Исследовательское обоснование применения гелеобразующих составов на начальном этапе разработки

Ключевые слова: добыча, обводненность, ограничение водопритока, КИН, геолого технические мероприятия, потокоотклоняющие технологии, выравнивание профиля приемистости, скважина, ДДН.

Необходимость проведения мероприятий на нефтяных месторождениях по ограничению притока попутно добываемой воды не вызывает сомнений. Водоизоляционные работы через нагнетательнае скважины требуют избирательного воздействия на водоподающие прослои, что обеспечивается неравномерностью проникновения водоизоляционного материала в нефте- и водонасыщенные интервалы из-за их различной гидропроводности, различия в подвижности нефти и воды, физико-химических свойств материала, а также технологических особенностей водоизоляционных работ и режима освоения скважин. [3]

Успех работ по водоограничению в скважинах в значительной степени определяется правильным выбором объекта воздействия и режим проведения работ. Для этого с использованием математических методов обработки данных были проведены работы по оптимизации технологической схемы и прогнозированию результатов водоизоляционных работ по технологиям «РВ-ЗП-1». Для оптимизации процесса были взяты 4 скважины Орехово-Ермаковского месторождения с обводненностью более 90 % и проведены промыслово-геофизические исследования данных скважин. В результате проведенных исследований определены оптимальные технологические схемы и режимы водоизоляционных работ. [4]

Для однозначного выбора скважин при проведении ограничения водопритока работ необходимо знать основные показатели их эксплуатации, которые ожидаются после ремонта, и на основе их принять решение о целесообразности выполнения ремонтно-изоляционных работ. При этом доверительный интервал прогнозных значений должен обеспечивать необходимую для применения в нефтяной промышленности точность.

Для проверки эффективности ограничения водопритока на Орехово-Ермаковском месторождении по технологии «РВ-ЗП-1», на основании промыслово-геофизических исследований при КРС были обработаны 4 скважины [6]

Применяемая технология, которую проводили на пласте ЮВ1/1, решила задачи, предусмотренные водоизоляционными работами. На добывающих скважинах находящихся в радиусе воздействия получили положительный эффект по сокращению жидкости более 80 % сопутствовал эффект по дополнительной добычи нефти (ДДН) = 1986 тыс.т, что превысил плановый ожидаемый эффект на 219 тыс.т. и сокращения добываемой попутной жидкости как указано в таблице 3.3 мы видим, сокращение по жидкости составило 1223 тыс.т, что превысило плановый ожидаемый эффект на 152 тыс.т. [1]

Из рисунка 1–2 мы можем наблюдать положительную динамику сокращения отбора попутно-добываемой воды. Таким образом можно отметить, что эффект сокращения отбора попутно-добываемой воды длится на протяжении 5 месяцев, а сама продолжительность работы гелеобразующего состава длится на протяжении от 12–14 месяцев, тем самым фиксируя на протяжении всего периода дополнительную добычу нефти (ДДН). В таблице 1 показаны основные показатели по применению термотропного состава РВ-ЗП-1.

Таблица 1

Мониторинг эффективности по методам ВПП термотропным гелеобразующим составом

Рис. 1. Полученный эффект от проведения ВПП термотропными гелеобразующеми составами

Рис. 2. Сопоставление плановых и фактических показателей ДДН после обработки гелеобразующим составом «РВ-ЗП-1»

Литература:

1. ДТСР Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения «ооо Газпромнефть НТЦ» 2013г.
2. The analysis and interpretation of water-oil-ratio performance in petroleum reservoirs. V. Bondar, 2001
3. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, Москва 1993 г. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации, Государственное предприятие «Роснефть”, Российский межотраслевой научно-технический комплекс «Нефтеотдача”, Всероссийский нефтегазовый научно-исcледовательский институт им. академика А. П. Крылова (ВНИИнефть)
4. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов (Москва, Минтопэнерго, 1997 год)
5. Методические указания на проведение работ по выравниванию профилей приемистости, увеличению охвата заводнением и изменению направлений фильтрационных потоков г. Санкт-Петербург 2011
6. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов (Альметьевск, ОАО «Татнефть”, 1999 год)
7. Методическое руководство по оценке технологической эффективности паротеплового воздействия (по материалам публикаций ОАО «Роснефть- ТермНИПИнефть)
8. Методические аспекты временного положения о порядке расчета технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Самара, 1999. Российское Представительство «Ойл Технолоджи (Оверсиз) Инк» [7] СТП 5778425–011–93, 1993 г. ПО Ноябрьскнефтегаз, «СургутНИПИнефть».