Содержание к диссертации
Введение
1 Известные механизмы обводнения нефтяных скважин и методы их диагностики, методы подбора объектов применения, технологии ограничения водопритоков и увеличения охвата пласта заводнением 18
1.1 Механизмы обводнения нефтяных скважин 18
1.1.1 Механизмы обводнения нефтяных скважин пластовой водой 18
1.1.2 Механизмы обводнения нефтяных скважин вследствие проявления технических и технологических проблем 20
1.1.3 Геолого-физические факторы, обусловливающие опережающее обводнение нефтяных скважин 22
1.2 Методы диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин 28
1.3 Методы подбора объектов для проведения работ по борьбе с опережающим обводнением продукции и по увеличению охвата пласта заводнением 34
1.3.1 Методы подбора скважин для проведения ремонтно-и водоизоляционных работ 34
1.3.2 Методы подбора объектов для применения потокоотклоняющих технологий 35
1.3.3 Методы подбора скважин для стимуляции и оптимизации режимов работы 41
1.4 Физико-химические методы и технологии увеличения охвата нефтяного пласта заводнением 46
1.4.1 Метод полимерного заводнения нефтяного пласта 46
1.4.2 Метод щелочно-ПАВ-полимерного заводнения нефтяного пласта 47
1.4.3 Потокоотклоняющие технологии 48
1.5 Физико-химические технологии ограничения водопритоков в нефтяных скважинах 57
1.6 Физико-химические технологии ремонтно-изоляционных работ в скважинах 63
1.7 Гидродинамические методы повышения КИН 65
2. Разработка и совершенствование методик диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин, подбора объектов для работ по борьбе с опережающим обводнением и увеличения охвата пласта заводнением 72
2.1 Результаты анализа динамик обводнения нефтяных скважин 72
2.2 Результаты промысловых исследований в скважинах и численных исследований в гидродинамическом симуляторе нефтяного пласта 76
2.2.1 Чисто нефтяные залежи 76
2.2.2 Залежи нефти с подстилающей водой 85
2.3 Графо-аналитическая методика диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин, метод оценки стадии разработки на участке нефтяной залежи при ее заводнении и обводнении продукции 94
2.3.1 Корреляционный метод диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин 95
2.3.2 Статистический метод поиска скважин с ЗКЦ 97
2.3.3 Комплексный метод поиска скважин с ЗКЦ 99
2.3.4 Метод поиска нефтяных скважин с негерметичной эксплуатационной колонной 99
2.3.5 Статистический метод оценки стадии разработки на участке нефтяной залежи при ее заводнении и обводнении продукции 102
2.3.6 Примеры использования графо-аналитической методики диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин и статистического метода оценки стадии разработки на участке нефтяной залежи 104
2.4 Совершенствование методик подбора объектов для проведения работ по борьбе с опережающим обводнением продукции и по увеличению охвата пласта заводнением 107
2.4.1 Уточнение и обоснование геологических критериев применимости потокоотклоняющих технологий, а также ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах 112
2.4.2 Уточнение и обоснование технологических критериев применимости потокоотклоняющих технологий, а также ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах 127
2.4.3 Влияние расположения скважины в системе заводнения нефтяной залежи на эффективность ремонтно- и водо-изоляционных работ, а также работ по увеличению ее дебита жидкости 144
2.4.4 Совершенствование методики подбора объектов для применения потокоотклоняющих технологий и технологий ограничения водопритоков 151
2.4.5 Совершенствование методики подбора скважин для проведения ремонтно-изоляционных работ 156
2.4.6 Совершенствование методики подбора скважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРП и оптимизации режимов работы при недопущении роста обводненности и темпа обводнения продукции 163
2.5 Принципы оптимизации последовательности применения методов борьбы с опережающим обводнением скважин и увеличения охвата пласта заводнением при разработке залежей нефти с различным строением 169
3. Адаптация методов и технологий борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин и увеличения охвата пласта заводнением к условиям залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти 184
3.1 Адаптация потокоотклоняющих технологий 184
3.1.1 Адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами 184
3.1.2 Способы повышения эффективности комплексной технологии ВПП нагнетательных скважин и методы оптимизации объема гелевой оторочки 196
3.1.3 Адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям залежей нефти с подстилающей водой 202
3.1.4 Адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям трещинно-поровых коллекторов 207
3.1.5 Физические принципы адаптации потокоотклоняющей технологии к условиям поздней стадии разработки залежи нефти и метод планирования ее воздействия на высокотемпературный нефтяной пласт 211
