деформационному колебанию связи 6(Si-OH). Это свидетельствует о том, что процесс гелеобразования в солянокислом растворе реагента 2КС протекает по пути образования силоксановых связей Si-O-Si.
Совпадение значений энергии активации и рН-показателей состава «Белитком» и систем на основе алюмосиликатов , результаты ИК- спектрометрии структуры гелей указывают на близость химизма процессов и доказывают, что механизм процесса гелеобразования в солянокислом растворе реагента 2КС аналогичен механизму поликонденсации в кислых растворах алюмосиликатов.
Математическое моделирование системы: «горизонтальная скважина неоднородный пласт» в условиях ограничения водопритоков
Теоретическое исследование задачи о притоке жидкости к наклонной скважине в круговом пласте
Задача о притоке жидкости к наклонной скважине рассматривалась в работах авторов: Табаковым В.П., Меркуловым В.П., Борисовым Ю.П., Телко-вым А.П., Брехунцов A.M.
Рассмотрим аналитическое решение задачи о притоке жидкости к наклонной скважине, которое получили в своих работах Бурдин К.В., Телков А.П. и Федорцов В.К. [80], так как оно отличается удобством для практических расчетов. Данное решение включает вывод уравнения притока жидкости к наклонной скважине радиусом г о, вскрывшей пласт толщиной Н от кровли до подошвы под углом а (от вертикали) (рисунок 4.5). Вертикальная проницаемость принималась равной нулю. Весь поток разбивался на ряд плоских потоков в слоях бесконечно малой толщины.
При этом дебит наклонной скважины по жидкости Q определялся по (4.1):
В результате математических преобразований авторами работы [80] были получены формулы для расчета дебита жидкости наклонной скважины при раз личном геометрическом положении ГС относительно контура питания, далее КП:
1. Для случая перпендикулярного расположения ГС относительно КП (рисунок 4.6, а): где Q- дебит скважины по жидкости, м3/с; ц -динамическая вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа-с; Rk-радиус контура питания, м; Рс-давление в скважине, МПа; 5ср- среднее расстояние от скв. до оси симметрии пласта, м; к- абсолютная проницаемость пласта, мкм ; Н- толщина пропластка, м; RK- радиус контура питания, м; РК- давление на контуре питания, МПа; г0- радиус скважины, м. гд&31 - расстояние от т. В до оси симметрии пласта, м; S. -расстояние от т. А до оси симметрии пласта, м.
2. Для случая параллельного расположения ГС относительно КП (рисунок где Q- дебит скважины по жидкости, м3/с; и -динамическая вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа с; Як-радиус контура питания, м; Рс-давление в скважине, МПа; б- расстояние от скв. до оси симметрии пласта, м; к- абсолют-ная проницаемость пласта, мкм ; Н- толщина пропластка, м; RK- радиус контура питания, м; РК- давление на контуре питания, МПа; г0- радиус скважины, м.
3. Для случая, когда скважина наклонена под углом а к вертикали и под углом Р к контуру питания, формула для Q имеет вид: где Q- дебит скважины по жидкости, м /с; ц. -динамичсекая вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа-с; Як-радиус контура питания, м; Рс-давление в скважине, МПа; бср- среднее расстояние от скв. до оси симметрии пласта, м; к- абсолютная проницаемость пласта, мкм ; Н- толщина пропластка, м; RK- радиус контура питания, м; Рк- давление на контуре питания, МПа; г0- радиус скважины, м; (3- угол наклона оси ГС к КП, град. где(5/- расстояние от т. В до оси симметрии пласта, м; 5. -расстояние от т. А до оси симметрии пласта, м; а угол наклона оси ГС к вертикальной оси симметрии пласта, град; р- угол наклона оси ГС к КП, град.
