Содержание к диссертации
Введение
1 Геолого-физическая характеристика объектов исследования и выработка их запасов 8
1.1 Особенности геологического строения продуктивных пластов АВі з Вать-Еганского месторождения 14
1.2 Особенности выработки запасов нефти 24
Выводы по главе 1 31
2 Разработка методических основ выбора объектов и обоснования применения циклического заводнения 33
2.1 Научные основы применения нестационарного заводения месторождения 33
2.2 Методика выбора участков под проведение циклического воздействия и прогнозирования результатов воздействия 41
2.3 Методика оценки прироста извлекаемых запасов при проведении нестационарного воздействия 63
Выводы по главе 2 71
3 Разработка новых составов на основе термотропных реагентов для гелевого воздействия на пласт 73
3.1 Теоретические основы получения геля 73
3.2 Лабораторные исследования гелеобразующей композиции 78
Выводы по главе 3 90
4 Геолого-промысловый анализ эффективности комплексных МУН 92
4.1 Результаты опытно-промышленных работ (ОПР) по внедрению циклического воздействия 94
4.2 Анализ результатов ОПР по потокорегулирующим технологиям с использованием термотропных реагентов 101
4.3 Результаты испытания комплексной технологии по воздействию на остаточные запасы 119
Выводы по главе 4 126
Выводы и рекомендации 128
Список использованных источников 130
- Особенности выработки запасов нефти
- Методика выбора участков под проведение циклического воздействия и прогнозирования результатов воздействия
- Лабораторные исследования гелеобразующей композиции
- Анализ результатов ОПР по потокорегулирующим технологиям с использованием термотропных реагентов
Введение к работе
Актуальность работы
На современном этапе развития нефтегазодобывающего комплекса России большинство крупнейших месторождений вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся падением добычи нефти, ростом обводненности продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов и фонда неработающих скважин.
Для снижения многих негативных последствий заводнения продуктивных пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов нефтяные компании применяют разнообразные физико-химические и гидродинамические методы воздействия на пласт. Технологии позволяют выровнить профили приемистости нагнетательных скважин, осуществить изоляцию притока вод к добывающим скважинам, и в целом направлены на изменение направления сложившихся фильтрационных потоков.
Проблемы увеличения нефтеотдачи в настоящее время весьма актуальны и для месторождений Западной Сибири, где удельный вес трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) составляет порядка 60 %. Большая часть ТрИЗ приурочена к низкопроницаемым, неоднородным и частично заводненным продуктивным пластам. Одним из перспективных направлений в освоении этой категории запасов является применение комплексного воздействия на пласт осадкогелеобразующими технологиями с последующим использованием нестационарного заводнения.
Применение комплексного воздействия в условиях месторождений Западной Сибири требует проведения широкого спектра научных исследований - теоретических и экспериментальных.
Цель работы - разработка комплексного воздействия на трудноизвлекаемые и остаточные запасы нефти в условиях месторождений Когалымского региона.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
-
Систематизировать данные о геолого-физических и физико-химических параметрах продуктивных пластов объектов разработки и проанализировать текущее состояние выработки их запасов;
-
Разработать методику выбора объектов и обоснования нестационарного воздействия, учитывающую особенности геологического строения и степень выработки запасов залежей нефти;
-
Разработать новые составы для гелеобразующего воздействия на пласт с учетом температурного режима продуктивных пластов;
-
Провести геолого-промысловый анализ эффективности применения термотропной гелеобразующей композиции в комплексе с нестационарным заводнением на Вать-Ёганском месторождении.
Методы решения поставленных задач основаны на использовании современного математического аппарата, лабораторных и промысловых исследованиях, применении современных статистических методов обработки геолого-промысловых материалов и анализе результатов промысловых испытаний.
Научная новизна результатов работы:
-
Разработаны методические основы выбора объектов и обоснования циклического воздействия с учётом особенностей геологического строения и степени выработанности запасов нефти;
-
Построены геолого-математические модели процесса вытеснения нефти из продуктивных пластов с использованием циклического заводнения для условий Вать-Ёганского месторождения;
-
Разработаны рецептуры гелеобразующего состава с использованием термотропных компонентов и учетом особенностей теплового режима продуктивных объектов рассматриваемого месторождения.