3.2 Адаптация физико-химических технологий ремонтно и водоизоляционных работ в скважинах 218
3.2.1 Технология временного экранирования продуктивного пласта в нагнетательной скважине с целью проведения в ней упрощенных РИР по ликвидации ЗКЦ 218
3.2.2 Упрощенная технология ограничения водопритоков в нефтяной скважине при ее подготовке к текущему ремонту с использованием селективного термогелирующего состава 221
3.3 Способ увеличения отборов из нефтенасыщенных интервалов пласта в скважине залежи нефти с подстилающей водой 224
4. Внедрение графо-аналитической методики диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин, усовершенствованных методик подбора объектов, технологий ограничения водопритоков и увеличения охвата пласта заводнением 234
4.1 Внедрение графо-аналитической методики диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин 234
4.1.1 Объект АП5 Верхне-Пурпейского месторождения 234
4.1.2 Объект БП10-11 Тарасовского месторождения 237
4.2 Внедрение усовершенствованной методики подбора нефтяных скважин для проведения ремонтно-изоляционных работ 240
4.2.1 Объект АС5 Верхне-Пурпейского месторождения 240
4.2.2 Объект БП10-11 Тарасовского месторождения 241
4.3 Внедрение усовершенствованной методики подбора объектов для применения потокоотклоняющих технологий 244
4.3.1 Объект БП14 Тарасовского месторождения 244
4.3.2 Объект АС11 месторождения Е. Салымского региона Западной Сибири 250
4.3.3 Внедрение методики планирования воздействия потокоотклоняющей технологии с удаленным гелеобразованием на высокотемпературный нефтяной пласт 255
4.4 Внедрение усовершенствованной методики подбора скважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРП и оптимизации режимов их работы при недопущении роста обводненности и темпов обводнения продукции 261
4.4.1 Внедрение статистического экспресс-метода подбора добывающих скважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРП 261
4.4.2 Внедрение критериев применимости стимуляции скважин методом ОПЗ или ГРП и оптимизации режимов их работы при условии недопущения роста обводненности и темпов обводнения продукции 265
4.5 Внедрение новых потокоотклоняющих технологий 270
4.5.1 Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированной к условиям низкопроницаемых коллекторов (технологии КВПП нагнетательных скважин) 270
4.5.2 Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированной к условиям залежей нефти с подстилающей водой (технологии на основе состава ППС) 276
4.5.3 Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированной к условиям коллекторов трещинно-порового типа (с предоторочкой на основе состава ППС) 279
4.5.4 Внедрение потокоотклоняющей технологии с удаленным гелеобразованием (на основе ТГС с замедленным гелированием) 282
Выводы и рекомендации 286
Список литературы: 290
Приложения 330
- Геолого-физические факторы, обусловливающие опережающее обводнение нефтяных скважин
- Залежи нефти с подстилающей водой
- Принципы оптимизации последовательности применения методов борьбы с опережающим обводнением скважин и увеличения охвата пласта заводнением при разработке залежей нефти с различным строением
- Внедрение потокоотклоняющей технологии с удаленным гелеобразованием (на основе ТГС с замедленным гелированием)
Геолого-физические факторы, обусловливающие опережающее обводнение нефтяных скважин
М.Л. Сургучевым и Ю.В. Желтовым в работе [19] показано, что основными факторами, обусловливающими темп обводнения нефтяных скважин и эффективность заводнения нефтяной залежи, являются геолого-физические. М.М. Ивановой результатами статистического анализа промысловых данных подтверждено определяющее влияние на темп обводнения скважин геолого-физических факторов [12] и показана подчиненная роль технологических. Аналогичные выводы делают и другие исследователи [28, 29, 30, 31]. Ниже кратко описаны геологические факторы, влияющие на опережающее обводнение нефтяных скважин закачиваемой водой.
Превышение вязкости пластовой нефти над вязкостью закачиваемой воды. Ф. Крейгом [2] введено понятие вязкого языкообразования фронта вытеснения, т.е. образования опережающих потоков вытесняющей воды в нефтенасыщенной пористой среде. Оно обусловливается превышением вязкости вытесняемого агента над вязкостью вытесняющего и усиливается с его ростом. Последнее подтверждает М.М. Иванова, которая на основе анализа промысловых данных [12] показала, что темп обводнения нефтяных скважин возрастает с увеличением величины соотношения вязкостей пластовой нефти и закачиваемой воды. Аналогичные выводы делают М.Л. Сургучев и Ю.В. Желтов [19], М.М. Саттаров и И.Х. Сабиров [25], а также другие исследователи [7]. В частности, по мнению В.И. Калганова, М.Л. Сургучева и Б.Ф. Сазонова [13] соотношение вязкостей вытесняемого и вытесняющего флюидов влияет на темп обводнения скважин более сильно, чем проницаемостная неоднородность пласта и присутствие подстилающих вод.