Аналитическое решение задачи по оценке эффективности водоизоля-ционных работ в горизонтальных скважинах
Результаты гидродинамического моделирования работ по ограничению водопритоков в ГС, вскрывших слоисто-неоднородный пласт, показали, что характер обводнения этих скважин в начальный период врмени заключается в прорыве закачиваемых вод по наиболее проницаемым и водонасыщенным участкам пласта. При этом низкопроницаемые и менее водонасыщенные участки слабо охвачены процессом разработки. После проведения работ по ограничению водопритоков по наиболее обводненному участку пласта, в процесс активной фильтрации вовлекаются низкопроницаемые пропластки. Для разработки математической модели указанного процесса обводнения после ограничения водопритоков в ГС, необходимо в качестве расчетной схемы принять слоисто-неоднородный пласт, вскрытый на всю толщину ГС под углом ос . При этом в качестве начальных условий для математического моделирования принимается, что наиболее проницаемый пропласток полностью обводнен и по участку скважины, вскрывшей этот пропласток, проведены работы по ограничению водопритоков. Расчеты притока жидкости к наклонной скважине ведутся для низкопроницаемых пропластков.
Разработанная математическая модель [81] позволяет определять снижение обводненности продукции скважины, а также динамику темпа разработки извлекаемых запасов после операции по ограничению водопритоков. Для расчета динамики показателей эксплуатации ГС используется метод последовательной смены стационарных состояний, которой широко используется при решении задач подземной гидромеханики.
Основными допущениями математической модели являются: 1) КП имеет круговую форму; 2) не учитывается анизотропия пласта по проницаемости; 3) не учитывается конусообразование в процессе обводнения ГС; 4) пропластки гидродинамически не связаны друг с другом; 5) обводнение происходит за счет контурных вод.
Все рассуждения для вывода расчетных зависимостей, позволяющих оценивать технологический эффект после проведения работ по ограничению водо-притоков, выполняются для пласта, представленного двумя пропластками с разной проницаемостью и разной средней водонасыщенностью.
Постановка задачи. Горизонтальная скважина АВ (рисунок 4.7) , расположенная перпендикулярно КП, под определенным углом а полностью вскрывает два гидродинамически несвязанных пропластка 1 и 2 цилиндрического кругового пласта. В рассматриваемом случае пласт 2 полностью обводнен, пласт 1 характеризуется низкой водонасыщенностью. Причиной обводнения 2, более проницаемого проплстка, является прорыв контурных вод.
Решение поставленной задачи выполняется на основе двух этапов: 1) оп ределение снижение обводненности продукции ГС и ее дебита по нефти после изоляции обводнившегося пропластка 2; 2) оценка динамики основных показателей эксплуатации ГС, характеризующих технологический эффект от проведения работ по ограничению водопритоков.
Этап№1.
Определение снижение обводненности продукции ГС и ее дебита по нефти и по жидкости после изоляции обводнившегося пропластка 2: где An- снижение обводненности продукции скважины после работ по ограничению водопритоков, д.ед.; л з0- обводненность продукции скважины до проведения работ по ограничению водопритоков, д.ед.; QB- дебит ГС по воде после изоляции 2 пропластка, м /сут; QK -дебит ГС по жидкости после изоляции 2 пропластка, м /сут; Q/r дебит ГС по нефти после изоляции 2 пропластка, м /сут; / -динамическая вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с; -динамическая вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с; і -радиус контура питания, м; рс-давление в скважине, МПа; 6ср- среднее расстояние от скв. до оси симметрии пласта, м; к\- абсолютная проницаемость 1 пропластка, мкм2; Нг толщина 1 пропластка, м; RK- радиус контура питания, м; рК- давление на контуре питания, МПа; г0- радиус скважины, м; S- водонасыщенность 1 пропластка, д.ед.; fH(S)-относительная проницаемость 1 пропластка для нефти, д.ед.; /S(S)- относительная проницаемость 1 пропластка для воды, д.ед.; индекс 1 -первый пропласток; индексы н,в-обозначение фаз (нефть и вода).
При произвольном расположении оси ГС относительно КП возможно проводить расчеты QH, QB И ЖПО формулам (4.5-4.7).
Этап №2.
Оценка динамики основных показателей эксплуатации ГС, характеризующих технологический эффект от проведения работ по ограничению водоприто-ков.
