Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор геологического строения и технологий разработки сложнопостроенных карбонатных коллекторов
1.1. Геологическое строение, технологии исследования и разработки трещинно-поровых и порово-трещинных карбонатных коллекторов
1.2. Особенности геологического строения залежей Ромашкинского месторождения
1.3. Анализ текущего состояния разработки трещинно-поровых карбонатных коллекторов залежей 302-303
ГЛАВА 2. Исследование динамики и характера обводнения скважиипон продукции башкирско-серпуховских отложений
2Л. Особенности развития трещиноватости в карбонатных коллекторах залежей 302-303 Ромашкинского месторождения
2.2. Изучение гидрогеологического строения залежей посредством построения карт гидропроводности
2.3. Анализ эффективности горизонтальных скважин в зависимости от расстояния до ВНК и типа буровых растворов
2.4. Кинетика осаждения конуса подошвенной воды в карбонатном коллекторе, осложненном вертикальной трещи новатостыо
ГЛАВА 3. Изучение процессов массообмена системы трещин и блоков матрицы трещинно-порового коллектора
3.1. Гидродинамическое исследование скважин, дренирующих трещинно-поровый коллектор
3.2. Исследование характера притока в скважинах, дренирующих трещи нно-поровый коллектор
3.3. Оценка трещиноватости опытного участка залежи № 302
3.4. Анализ фильтрационных параметров карбонатных коллекторов залежей 302-303 Ромашкинского месторождения
ГЛАВА 4. Новые технологии разработки трещинно-поровых карбонатных коллекторов
4.1. Технология экранирования притока подошвенной воды в обводненные добывающие скважины
4.2. Повышение эффективности форсированного отбора жидкости в трещинно-поровых карбонатных коллекторах
4.3. Повышение эффективности водоизоляционных работ в трещинно-поровых коллекторах залежей 302-303
Заключение Литература
- Геологическое строение, технологии исследования и разработки трещинно-поровых и порово-трещинных карбонатных коллекторов
- Особенности развития трещиноватости в карбонатных коллекторах залежей 302-303 Ромашкинского месторождения
- Гидродинамическое исследование скважин, дренирующих трещинно-поровый коллектор
- Технология экранирования притока подошвенной воды в обводненные добывающие скважины
Введение к работе
Актуальность темы. В настоящее время существует множество технологии разработки карбонатных коллекторов. Для повышения эффективности выработки запасов нефти применяют стационарное и циклическое заводнение, бурение горизонтальных и многоствольных скважин, гидроразрыв пласта, различные методы увеличения нефтеотдачи, однако зачастую имеющиеся технологии не позволяю! существенно увеличить коэффициент извлечения нефти. Принципиально важным аспектом разработки карбонатных коллекторов является проблема быстрого обводнения продукции скважин. Основной причиной обводнения скважин залежей 302-303 является широко развитая вертикальная трещин о ватость, создающая хорошую гидродинамическую связь с активной подошвенной водой. За сравнительно короткий срок скважины обводняются настолько, что их эксплуатация становится экономически невыгодной. В этой связи ставится задача увеличения безводного периода эксплуатации скважин, уменьшения отбора попутно добываемой воды. Повышение эффективности добычи нефти из карбонатных коллекторов, может быть осуществлено после подробного изучения геологических и гидродинамических особенностей каждого отдельно взятого объекта месторождения.
Целью работы является изучение геолого-гидродинамических особенностей и характера обводнения трещинно-поровых карбонатных коллекторов залежей 302-303, создание и научное обоснование новых технологических решений, направленных на увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения.
Основные задачи исследований. І.Изучение особенностей геологического строения и различных методов разработки карбонатных коллекторов.
2.Анализ разработки и выявление основных геолого-гидродинамических характеристик залежей 302-303.
3.Исследование динамики и характера обводнения добывающих скважин изучаемых залежей.
4.Исследование фильтрационных процессов, протекающих между блоками и трещинами.
5.Создание и научное обоснование новых технологических решений, направленных на увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения.