Проницаемостная неоднородность пласта. М. Маскет [4] отмечает, что интенсивное обводнение скважин контурной или закачиваемой водой может являться результатом высоких локальных скоростей фильтрации из-за проницаемостной неоднородности пласта. Ф. Крейг [2] отмечает, что в неоднородных пластах закачиваемая вода наиболее быстро продвигается по его высокопроницаемым пропласткам, а проницаемостная неоднородность пласта является фактором, снижающим эффективность вытеснения нефти водой. Согласно промысловым данным, опубликованным М.М. Саттаровым, Е.А. Андреевым, В.Д. Лысенко, Р.Н. Дияшевым и другими учеными, при совместной эксплуатации нескольких различающихся по проницаемости нефтяных пластов в них происходит неравномерное вытеснение нефти водой, снижение конечного КИН и увеличение сроков разработки залежи [32, 33, 34, 35, 36].
Ф. Крейг [2] выделяет три типа проницаемостной неоднородности пласта: площадная, вертикальная и связанная с трещинностью продуктивных пород. В.Д. Лысенко [37] также выделяет три типа проницаемостной неоднородности пласта: зональная, послойная и связанная с его прерывистостью. М.М. Саттаров [38] и Л.Ф. Дементьев [39] выделяют два уровня геологической неоднородности: микро и макронеоднородность. М.В. Рац [40] рекомендует выделять четыре уровня геологической неоднородности от размеров кристалла до размера более 10,0 м.
Разные варианты послойной проницаемостной неоднородности пласта, их седиментационная первопричина и влияние на эффективность заводнения описаны Л. Дейком [299]. Дейком показано, что с точки зрения эффективности заводнения нефтяного пласта наиболее проблемным вариантом его послойной проницаемостной неоднородности является вариант с увеличением проницаемости по разрезу сверху вниз. Такой вариант обусловлен процессами осадконакопления в условия трансгрессии моря. Наименее же проблемным вариантом неоднородности пласта с точки зрения эффективности заводнения является вариант с ростом проницаемости снизу вверх, который связан с процессами осадконакопления в условиях регрессии моря.
С.Т. Овнатанов [41], Н.И. Хисамутдинов [42] и другие авторы указывают, что макронеоднородность нефтяного пласта обусловливает неравномерность его заводнения, а микронеоднородность препятствует полному вытеснению нефти из его заводненных участков. В соответствии с этим Н.И. Хисамутдинов [42] различает два типа остаточной нефти. Первый формируется в застойных зонах пласта и пропластках, а также в присводовых участках залежи [43]. Второй представлен остаточной нефтенасыщенностью промытых водой участков пласта. В гидрофобных коллекторах она представлена пленочно-связанной нефтью и нефтью, сохранившейся в тупиковых порах [44]. В гидрофильных же коллекторах остаточная нефть сохраняется в крупных и средних порах, как капиллярно защемленная [42], механизм формирования чего представлен в работе [300].
Капиллярные силы и другие факторы, усиливающие влияние проницаемостной неоднородности пласта на темп обводнения скважин закачиваемой водой. Согласно Ф. Крейгу [2] вода в гидрофильных коллекторах под действием капиллярных сил проникает из заводненных пропластков в нефтенасыщенные, имеющие меньшую проницаемость. Поэтому с теоретической точки зрения капиллярные силы способствуют увеличению конечного КИН [45] и снижению, таким образом, интенсивности обводнения скважин.
Вместе с тем, М.Л. Сургучевым [46] показано, что действие капиллярных сил не может затормозить послойное обводнение пластов, которое обусловливается проницаемостной макронеоднородностью пласта. При этом для наибольшего положительного влияния капиллярных сил скорость вытеснения нефти водой должна быть в 2 – 4 раза ниже скорости капиллярной пропитки. Поэтому при реальных скоростях вытеснения нефти водой из пласта повышение конечного КИН за счет действия капиллярных сил невозможно. Послойное заводнение нефтяного проницаемостно-неоднородного пласта создает на контакте заводненного и нефтенасыщенного пропластков резкий скачок насыщенности, а капиллярные силы лишь снижают его, образуя размытые зоны [19].