Обводнение ГС в рассматриваемой задаче определяется нестационарной фильтрацией жидкости в пласте, поэтому динамику основных показателей эксплуатации ГС необходимо рассчитывать с помощью метода последовательной смены стационарных состояний
Результаты опытно-промысловых водоизоляционных работ на основе технологии «Белиткома» на Барьязинском месторождении
Опытно-промысловые работы проводились на скважине №1Г Барьязин-ского нефтяного месторождения. Результаты водоизоляционных работ можно оценить по геофизическим исследованиям, проведенным до и после обработки ПЗП (рисунки 5.6, 5.7).
Геофизические исследования до проведения технологической операции (рисунок 5.6) показали, что замеры на приток (сразу после разрядки и в режиме установившегося притока) не несут информации о притоке нефти из пласта. Основной приток отмечается в интервале 1548 - 1559 м., незначительный приток в интервале 1608 - 1621 м. Всего- 24 м или 8,5%. Признаков заколонной циркуляции сверху от продуктивного интервала не отмечается. Признаки движения жидкости ниже глубины 1621 м не наблюдаются. Диаграмма СТИ искажена за счет загрязнения датчика парафино-смолистыми отложениями.
Исследования после проведения обработки ПЗП (рисунок 5.7) показали, что при замере на приток (сразу после разрядки и в режиме установившегося притока) за счет перераспределения потоков в призабойной зоне горизонтальной скважины наблюдается работа интервалов 1542 - 1558 м, 1569 - 1585 м, 1616 - 1622 м, 1628 - 1637 м, 1657 - 1672 м. Всего - 62 м, или 22% от исследованного интервала открытого ствола.
Интенсивность притока равномерна по интервалам, имеются признаки поступления нефти в ствол скважины, поинтервальный состав не определен. Уровень ВНР в НКТ по завершении исследований отбит на глубине 530 м.
Ствол скважины на момент проведения исследований чистый, признаки загрязнения датчиков парафино-смолистыми отложениями отсутствуют.
Как видно из результатов исследований, после проведения технологической операции величина работающего интервала ствола увеличилась на 38 м. Причем, приток нефти из пласта в скважину увеличился, что свидетельствует о вовлечении в процесс разработки ранее не активных запасов нефти.
Технологические показатели работы скважины № 1Г реализации на ней технологии ограничения водопритоков на основе состава «Белитком»показали снижение обводненности скважинной продукции с 70 % до 64 % или на 6% и увеличение добычи по нефти с 1,8 т/сут до 2,8 т/сут или (на 55%).
Полученный эффект, по нашему мнению, может быть выше, если ограничить интенсивность закачки воды через нагнетательные скважины Саитбаев-ской структуры №2 и №3.
В ходе промысловых экспериментов по внедрению гелеобразующего состава «Белитком» по технологии, направленной на ограничение водопритоков в открытом стволе горизонтальных скважин, были получены результаты, подтверждающие выводы, полученные на основе лабораторных экспериментов, а также гидродинамического и математического моделирования.
Установлено, что в процессе разработки запасов нефти, приуроченных к высоконеоднородным пластам фаменского яруса Барьязинского месторождения, вскрытых скважиной № 1Г, отмечается неравномерная выработка этих запасов с образованием застойных зон, которые не участвуют в процессе фильтрации к забоям добывающим скважин. Образование застойных зон, по нашему мнению, связано со сосредоточением запасов нефти в слабопроницаемых про-пластках, которые блокируются высокопроницаемыми и обводненными областями пласта. Проведение работ по ограничению водопритоков в этих условиях позволяет вовлечь в процесс активной фильтрации слабодренируемые запасы, что подтверждается геофизическими исследованиями, проведеннымих до и после геолого-технического мероприятия.
На основе результатов, полученных после проведения водоизоляционных работ, отмечается, что для получения более высоких технологических эффектов необходимо ограничивать приемистость нагнетательных скважин, расположенных вблизи исследуемых добывающих скважин.
Опытно-промысловые работы по внедрению технологии на основе состава «Белитком» в промысловых условиях Барьязинского месторождения показали, что для более эффективного проведения намеченных работ необходимо предусматривать передвижные емкости для смешения реагентов. Данный подход позволит сократить время на проведения операций по ограничению водопритоков в скважины.