5 Научная новизна. На основании анализа геолого-гидродинамичсекнх характеристик залежей и темпа роста обводнения добываемой продукции скважин, установлено:
- величина и темп обводнения добываемой продукции зависит от геологического
строения продуктивного коллектора и наличия непроницаемого прослоя,
отделяющего нефтенасыщенную часть от высокоактивных подошвенных вод;
эксплуатационные добывающие скважины, пробуренные с применением утяжеленных буровых растворов, длительное время работают с более низкой обводненностью, чем скважины, вскрытые с применением буровых растворив обеспечивающих бурение на депрессии или равновесии;
при гидропроводности пласта менее 0,08 (мкм2'м)/(мПас) обеспечивается сопротивление прорыву подошвенных вод в скважину, высокое сопротивление способствует активизации процессов выщелачивания и приводит к увеличению содержания ионов кальция.
При изучении процессов массообмена трещин и блоков, установлено, что снижение даатения в системе трещин происходит в несколько этапов, наблюдается нестационарность притока к скважине, говорящая о более сложной системе взаимодействия трещин и блоков, т.е. о дискретности процесса.
Научно обоснованы новые технологические решения, повышающие эффективность разработки карбонатных коллекторов:
технология экранирования притока подошвенных вод;
методика закачки водоизоляционных материалов;
- методика расчета оптимального режима работы добывающих
скважин с форсированным отбором жидкости.
Методы решения поставленных задач. Изучение опыта разработки карбонатных коллекторов различных стратиграфических горизонтов. Гидродинамическое исследование, интерпретация и анализ геолого-промысловой информации. Обобщение результатов промысловых испытаний.
Основные защищаемые положения. 1.Методика подбора оптимального временного интервала периодической работы добывающих скважин в условиях вертикальной трещиноватости карбонатных коллекторов.
2,Технология экранирования притока подошвенных вод в обводненные добывающие
скважины.
3.Методика закачки изоляционных материалов, повышающая эффективность
проведения изоляционных работ.
Практическая ценность.
Предложен способ, обеспечивающий повышение эффективности извлечения нефти из пористых блоков матрицы за счет экранирования притока подоншеннои воды, введения перепадов давления, создающих упругий режим фильтрации жидкости.
На основании исследования геологических особенностей строения залежей произведена закачка изоляционных материалов в группу скважин, что позволило добиться снижения обводненности по скважинам, на которых изоляционные работы не производились.
Апробация работы- Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных семинарах «Мы - геологи XXI века» (Казань, 2003), международной научной конференции посвященной тысячелетию г.Казаии «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (Казань,2005), научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (Бугульма,2006), на научно-практических конференциях и семинарах молодых работников ОАО «Татнефть», научно-технических семинарах ОАО «Татнефть» и НГДУ «Лепиногорскнефть» (2003-2006). Публикации, По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ. Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глан, заключения и списка литературы. Объем работы вклЕОчаст 14 таблиц, 83 рисунка, 149 страниц машинописного текста.
Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.г-м.н.? профессору Хисамову Р,С, атакжед.т.н. ФазлыевуРХ, д.т,н,, профессору Тропову В.П., д.тлї. Икгисанову В.А. за ряд ценных замечаний и советов.
Геологическое строение, технологии исследования и разработки трещинно-поровых и порово-трещинных карбонатных коллекторов
Температура на забое добывающих скважин, расположенных на расстоянии 100 м от термонагнетательных, увеличилась с 21 до 26-33 СС, В течение девяти леї добыча нефти по группе скважин, находящихся в зоне вокруг сформировавшегося очага нагнетания, в целом увеличилась в несколько раз, но при этом только одна скв. 1015 давала основную часть дополнительно добываемой нефти [106]. При суммарном объеме закачанной в пласт горячей воды 500 тыс. м3 дополнительно добыто 90 тыс, т нефти, т, е. на 1 т дополнительно добытой нефти расходовано 5,5 м3 горячей воды [73]. Скважины 1015 и 925, расположенные на одной линии с нагнетательной скважиной 1016, сильнее реагировали па нагнетание в атаст горячей воды, чем другие, расположенные на таком же расстоянии от скважины 1016. Это, вероятно, связано с тем, что в пределах рассматриваемого участка с юго-запада на северо-восток узкой полосой протянулась зона повышенной проницаемости, по-видимому, обусловленная наличием на данном участке палеорусла. Таким образом, палеорусло, обнаруженное в пределах участка термозаводнения, послужило своего рода "галереей", характеризующейся повышенной проницаемостью. Скважина 1015, попавшая в эту полосу, обеспечила высокий темп отбора жидкости, а расположенные вокруг палеорусла нагнетательные скважины 700, 1011, 1020- поступление нефги в "галерею" повышенной проницаемости из низкопроницаемой зоны, окружающей палеорусло. За счет этого возрос и длительное время оставался на высоком уровне дебит скважины 1015. Как показал опыт разработки с применением термовоздеііетния нефтяных пластов, имеющих участки (или полосы) с повышенной проницаемостью пласта-коллектора, добывающие скважины целесообразно размещать в этих зонах, а термонагнетательные скважины - за их пределами. Это позволяет повысить охшг пласта вытеснением и увеличить темпы отбора нефти.