М.М. Ивановой анализом промыслового материала многих нефтяных месторождений с совместной эксплуатацией разнопроницаемых пластов отмечены факты отключения из заводнения наименее проницаемых из них [47]. Это объяснено влиянием капиллярных сил. Так Д. Уолкотт [48] указывает, что в гидрофильной породе капиллярное давление принимает максимальное значение в условиях ее начальной водонасыщенности. При смешанной же смачиваемости породы в условиях низкой водонасыщенности пористой среды капиллярное давление также принимает положительное значение, однако с увеличением водонасыщенности становится отрицательным, создавая дополнительное гидросопротивление вытеснению и стимулируя движение закачиваемой воды по уже промытым каналам пласта [48].
Другим отрицательным проявлением капиллярных сил является так называемый концевой капиллярный эффект. Он заключается в образовании в ПЗП вокруг добывающей скважины области повышенной водонасыщенности в ходе ее эксплуатации [49, 302]. Поскольку капиллярные силы принимают наибольшие значения в тонкопористой среде, данный эффект снижает эффективность вытеснения в первую очередь в низкопроницаемых пропластках. Это усиливает отрицательное влияние проницаемостной неоднородности пласта.
Р.Н. Дияшев анализом результатов промыслово-геофизических исследований (ПГИ) нагнетательных скважин показал, что наименее проницаемый пропласток не принимает закачиваемую воду, если соотношение проницаемостей пропластков продуктивного пласта превышает значение 5,0 [32, 33, 34]. Причиной отмеченной закономерности могут служить аномальные свойства пластовых нефтей. Исследованиями И.Л. Мархасина показано, что вязкость нефти в граничных слоях на поверхности продуктивной породы в 5 – 10 раз выше вязкости нефти в объеме [44]. Благодаря этому при существующих градиентах давления в разрабатываемых пластах граничные слои нефти остаются неподвижными. Учитывая то, что со снижением размеров пор растет доля нефти, сосредоточенной в граничных слоях, коэффициент вытеснения в низкопроницаемых пропластках снижается, усиливая темп обводнения скважин за счет холостого движения закачиваемой воды по промытым высокопроницаемым.
Согласно мнению Н.И. Хисамутдинова тот факт, что абсолютная проницаемость кернов меловых отложений для воды вдвое ниже, чем для газа, обусловлен набухаемостью глин цемента пород [42]. Фильтрационные эксперименты, выполненные А.Г. Телиным на кернах ачимовской толщи Средне-Балыкского месторождения, показали, что благодаря набухаемости глинистого цемента породы при контакте с водой точка ее равных относительных фазовых проницаемостей (ОФП) при снижении газовой проницаемости с 220 до 20 мД. смещается в сторону большей нефтенасыщенности [42]. Благодаря этому коэффициент вытеснения снижается до 0,406 при его расчетном значении для данной абсолютной проницаемости 0,434, что интенсифицирует опережающее обводнение скважин. Аналогичный «псевдофобный» характер имеют диаграммы ОФП глинизированных песчаников объекта БВ6 Локосовского месторождения и ЮВ1 Покомасовского [42].
Залежи нефти с подстилающей водой
Результаты исследований скважин залежей нефти с подстилающей водой рассмотрим на примере объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения. Данный объект представлен крупной субмеридионально направленной залежью нефти с подстилающей водой и с разделяющей глинистой перемычкой, а также с газовой шапкой. Продуктивный разрез представлен тремя пластами песчаника ПК191, ПК192 и ПК20, изолированными друг от друга глинистыми разделами. Нижний пласт ПК20 является либо водонасыщенным, либо подстилается водой. Верхний пласт ПК191 в сводовой части залежи газонасыщен. На расстоянии 1,5 – 9,5 метров выше залегает газо-водонасыщенный горизонт ПК18. Изначально на залежи была реализована семирядная система заводнения при субширотном направлении восьми нагнетательных рядов.
С целью определения основых источников обводнения скважин были проанализированы заключения 307-ми ПГИ, проведенных в 231-ой добывающей скважине. Согласно заключениям наиболее распространенным источником обводнения скважин является заколонный переток пластовой воды из водонасыщенной подошвы пласта ПК20 или из горизонта ПК18. Этот механизм обводнения отмечен в 181-ти исследованиях (58,9 %). Вторым по распространенности механизмом обводнения скважин является прорыв фронта нагнетаемой воды, выявленный по результатам 50-ти исследований (16,3 %). По 37-и исследованиям (12,0 %) отмечены оба эти источника обводнения, по 35-ти исследованиям (11,4 %) отмечена негерметичность обсадной колонны.