На защиту выносятся:
-
Методика выбора объектов и обоснования проведения циклического воздействия, учитывающая особенности строения продуктивных отложений и степень выработки их запасов;
-
Геолого-математические модели процесса вытеснения нефти из продуктивных пластов с использованием нестационарного заводнения для Вать-Ёганского месторождения;
-
Результаты лабораторных и промысловых исследований гелеобразующего состава с использованием термотропных компонентов.
Практическая ценность и реализация работы
1. Представленные методические подходы позволяют обосновать параметры нестационарного заводнения в зависимости от особенностей текущего состояния пористой среды продуктивного коллектора.
2. Результаты диссертационной работы использованы при проектировании нестационарного воздействия на остаточные запасы низкопроницаемых и слабодренируемых зон продуктивных пластов месторождений Когалымского региона.
3. Результаты комлексирования физико-химического и гидродинамического воздействия использовались при составлении программ повышения эффективности доизвлечения трудноизвлекаемых и остаточных запасов.
4. Проведены промысловые испытания комплексного воздействия на трудноизвлекаемые и остаточные запасы продуктивных объектов Вать-Ёганского месторождения, показавшие их высокую технологическую эффективность - девять тысяч четыреста шестьдесят тонн дополнительно добытой нефти.
Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и геолого-промысловой информации, сопоставления результатов аналитических, теоретических, экспериментальных исследований, и сходимостью результатов, полученных на различных этапах.
Апробация результатов работы. Материалы диссертационной работы докладывались и представлялись на: II международной научно-практической конференции «Интенсификация добычи нефти» (Томск, 2006 г.), II научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Когалым, 2006 г.), IV научно-практической конференции «Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах» (г. Уфа, 2010 г.), научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2010 г.), на научно-технических советах ТПП «Когалымнефтегаз» (г. Когалым, 2008-2010 гг.) и ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» (г. Уфа, 2009-2010 гг.).
Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 научных трудах, в т.ч. в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 94 наименования. Работа изложена на 142 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков, 11 таблиц.
Автор искренне благодарит за помощь, ценные советы и консультации д-ра техн. наук, профессора В.Е. Андреева, д-ра техн. наук, профессора Ю.А. Котенёва, а также д-ра физ.-мат. наук, профессора К.М. Федорова, плодотворная работа с которыми способствовала становлению, развитию идей и их практической реализации.
Особенности выработки запасов нефти
Динамика выработки запасов нефти определяется геологическим строением залежи и применяемой системой разработки. Характерно, что многопластовые залежи сложного строения разрабатываются при размещении скважин по сравнительно простой геометрической сетке. Поэтому две взаимодействующие системы — залежь данного строения и выбранная система разработки — в большинстве случаев далеко не в полной мере соответствует друг другу, что отрицательно влияет на основные технологические показатели разработки. Ценность информации о процессах и состоянии заводнения коллекторов заключается в том, что она отражает комплексное влияние особенностей геологического строения и применяемой системы разработки на выработку запасов многопластовых залежей.
Продуктивные пласты неоднородны по коллекторским свойствам, проводимости, продуктивности, то есть существенно различаются по своим добывным возможностям. Коллекторы залежи АВі_2 не являются исключением — в широком диапазоне изменяются показания методов ПС, БК, которые в песчано-глинистом разрезе во многом определяются пористостью и проницаемостью коллектора. С учетом имеющейся информации для дифференциации коллекторов рассматриваемых пластов по добывным возможностям выбран параметр, равный произведению относительной амплитуды ПС на толщину продуктивного коллектора {ocnc-hHH). Эти результаты достаточно убедительно свидетельствуют о целесообразности дифференциации коллекторов залежи ABi_2 на группы низкой и высокой проводимости, которые отличаются по своим добывным возможностям.