На Чутыреко-Киенгопском месторождении (Удмуртнефть) получены интересные результаты по охвату пластов заводнением[81?80]. Применялась ячеистая 13 точечная система заводнения. Радиус ячеек 600м, а кольцевой ряд добывающих скважин уплотнен до ЗООМн Показательно, что несмотря на довольно интенсивную систему заводнения при совместной разработке пластов доля работающей толщины башкирских карбонатов, по данным дебитомеров и расходомеров, составляет4 40-60%, Причем во времени эта доля уменьшается. Эффективным средством увеличения охвата карбонатных пластов заводнения явились поинтервальные солянокислотиые обработки.
Интересен опыт разработки трещинно-поровых коллекторов башкирского яруса Якушкинского месторождения (Самарская область) [4,3]. Данное месторождение интересно тем, что здесь обнаружено явление гипсообразования в процессе заводнения, что благоприятно сказалось на показателях разработки. Основным эксплуатационным объектом является залежь пласта А4 башкирского яруса среднего карбона. Залежь массивного типа, гидродинамически изолирована от водоносной области» Глубина залегания 960м. Толщина продуктивных отложений 10,6 м. Проницаемость коллектора 100 мкм 2. Начальные дебиты скважин изменялись от 40-60 т/сут в сводовой части залежи до 2-8 т/сут. на крыльях структуры. За 5 лет разработки пластовое давление снизилось в 2 раза. Была организована система заводнения через центральный нагнетательный ряд. В первый момент обводненность но некоторым добывающим скважинам стала быстро расти, однако затем, несмотря на сохранение объема отбираемой жидкости и закачки воды, темп обводнения замедлился, а в дальнейшем стал резко уменьшаться. Проведенными исследованиями было установлено, что такая благоприятная динамика обводнения объясняется выпадением в пласте из воды сульфата кальция (гипса) и избирательным его осаждением в системе трещин. В конечном счете, это способствовало повышению охвата пласта заводнением и увеличению нефтеотдачи залежи.
Низко- и среднепроницаемые карбонатные коллектора распространены на месторождениях США и Канады [51,19]. Залежи нефти преимущественно массивные с отчетливой слоистой и зональной неоднородностью коллекторов. Открытая пористость составляет в среднем 11,4%. Общая средняя поровая и трещинная проницаемость по керну равна 21,5 мкм2. Нефтяные залежи разбуривались, как правило, по квадратной сетке скважин с плотностью 8-32 га/скв. В начальной стадии до извлечения 5-11% балансовых запасов залежи разрабатывались без поддержания пластового давления на режиме растворенного газа, конечная нефтеотдача при котором не превышает 13-19%. В этот период для увеличения естественной трещинной и норовой проницаемости карбонатные пласты подвергались интенсивным соляно-кислотным обработкам. Затем переходили на искусственное заводнение, предварительно уплотнив сетку скважин до 8-16 га/скв. Наиболее распространенный метод воздействия на низкопроницаемые истощенные карбонатные пласты является площадное заводнение по пяти- и девятиточечным системам. Процесс заводнения карбонатных коллекторов на зарубежных месторождениях, также сопровождается неравномерным послойным обводнением и неполным охватом залежей воздействием. Для более полного вовлечения запасов нефти в разработку применяют следующие мероприятия: уплотнение сетки скважин, применение буровых растворов на нефтяной основе, направленные кислотные обработки, бурение на депрессии, закачка в пласт пропана и углекислого газа с последующим продвижением их газом и водой. При этом конечная нефтеотдача увеличивается до 49%.