Анализ ПГИ скважин 5-го, 6-го и 7-го нагнетательных рядов показал, что из 25-ти исследованных скважин в 19-ти (76,0 %) присутствуют заколонные перетоки закачиваемой воды в водо и газонасыщенные пласты, а в одной отмечена негерметичность обсадной колонны. Из 19-ти скважин с ЗКЦ в 12-ти (63,0 %) отмечен заколонный переток вниз, в трех (16,0 %) - переток вверх, а в четырех (21,0 %) - перетоки и вверх и вниз.
Для примера на рис. 2.7 представлены кривые термометрии и расходометрии нагнетательной скважины № 1630, прописанные на различные даты. Согласно им до обработки скважины осадко- и гелеобразующими составами основная часть нагнетаемой воды уходила в водонасыщенную часть пласта ПК20 посредством ЗКЦ.
Отрицательное влияние данного фактора демонстрирует сравнительная динамика текущего КИН относительно промытого порового объема для ЗПВ объекта БП10-11 и ЧНЗ объекта БП14 Тарасовского месторождения (приложение 4) с близкими значениями проницаемости. Динамика КИН для объекта БП10-11 лежит заметно ниже, чем для объекта БП14, т.е. прогнозный КИН его ниже.
С целью исследования механизмов влияния различных ГТМ на динамику обводнения скважин ЗПВ с разделяющей глинистой перемычкой была проведена серия вычислительных экспериментов [236, 237]. Использовалась схематическая модель блока семирядной системы заводнения ЗПВ (рис. 2.8а), аналочной системе заводнения объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения. Модель учитывала абсолютные отметки кровли и подошвы пластов ПК191, ПК192 и ПК20, геометрию сетки скважин, глубину ВНК, термо-барические условия залежи и свойства пластовых флюидов.
Также были учтены средние значения коллекторских свойств продуктивных пластов, их ГСР по проницаемости и диаграммы ОФП, средние значения дебитов и приемистости скважин, их забойных давлений. ЗКЦ моделировались вскрытием кровли водонасыщенного пласта ПК20, причем с первых месяцев эксплуатации залежи, что чаще всего имеет место в практике [14]. Размеры расчетных ячеек по латерали составляли 39,3 на 34,8 м, по вертикали – 2,1 м. Грид по вертикали составлен 10-ю слоями ячеек.
Для моделирования обводнения скважин ЗПВ с монолитным строением пласта за счет образования конуса воды на основе описанной модели была построена аналогичная модель массивной залежи с подстилающей водой. Модель отличалась отсутствием глинистых перемычек между разнонасыщенными пропластками и пятикратной проницаемостной анизотропией пласта.
C целью исследования гидродинамического механизма снижения обводненности скважин ЗПВ с разделяющей глинистой перемычкой после увеличения объемов закачки проанализирована реакция скважин Р48 стягивающего ряда отбора и Р45 первого ряда (рис. 2.8а) на увеличение приемис Анализ расчетной динамики обводненности продукции данных скважин (рис. 2.8б) показывает, что скважина стягивающего ряда отбора Р48 реагирует на увеличение объемов закачки снижением обводненности продукции, а скважина первого ряда Р45 – малозаметным ее ростом. На момент проведения мероприятия скважина Р48 стягивающего ряда обводняется лишь подошвенной водой, а фронт нагнетаемой воды (ФНВ) к ней еще не подошел (рис. 2.8а). К скважине же Р45 первого ряда нагнетаемая вода уже прорвалась. Поскольку попутная вода в этой скважине теперь представлена в основном нагнетаемой увеличение закачки согласно описанному механизму ведет к росту обводненности ее продукции.
Механизм снижения обводненности продукции скважины Р48 в результате роста объемов закачки иллюстрирует рис. 2.8в. На нем представлена динамика пластового давления в нефтенасыщенном и в водонасыщенном пропластках в удаленной зоне пласта относительно нагнетательной скважины I4. Видно, что и при вводе закачки и при увеличении ее объемов рост пластового давления в нефтенасыщенном пропластке заметно выше, чем в нижнем водонасыщенном. Это объясняется гидродинамической связанностью нижнего водонасыщенного пропластка с его законтурной областью, а с другой стороны -относительной замкнутостью небольшой по размерам нефтенасыщенной части залежи посредством разделяющих глинистых перемычек.
Также в схематической модели блока заводнения ЗПВ был исследован механизм реакции скважин с различными механизмами обводнения на увеличение отборов жидкости. Расчеты проведены для двух типов пласта ЗПВ:
ЗПВ с расчлененным пластом (рис. 2.8а);
ЗПВ с монолитным пластом.