В границах разбуренной, части залежи пласты ABj и АВ2 близки по величине начальных геологических запасов, но принципиально отличаются между собой по доли запасов в пластах низкой и высокой проводимости (таблица 1.1). В пластах низкой и высокой проводимости ABi содержится соответственно 0,43 и 0,12, а в пласте АВ2 — 0,1 и 0,35 от геологических запасов залежи ABi_2. Первоначально предусматривалось выделение двух самостоятельных объектов разработки АВ] и АВ2, система площадного заводнения при 9-ти точечной схеме размещения скважин. Сложившаяся система разработки более сложная. Наряду с площадной применяется линейная система заводнения, во многих добывающих и нагнетательных скважинах совместно вскрыты перфорацией коллекторы ABi и АВ2. Основные задачи анализа выработки запасов, по существу, сводятся к определению количества нефти, отобранной из коллекторов различных пластов, совместно вскрытых перфорацией, определению количества нефти, отобранной по пластам различной проводимости, по пластам нефтеносным и с подошвенной водой, оценке степени гидродинамической связи между коллекторами различных зональных интервалов. Наиболее перспективным способом решения перечисленных задач является распределение отобранной нефти пропорционально заводненному объему коллектора каждого пласта, каждой группы пластов различной проводимости, т. е. необходимо определить заводненный объем коллектора, количество нефти, которое из него могло быть отобрано в соответствии с параметрами, принятыми при подсчете запасов, и сопоставить полученный результат с количеством нефти, фактически отобранной добывающими скважинами за рассматриваемый период разработки.
Для изучения процессов и составления заводнения коллекторов залежи AB i_2 использована информация по 1506 эксплуатационным скважинам, из которых 1287 — добывающих. Заводнение коллекторов выделено по 266 скважинам, в 42 из них коллекторы заводняются пластовой водой. В соответствии с изменением коллекторских свойств происходит опережающая выработка запасов зонального интервала АВ2. Так, отношение заводненной площади: к начальной продуктивной для зональных интервалов ABj и АВ2 соответственно составляют 0,06 и 0,17 (таблица 1.1). Показательно сопоставление начальной продуктивной толщины коллектора на заводненной площади, со средней величиной для всей начальной продуктивной площади. Для ABj эти значения равны 6 и 4,7 м, АВ2 — 9,9 и 6 м, т.е. происходит опережающая выработка запасов по пластам наибольшей толщины, что особенно характерно для коллекторов АВ2. Если рассматривать только зону слияния АВ1+2, то для нее отношение заводненной площади к начальной продуктивной составляет 0,24, что существенно больше, чем в целом для пласта АВ2.
Методика выбора участков под проведение циклического воздействия и прогнозирования результатов воздействия
Существует большое количество видов геолого-технических мероприятий (ГТМ), связанных с закачкой тех или иных реагентов, однако, кроме выбора ГТМ, также необходимо найти объект для воздействия, т.е. подходящую скважину или целый участок. На нефтяных месторождениях Западной Сибири число скважин может варьироваться от ста до нескольких тысяч, при этом остро стоит проблема автоматизированного выбора среди этого большого количества наиболее подходящих скважин для проведения на них ГТМ. При выборе какой-либо скважины под ГТМ необходимо учесть большое количество всевозможных критериев, например, таких как: техническое состояние скважины; герметичность обсадной колонны; кривизна ствола; забойное давление; текущий коэффициент нефтеотдачи; начальные запасы, приходящиеся на скважину; комплекс геологических параметров (проницаемость, расчлененность, песчанистость, глинистость и т.д.); координаты забоя скважины; степень контактности с подошвенными водами; близость к контуру нефтеносности; тип коллектора и так далее. Кроме большого количества критериев приходится иметь дело с некачественной исходной информацией, содержащей всевозможные неточности, ошибки и т.п. Для работы с подобным классом нетривиальных задач в последнее время применяется теория нечетких множеств [26-30], многомерная статистика, различные алгоритмические методы, системный анализ, теория информации, некоторые методологии структурного анализа и проектирования сложных систем.