Наиболее близким по геологическим условиям и вязкости нефти является месторождение Литл-Буффало, США [51]. Залежь Тенслип, открытая в 1942г, приурочена к очень неоднородным трещинно-поровым коллекторам. Трещины и пласте имеют преимущественно вертикальную направленность. Толщина продуктивных отложений составляет 14м, пористость - 14%, Проницаемость по керну изменяется от 0 до 1150 мкм , Глубина залежи 1380м. Начальное пластовое давление 11,9 МПа. Газосодержание 2,7 м /м . Вязкость нефти в пластовых условиях 42 мПа с. Содержание асфальтенов 52% по весу. Залежь разбуривалась в две стадии. В начале скважины были размещены с плотностью 16 га/скв. Разработка велась на водонапорном режиме. Залежь эксплуатировалась длительное время медленными темпами. С 1966г. проводили уплотнение сетки скважин с 16 до 8 га/скв. В процессе эксплуатации отмечались прорывы воды в скважины по трещинам. Конечная нефтеотдача оценена раиной 14-17%. Ввиду низкого ее значения на залежи проводили закачку газа и воды, которая оказалась эффективной.
Особенности развития трещиноватости в карбонатных коллекторах залежей 302-303 Ромашкинского месторождения
Трудность извлечения нефти из карбонатных (порово-трещинных) коллекторов осложнена двумя основными обстоятельствами - низкими фильтрационными свойствами матрицы породы и наличием трещин, по которым идеї преимущественное движение закачиваемой и пластовой воды (слабо охватывая при этом матрицу пород).
Основной причиной, вызывающей образование трещиповатости пород, являются внешние и внутренние силы, деформирующие породу и могущие привести к нарушению внутреннего сцепления частиц. Невозможно представить, что вековые колебания суши не образовали трещин в карбонатных коллекторах, отложившихся миллионы лет назад. D регионе Татарстана возможны землятресепия, явления карстового, тектонического и оползневого типа. Землятресепия могут достигать магпитуты М=5 по шкале Рихтера, Такие землетрясения имели место в 1886,1914 гг. на территории Ромашкинского месторождения. Последние 5-6 бальные землетрясения имели место в районе интенсивной добычи нефти: в том числе в г. Альметьевске - три толчка в 1986г. и один в 1991г, в Заинске - один в 1988г., it районе Елабуги в 1989г. два толчка [88]. Всего за последние 20 лет на юго-востоке Татарстана зарегистрировано более 700 татчков разной силы, из которых 60 были ощутимы и достигали интенсивности от 2 до 6 баллов. Так что тектонические процессы вполне могут образовать большое количество разломов и трещин разной величины и направленности. Кроме этого, одной из причин, вызывающей трещи новатость, является химическое превращение пород - доломитизация известняков[78]. D результате замещения части карбоната кальция (CaCOJ) па карбонат магния (MgCO3) общий объем породы сохраняется, объем ее скелета уменьшается и известняки становятся более пористыми. Сульфат кальция, осаждаясь в виде ангидрита, присоединяет воду и превращается в гипс. При этом объем его увеличивается почти на 40 %, То) вызывает образование трещин. При изучении геологических разрезов у ВНК залежи 302-303 в большинстве скважин в карбонатных породах отмечено высокое гипсосодержание.