В первом случае обводнение скважин подошвенной водой происходит за счет ЗКЦ, во втором - за счет образования конуса воды. Увеличение отборов жидкости из скважины Р48 произведено снижением забойного давления со 130,0 до 70,0 атм. Несколько позже отборы жидкости были снижены установкой забойного давления 120,0 атм. На рис. 2.9а представлена динамика обводнения скважины Р48 при обоих типах строения пласта ЗПВ. В случае монолитного пласта и обводнения скважины за счет конуса воды при увеличении ее дебита по жидкости темп обводнения продукции увеличивается и наоборот (рис. 2.9а).
При увеличении отборов жидкости пластовое давление наиболее сильно снижается в нефтеносной части ПЗП. Это увеличивает разность давлений между разнонасыщенными пропластками ПЗП и интенсифицирует конусообразование. При снижении дебита по жидкости указанная разность давлений снижается, что приводит к снижению размеров конуса воды.
В случае же расчлененного пласта и обводнения скважины посредством ЗКЦ после проведения в ней ГТМ по увеличению ее дебита по жидкости обводненность продукции снижается и наоборот.
Допустим, залежь представлена двумя разнонасыщенными пластами, разделенными глинистой перемычкой. Обозначим базовые значения забойного давления, дебита по жидкости и обводненности продукции скважины соответственно Рзаб1, Q1 и f1. Текущее пластовое давление в водонасыщенной части пласта близко к начальному пластовому Рнач, а в нефтенасыщенной – к текущему Ртек. Тогда базовые депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза соответственно равны
Принципы оптимизации последовательности применения методов борьбы с опережающим обводнением скважин и увеличения охвата пласта заводнением при разработке залежей нефти с различным строением
Оптимальные сочетание и последовательность проведения мероприятий по увеличению охвата пласта заводнением, по ОВП и РИР в скважинах и по увеличению отборов жидкости из пласта в ходе разработки нефтяной залежи определяются в первую очередь ее геологическим строением. Ниже представлены результаты исследований данного вопроса с проведением специальных численных исследований.
Чисто нефтяные залежи. Высокая обводненность продукции скважин ЧНЗ обычно связана с опережающим прорывом к ним ФНВ по продуктивному пласту. Обычно это обусловлено либо высокой вязкостью пластовой нефти, либо повышенной проницаемостной неоднородностью пласта. В первом случае эффективно полимерное заводнение [118, 300], внедрение которого с технологической точки зрения оптимально уже при вводе на залежи системы ППД, а с экономической - после достижения повышенной обводненности продукции. Во втором случае применимость тех или иных технологий определяется геологическим строением продуктивного пласта.
В монолитных проницаемостно-неоднородных пластах в качестве первоочередного мероприятия по УОПЗ эффективно циклическое заводнение [226, 227]. К. Сорби и Р. Сирайт [309] уделили много внимания применимости в этих условиях ВПП нагнетательных скважин, причем в случае роста проницаемости по разрезу снизу вверх.
Потокоотклоняющие технологии в таких условиях малоэффективны, т.к. при них выработка запасов нефти высока и при применении обычного заводнения, на что указывает Л. Дейк [299]. В результате этого остаточные запасы нефти при высокой обводненности продукции могут оказаться невысокими. Потокоотклоняющие технологии в монолитных проницаемостно-неоднородных пластах эффективны лишь в случаечу роста проницаемости по разрезу сверху вниз [236, 237, 250, 251]. При этом рекомендуется использовать относительно большие объемы гелевых оторочек, либо ПОТ с гелеобразованием в удаленной межскважинной области пласта. В данных условиях ПОТ рекомендуется применять также в сочетании с циклическим заводнением.
После многократного применения традиционных потокоотклоняющих технологий запасы нефти в зоне нагнетания залежи истощаются, в результате чего эффективность мероприятия снижается. В таких условиях рекомендуется применять технологии, образующие гелевый экран в удаленной зоне пласта [237, 261, 262, 266, 267], где сохранилось больше запасов нефти.