Например, выбор неблагополучных добывающих скважин для перевода их под нагнетание, выбор скважин или участков для применения циклического воздействия, выбор скважин под гидроразрыв пласта (ГРП), выбор благоприятных зон или скважин для применения-потокоотклоняющих технологий, классификация скважин по типам обводнения и т.д. Все вышеперечисленные задачи в качестве исходных данных располагают большим набором критериев, каждый из которых неточно или неполно отражает характеристику скважины и состояние ее призабойной зоны. Математически это можно представить как переопределенную систему из большого количества уравнений с единственной неизвестной величиной, где каждое уравнение с единственной неизвестной величиной, где каждое уравнение описывает задачу с разных сторон лишь в определенной степени корректно и не совсем точно.
Существует два подхода к решению подобных задач: - первый заключается в том, что в условиях нечетких исходных данных решение ищется также в нечеткой форме и результат решения тоже представляется в нечеткой (вероятностной) форме [26, 28-30]; - второй подход основан на борьбе с исходными нечеткими и/или недопределенными (разряженными) данными и на сегодняшний момент сводиться к применению различных методов аппроксимаций, интерполяций, осреднений", построений полей распределения, статистического анализа [31, 32]; сюда же относятся различные алгоритмические методы фильтрации и преобразования исходной информации для ее представления на различных условиях абстракции. Далее будут рассмотрены решения задач выбора скважин с применением обоих подходов, но наиболее перспективным при решении поставленных задач данной работы видится первый подход.
В 1965 году в журнале Information and Control, № 8, была опубликована работа профессора Калифорнийского университета (Беркли) Лотфи А. Заде под названием «Fuzzy Sets», в которой были заложены основы новой математической теории нечетких множеств.
В основе теории нечетких множеств лежит математический аппарат описания и оперирования нечеткими, недоопределенными или зашумленными данными, понятиями, знаниями, с помощью которого можно делать вполне четкие выводы и принимать соответствующие решения. В нефтегазодобывающей отрасли практически все исходные данные и знания являются нечеткими. Наши представления о геологическом строении залежи мы формируем исходя из скудного набора зашумленных данных, получаемых из сейсмического профилирования, геофизического интерпретирования каротажных кривых, аэроснимков петрофизического анализа добываемого из недр керна и т. п. Представления о гидродинамическом состоянии разрабатываемой залежи формируются из анализа промысловой информации, в которой так же содержится большое количество неточностей, нерегулярностей и неопределенностей. Много неточностей в геолого-промысловой информации связано с человеческим фактором, сезонными явлениями, несовершенством замерного оборудования и методик интерпретирования. О некоторых причинах мы не имеем четкого представления. Кроме нечеткости исходной информации приходиться также иметь дело с ее нехваткой. Действительно, разработчик как бы формирует свое «полное» представление о пласте, анализируя и аппроксимируя информацию по ограниченному набору точек-скважин.
В России применение методов на основе теории нечетких множеств при анализе геолого-промысловой информации было успешно осуществлено проф. М. М. Хасановым и Н. Т. Карачуриным [27, 29, 30], однако, пока еще развитие в данном направлении имеет локальный характер.
Лабораторные исследования гелеобразующей композиции
Нами проведена серия экспериментов по определению степени влияния на время гелеобразования и реологические свойства получаемых гелей различных факторов и компонентов предлагаемой гелеобразующей системы. На время гелеобразования, помимо температуры, заметно влияет соотношение карбамида и соли алюминия. Например, для растворов с одинаковой концентрацией хлорида алюминия (3,5 мае. %) и различными концентрациями карбамида (от 3,5 до 25 мас. %) в интервале соотношений карбамида и соли алюминия от 8:1 до 2:1 время телеобразования увеличивается сравнительно слабо, тогда как при соотношениях, меньших 2:1, оно резко возрастает (рисунок 3.1)
Исследования влияния концентрации и соотношения неионогенного и анионактивного ПАВ на реологические свойства гелей (динамическую вязкость, напряжение сдвига проведены методами вибрационной и ротационной вискозиметрии. Гели для реологических измерений методом вибрационной вискозиметрии получены путем термостатирования растворов в автоклавах при заданной температуре, а методом ротационной вискозиметрии — непосредственно в ячейке вискозиметра «Reotest 2.1» в условиях течения с постоянной скоростью сдвига. В процессе термостатирования непрерывно автоматически регистрировалось динамическое напряжение сдвига. По данным работ [65, 71, 82] приведены примеры зависимости, типичной для тиксотропных гелей коагуляционной структуры. Стационарное динамическое напряжение сдвига геля .равно 5,0 Па при скорости сдвига 2,45 с"1.