Впервые масштабное представление о трсвщиот-тсІШариих пород ив заложи 302-303 подутсио диешшиоштыми истодами (&трошсш гсо.іошчееі; к їісс іеловаеия АКТИ), приведенными в Ї99їг. Для залежей ведущими тттт $ ттттты мсридшш ного и ешсро-востоадога про&тр&тя
Шмажшашшм фактором при разработке карбонатный коллекторов жіяеіся направление тршюшят&і тщтиштост. Лабораторией исследования сішажшншх коллекторов ЇЇ углеводородов (ИСКиУ) шзстатута ТатНШІИиефть быт прож.тш ШЇЛШІВШИЯ керш шризшпишшх екщжин 38275г и 382!В8з\ По данным юуч%т# керна выделены ми&р )-- (р&скрытость Ш-60 мш\ незо {60 Ш)яисм и ма&рочрещины (100 300 м1"). Кш видно т. ишладоваиий &&рна, распределен! трещшоватоета пород по горшшт&яшому профилю сквшшш 38275г {рж.2,1} выделяется 2 системы макротрещш; субвершольнал с утши штетш тредшя I Н IЧ градусов и субгоршонтальпая с углами шденм от 44 - 78 градусов. Спею:: ма&ротрещш сопровождается зонами кливажа пород, ншрша которых мижл колебаться от 1)Л до 2,4м,
Размер трещин в породе весьма решичен: от мжротрсщші до зншоншх трсошнг ЕШШЩИХ большое протяжение. Шшо&гу необходимо дшетигк чт по керщ можно шуііта только тр щшш. липейше размеры когорых ООИІМ ІШМЬІ С размерами керна. Для объективного представления более масштабной трепшнива-тост, расемтрим исследования методом сейемолозшдеш ботвопо обзора (С ЛІК л, проведенные ЇЗ 1994 году па аегшх жжжш \Щ. Фшмадешй основой і ЛЬи #шіяет# свойство трещ&ш геоереды шртгтучмъ упругую энщымю сейсмических воля, прикодшцуш к ним от сейсмического источника. Перейдя ученные от трущие вшшы расшшше волны редашшшго н релеевского ТИШЕ ирисухсш ю которая в зиергетшее&ом отношении ш 1-2 поряжа ниже отраженной состшшісь пшй. 1 к овійте результатов зафиксированной трещиио&атосш были носі роеша кщп ы разушаотншші (іреизшовіїтоегн) и мшравлшмкл и грепщн (рис.2.2).Структурная кщтшпо хртм башкирского яруса. Добиты добывающих одажин, расположенные в трещиноватых зонах в \j& ршу& выше по башкирскому горизонту н в 3,5 раза шш по серпуховскому. Вглтсшгаш нефта иртешхт за счет жргжального подъема водошфшноіо контакт Имеется вертикальная трещимоватоетъ. Вертикальный ратрш, по линии скважші 17917 17918 {ртЛЗХ дежшеїрнрует глубинное шшраядашю выделенной Ф ннноватиеш. П данном случш необходимо іУттт в. что оубверти ньоая трехцшюватоеть направлена шутрь структуры поднятия, В куяошюй части фалщшлш гоаъ наблвд&епвд тдаько в б&шишрсшм ярусе Это связано с тем что при шпібо пород пласта, тк и при; дагябе стршдашюй ЙЙД&Й, образуется зоны раетяз&шм & верхней кровельной часта и зоны сжатия Е нижней подошвенной часіп ішота [78j, Кръим шШ Швшм жшь проде сы ржляжзнші что ведет к образованию протяженных вертикальные трещин., сношбетующих более быстрому пршвиженшо воды и обводнению скважин.
Гидродинамическое исследование скважин, дренирующих трещинно-поровый коллектор
Основными объектами гидродинамических исследований являются работающие продуктивные пласты. Полнота и качество получаемых результатов определяется способом воздействия на пласты, технологией проведения скважинных измерений и особенностями поведения скважины и пласта в процессе исследований. Получаемые гидродинамические параметры характеризуют пласт, как единый объект разработки и показывают улучшение или ухудшение свойств лризабойпой зоны и удаленной части пласта.