Для обоснования последней рекомендации был проведен специальный вычислительный эксперимент с использованием схематической модели рядной системы заводнения (рис. 2.29а) [236, 237, 266, 267]. Модель включала три нагнетательные скважины, моделирующие нагнетательный ряд, шесть скважин, моделирующих два первых ряда отбора и столько же скважин, моделирующих два вторых ряда отбора. Пласт в модели представлен серией гидродинамически связанных разнопроницаемых пропластков с двадцатикратной проницаемостной анизотропией при росте проницаемости по разрезу сверху вниз. На рис. 2.29б представлена динамика суммарного дебита скважин по нефти первого ряда отбора для четырех расчетных вариантов применения ПОТ:
ВПП составом СПС трех нагнетательных скважин при достижении средней обводненности реагирующих добывающих значения 0,97 д.ед.;
ВПП составом СПС трех нагнетательных скважин при достижении средней обводненности реагирующих добывающих значения 0,97 д.ед. и повторная обработка тех же скважин СПС после окончания эффекта от первой;
ВПП составом СПС нагнетательных скважин после достижения средней обводненности реагирующих значения 0,97 д.ед. и повторная их обработка составом с удаленным гелированием по окончании эффекта от первой.
Даты первой и повторной обработок нагнетательных скважин отмечены на рис. 2.29б стрелками. Анализ рисунка позволяет отметить, что повторная обработка нагнетательных скважин с использованием состава СПС менее эффективна, чем первая. Однако, повторная их обработка по технологии с удаленным гелеобразованием по эффективности сравнима с первой и на 46 - 56 % эффективнее повторной по традиционной технологии.
Поздняя стадия разработки нефтяных залежей часто характеризуется бездействием скважин первого ряда отбора. На рис. 2.29в представлены расчетные динамики суммарного дебита по нефти скважин второго ряда при остановленных скважинах первого и при обработке нагнетательных скважин с использованием описанных технологий. Добавлен вариант, при котором гелеобразование происходит в районе остановленных скважин первого ряда отбора. Обработки проводились через 1,5 года после остановки этих скважин.
Расчетная дополнительная добыча нефти от применения ПОТ с гелеобразованием в ПЗП нагнетательных скважин составила 1263 м3, при гелеобразовании же между нагнетательными скважинами и скважинами первого ряда отбора - 1646 м3, а при гелеобразовании в районе остановленных скважин первого ряда – 2263 м3. Рост эффективности ПОТ объясняется ростом остаточных запасов нефти в районе зоны гелеобразования с ее удалением от обработанных нагнетательных скважин.
Результаты специально поставленного вычислительного эксперимента показали также целесообразность проведения обработок гелеобразующим составом остановленных скважин первого ряда отбора на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Это позволит вовлечь в заводнение остаточные запасы нефти, локализованные в районе первого ряда отбора.
Применение же ОВП в добывающих скважинах в условиях монолитного пласта с невысокой проницаемостной анизотропией недопустимо из-за возможности последующего искусственного образования конуса воды [197].
В расчлененных проницаемостно-неоднородных пластах при достижении высокой обводненности продукции скважин и при соблюдении остальных отмеченных выше критериев применимости рекомендуется применять потокоотклоняющие технологии. А общность критериев применимости ВПП и ГТМ по увеличению отборов жидкости из пласта, указывает на перспективность их совместного применения на поздней стадии разработки.
После снижения эффективности повторных ВПП нагнетательных скважин согласно представленным выше результатам численных исследований рекомендуется применять потокоотклоняющие технологии с удаленным гелеобразованием.
Как было показано выше, значительная часть дополнительной добычи нефти от ВПП в нагнетательной скважине связана с перераспределением потоков закачиваемой воды по площади высокопроницаемого пропластка. Действительно, последнее требует меньших зартат энергии, чем переориентация закачиваемой воды на менее проницаемые пропластки. Более того, результаты численных исследований показали, что с ростом послойной проницаемостной неоднородности пласта доля дополнительной добычи нефти, связанной с увеличением охвата высокопроницаемых пропластков по площади, увеличивается, а ее доля, связанная непосредственно с выравниванием профиля приемистости нагнетательной скважины, уменьшается (см. параграф 2.4). Таким образом, с увеличением вертикальной проницаемостной неоднородности пласта с одной стороны усиливается необходимость проведения выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, а с другой - снижается эффективность данного процесса. Описанное позволяет сделать следующие выводы и рекомендации:
застойные зоны с высокой остаточной нефтенасыщенностью сохраняются даже на поздней стадии разработки даже в наиболее проницаемых пропластках продуктивного пласта;
особенностью метода выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин является одновременная довыработка остаточной нефти их застойных зон высокопроницаемых пропластков;
поэтому изоляция обводненных высокопроницаемых пропластков в разрезах добывающих скважин до проведения ВПП в нагнетательных может привести к потере остаточных запасов нефти, сохранившихся в тупиковых зонах;
в связи с этим изоляцию обводненных высокопроницаемых пропластков в разрезах добывающих скважин целесообразно осуществлять лишь после проведения серии ВПП в ближайших нагнетательных в сочетании с ГТМ по увеличению отборов жидкости из пласта
Внедрение потокоотклоняющей технологии с удаленным гелеобразованием (на основе ТГС с замедленным гелированием)
23 - 26 декабря 2015 года нагнетательная скважина № 355 пласта АС93 месторождения Г. Надымского региона Западной Сибири была обработана селективным термогелирующим составом с замедленным гелированием в объеме 520 м3. 26 - 29 декабря 2015 года тем же составом в объеме 507 м3 была обработана нагнетательная скважина № 311 того же объекта.