Пробуренные нефтедобывающие скважины, как правило, эксплуатируются несколько десятков лет. В течении этого времени на скважинах проводятся различные технологические мероприятия. Практически любая операция, проводимая в скважинах, является потенциальным источником потерь продуктивности в результате загрязнения призабойной зоны. Проникновение твердых частиц и фильтрата буровых растворов, отложение солей, асфальтснов, смол и парафинов на стенках капилляров, уменьшение проницаемости вследствие изменения эффективного горного давления приводят к уменьшению добывных возможностей скважин, и соответствен ио, снижению темпов разработки 11 коэффициента нефтеотдачи. Для увеличения дебита скважин по нефти применяют различные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). На поздней стадии разработки месторождений объемы проводимых МУН постоянно растут, это приводит к тому, что определение их эффективности обычно проводится путем оценки изменения процента обводненности и дебита скважин до и после проведения данных мероприятий, Однако, известно, что дебит скважины зависит не только от фильтрационных параметров, но и от величины депрессии, которая может различаться до и после изменения режима работы скважины. Значительное влияние оказывает изменение режимов нагнетательных или близлежащих добывающих скважин. Поэтому сравнение фильтрационных параметров, призабойной п удаленной зон скважин, необходимо проводить по результатам гидродинамического исследования (ГДИ) до и после проведения мероприятий [20,40,57,79,71]. В настоящее время существует большое количество методик для обработки результатов ГДИ как для терригепных, так и для карбонатных коллекторов. При интерпретации результатов методик неучитывающих приток [109,101,56] исходят из условия мгновенного прекращения притока в скважину. Это условие хорошо выполняется, когда мы имеем дело со скважиной, заполненной негазированной жидкостью. В остальных случаях продолжающийся приток жидкости может исказить получаемую кривую, В результате может быть значительно занижена проницаемость и завышено совершенство скважины, так как пологие участки кривых, которые могут быть ошибочно приняты за искомую асимптоту, имеют всегда большой наклон и лежат ниже нес. Для правильной расшифровки КВД указанными методами необходимо использовать поздний участок, т.е., исследования всегда должны быть более продолжительными. При большой длительности исследования, когда приток в скважину становится незначительным, фатстическая КВД асимптотически приближается к прямой, которая получалась бы при мгновенном закрытии скважины. Недостатком методики Минеева является ы известной мере произвольный выбор конечного прямолинейного участка в качестве касательной. Ряд методов интерпретации КВД учитывает пред историю работы скважины до остановки. Одним из них является метод Хорнера, базирующийся на решении основного уравнения для точечного источника и бесконечном пласте [109]. В силу принятых допущений описанным способом можно пользоваться на ранней стадии разработки, когда пробурено небольшое число скважин и из шаста отобрано еще немного нефти.
Интерпретации КВД с учетом притока посвящено множество работ Чариого ИЛ,, Щербакова Г.В., Бузинова C.IL-Умрихипа И.Д., Щелкачева В.Н., Иктисанова В,А. и др. ученых [108,102,14,38,46,17,18,34,35,36,107,103]. Для определения гидропроводности и пьезопроводности с учетом притока наиболее простыми и достаточно точными являются методики В.Н.Щелкачева и УкрНИГРИ [99]. В основу метода УкрНИГРИ положен интегральный метод, разработанный Э,Б.Чекалюком для радиального неограниченного пласта с ограниченным радиусом скважины. Метод Э.Б.Чекалюка является довольно трудоёмким, тх связан с вычислением интеграла Дюамеля. В методике УкрНИГРИ достигнуто значительное упрощение в вычислениях с сохранением достаточной точности в решениях. Этот метод применяется для скважин с малыми дебетами - до 5 м3/сут. Метод обработки кривых восстановления давления с учётом притока Щелкачева - Кундина применяется при обработке КВД скважин с высокими и средними дебитами - выше 5 м3/сут.
С использованием вышеперечисленных методик, предназначенных для обработки результатов КВД были рассчитаны фильтрационные параметры пласта до и после проведения мероприятия на скважине (таблицы 3,1,3,2, 3,3,3.4), При этом расчеты проведены на скважинах, как с терригенным типом коллектора (№№ 4051,24319), так и на скважинах с трещин но-поровым карбонатным коллектором (№№35853,35854),
Проведя сравнение, наблюдаем хорошую сопоставимость полученных параметров на скважинах с терригенным типом коллектора и различие для скважин с трещинно-поровым типом коллектора. Для карбонатных коллекторов наблюдается лишь сходство результатов гидропроводности, но при этом параметры, полученные по методикам с учетом притока выше, чем по методикам, рассчитанным без учета притока. Для гидродинамической оценки фильтрационных параметров карбонатных коллекторов необходимо применять методики, учитывающие взаимодействие двух разномасштабных сред, вложенных друг в друга. Одной из таких методик является методика Полларда. Сущность обработки КВД по методике Полларда заключается в анализе процесса восстановления давления в скважине посредством построения и обработки основной и разностной кривых, характеризующих процесс фильтрации в системе - призабойная зона, трещины, поры [99]. Модель Полларда сводит задачу к простому процессу расширения жидкости, однако в некоторых случаях дает приемлемые результаты и позволяет провести сравнительную характеристику параметров трещинпо-порового коллектора (таблица 3,5),
Для оценки эффективности проведенных мероприятий, на скважинах с трещишю-поровым типом коллектора, методика предоставляет значительно больше информации о изменении коллекторских свойств пласта. При этом необходимо отметить, что результаты, полученные по ГДИ, большим образом отображают качественное изменение параметров по области питания скважин.