Работы по увеличению охвата пласта заводнением на участке пласта АС93 месторождения Г. Надымского региона с использованием селективного темогелирующего состава с замедленным гелированием оказались положительными. Расчеты дополнительной добычи нефти с использованием характеристик вытеснения показали, что за первые три месяца после обработок она составила 1,031 тыс. т. Это позволяет говорить о достижимости прогнозной эффективности работ по УОПЗ на данном участке (см. параграф 4.3.3).
При этом, как и в модельном прогнозе, основной эффект получен от обработки нагнетательной скважины № 335, составивший за первые три месяца после обработки 1,075 тыс. т. дополнительной добытой нефти. Причем наибольший эффект получен по реагирующей скважине № 323 (882 т), что также подтверждает представленные выше результаты его модельного прогноза. На рис. 4.22 представлены динамики показателей разработки данного участка. В результате обработки нагнетательной скважины № 311 основной технологический эффект, как и в прогнозе, получен по реагирующей скважине № 312.
Анализ показал, что лучше всего на воздействие ПОТ с удаленным гелеобразованием, как и в прогнозе, отреагировали добывающие скважины, связанные трещинами с обрабатываемыми нагнетательными. Действительно, в таких условиях зона гелеобразования (в трещинах) наиболее удалена от обработанных нагнетательных скважин, из-за чего в заводнение вовлекается больше остаточных запасов нефти.
Сопоставимость результатов внедрения ПОТ с удаленным гелеобразованием на участке пласта АС93 месторождения Г. Надымского региона с результатами модельного прогноза подтверждает объективность представленного выше (см. параграфы 3.1.5 и 4.3.3) метода планирования такого воздействия на обводненный высокотемпературный нефтяной пласт [261].
Представленные в главе материалы позволяют сделать следующие выводы.
1. Графо-аналитическая методика диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин, статистические методы оценки стадии разработки и причин слабой выработанности запасов на различных участках сложнопостроенной залежи нефти при ее заводнении и обводнении продукции по результатам многофакторного дифференциального анализа геолого-промысловых показателей внедрены при составлении проектных документов по разработке Тарасовского, Ново-Пурпейского, Кудринского и других нефтяных месторождений, а также ряда программ ГТМ.
2. Усовершенствованная методика подбора скважин для проведения РИР внедрена при составлении проектных документов по разработке для названных нефтяных месторождений, а также ряда программ ГТМ.
3. Усовершенствованная методика подбора на нефтяных залежах участков для применения потокоотклоняющих технологий, основанная на уточненных критериях их применимости, предложенных методах поиска проблемных участков, а также оценки их стадии разработки, проблемности и потенциала внедрены при планировании работ по увеличению охвата пласта заводнением на нефтяных месторождениях Западной Сибири.
4. Усовершенствованная методика подбора скважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРП, а также оптимизации режимов их работы при условии недопущения роста обводненности и темпа обводнения продукции внедрена при составлении программ ГТМ и проектных документов по разработке для нефтяных месторождений республики Коми и Западной Сибири.
5. Комплексная технология ВПП нагнетательных скважин, разработанная для условий низкопроницаемых коллекторов, успешно внедрена на месторождениях Пуровского и Ноябрьского регионов Западной Сибири.
6. Жесткая" гелевая предоторочка на основе состава ППС с высокими тампонирующими свойствами, разработанная для адаптации ПОТ к условиям трещинно-поровых коллекторов, успешно внедрена на месторождениях Салымского и Пуровского регионов Западной Сибири, состав ППС также успешно применен в качестве основы для ПОТ в условиях залежи нефти с подстилающей водой.
7. Потокоотклоняющая технология с удаленным гелеобразованием, разработанная для условий поздней стадии разработки залежи нефти на основе термогелирующего состава с замедленным гелированием, а также метод планирования ее воздействия на высокотемпературный нефтяной пласт успешно внедрены на нефтяном месторождении Надымского региона Западной Сибири.