Количественная характеристика не всегда сопоставима с результатами ГИС и керна. Рассмотрим результаты анализа проведенных изоляционных работ на скважине 35900 Г (таблица 3.6). В результате проведения изоляционных работ раскрытость трещин, процент обводненности уменьшились, ухудшился скин-эффект, уменьшился размер блоков, что говорит о их более активном участии в работе пласта. За счет улучшения массообмена между блоками и трещинами и изоляции прорыва воды со стороны более крупных трещин -снизился процент обводненности. Изоляционные работы прошли успешно.
Технология экранирования притока подошвенной воды в обводненные добывающие скважины
Рассмотрим изменение обводненности по скважинам 17914, 17911, 17909 (рис.4.3,4.4,4.5). Усредненные режимные показатели не всегда отражают правдивую картину, поэтому ниже представлены все реальные изменения обводненности скважин. Обводненность по скважинам 17914,17909 скачкообразно изменяется во времени от 10 до 100%. Это говорит о непостоянном, импульсном притоке нефти в скважину. Остановки по причине отключения электроэнергии, порыва нефтепровода, изменение режимов работы па соседних скважинах приводят к возникновению возмущений в более проводящей трещинной системе пласта. В результате возникает волна депрессии и матрица подпитывает нефтью трещины. Приведем пример простоев скважины 17911 за 2004год (8.01-высокос давление в нефтепроводе,!6.01,2.03,4.03-плановое отключение фидера, 4.04-замерзшая скважина, 15.04-замена полировки, 6.05-врезка напорного нефтепровода, 15.06-исследование, 20-22.06-уменьшение длины хода до 1,5м, увеличение типоразмера насоса с Н-32 на Н-44, 14.07,15.07- плановое отключение фидера, 1.09 аварийное отключение электроэнергии, 26.10-увеличеиие длины хода до 2м., 29.10, 11.11, 12.11- переврезка, 7.І2.- высокое давление в нефтепроводе, 18Л2, 18.12-аварийное отключение элетстроэнергии, увеличение длины хода до 2,5м, число качаний до 4,5). Подобная картина зачастую наблюдается и по другим скважинам.
Периодические остановки на скважине создают кратковременные возмущения в пласте. Более эффективными из них являются изменения режима работы скважин, К примеру, увеличение отбора жидкости на скважине 17911, привело к продолжительному снижению процента обводненности на соседних скважинах (рис.4,3,4.5). Скважина № 17911 находится на более низкой гипсометрической отметке по сравнению с 17909 и 17914 (рис.4.6). В результате увеличения отбора жидкости зона питания скважины увеличилась. Вода, поступавшая но вертикальным трещинам в соседние скважины, изменила направление движение к скважине 17911. Оттянув воду, мы создали область пониженного давления и кратковременно увеличили депрессию в трещинной системе пласта, тем самым активизировав незадействованные ранее микротрещипы блоков матрицы, В дальнейшем активная подошвенная вода выровняла давление в межскважинной области и на графиках наблюдается постепенное обводнение скважин.
Скважину необходимо вяшь осіадовить да шшюго жжсґашжленкя и ь дая создания ніжш веяны депрссгаи. Обводнетностъ по сетажшк? № мияетсл на так кардиііаяьш, т.к. она имеет аспшгую связь с подошвешши Депрессия на гашжине составляет веш 0 4 М№. При утптыш объем» отбора жидкоста па добшшощей екважшїь? оисходит щмететие ширавлеїшя движения фильтрационных пашков Зю к кратковременному образовшшю области тшмжытаго давлен ш &ОМ2ШШ0 депрессий и напряжений в шшеге жіивному массообмеву і между системой блоков ш трещин. Нефть, тт&ттшя т блоков ініес 11 оо традішж перемещается к забою скважин, В дальнейшем аішшшя mm вода шравштаег даеленме и отобрав нефть из грещіш скважина водшштед{е№ Ш09Д79І4),