Результаты реологических измерений показали, что при добавлении в состав гелеобразующей композиции неионогенных и анионактивных ПАВ получаемые гели характеризуются повышенными значениями вязкости и динамического напряжения сдвига. Гели с максимальной вязкостью и динамическим напряжением сдвига получены из растворов с содержанием ПАВ 5-7 % при соотношении неионогенного и анионактивного ПАВ равном 2:1. В исследованиях использовали неионогенный АФ9-6 (2-3 %) и анионактивный «Неофор-25» (4-5 %) ПАВ. Такой выбор был сделан потому, что кроме улучшения ряда характеристик композиции (повышение устойчивости получаемых гелей к воздействию пластовыми флюидами и повышение адгезии гелей к минеральному скелету пористой среды) снижает коррозионную активность к подземному оборудованию скважин. Коррозионная активность композиций снижается благодаря созданию фосфатных пассивационных слоев на границе поверхностей «металл — ПАВ «Неофор-25» (ООО НПФ «Спектр») препятствующих контакту агрессивной среды с металлом.
Гелеобразующие растворы имеют рН 2,5-3,5 и способны реагировать с карбонатными минералами породы коллектора: кальцитом, доломитом, сидеритом и др. Реакция сопровождается выделением двуокиси углерода и в итоге получается раствор гидрохлорида алюминия. Карбонатная порода, насыщенная нефтью, менее интенсивно реагирует с ними вследствие изолирующего действия нефтяной пленки на поверхности минералов. Гелеобразующие растворы не смешиваются с нефтью, не дают с ней стойких эмульсий и не вызывают набухания глин.
Исследования показали, что зависимости для золей в области напряжения сдвига 3-20 Па представляют собой прямые, которые не проходят через начало координат, т. е. при малых напряжениях сдвига золи проявляют пластическое свойства. Результаты экспериментов хорошо согласуются результатами ранее проведенных исследований - [82]. Статическое напряжение сдвига для золей равно 1,5 Па. Для геля характер реологической зависимости криволинейный и статическое напряжение сдвига составляет 5,0 Па.
Реологические кривые для гелей, полученных при 70 и 90 С практически совпадают. Для гелей из растворов с концентрацией хлорида алюминия выше 3,5 мае. % во всем исследованном интервале напряжений сдвига наблюдается только «пробковый» режим течения с разрывом сплошности. Реологические свойства таких гелей охарактеризованы статическим напряжением сдвига, измеренным при 20 С методом капиллярного пластометра. Статическое напряжение сдвига гелей и золей экспоненциально возрастает при увеличении концентрации соли алюминия.
Объяснить экспоненциальную форму зависимости статического напряжения сдвига от концентрации возможно в рамках подхода, впервые предложенного Вэндом [75] и развитого в [76, 82]. В этих работах рассматривается концентрационная зависимость вязкости устойчивых взвесей. Реологические свойства разбавленной дисперсной системы при отсутствии взаимодействия частиц дисперсной фазы определяются поведением в потоке отдельной частицы. Известное уравнение Эйнштейна описывает зависимость вязкости разбавленной дисперсии от концентрации дисперсной фазы, выраженной в объемных долях. Это справедливо при размере частиц, намного превышающем размер молекул дисперсионной среды. Анизодиаметрия, т. е. отклонение формы частиц от сферической ведет к увеличению вязкости и появлению слабых неньютоновских свойств вследствие зависимости ориентации частиц в потоке от скорости сдвига. Этим может быть объяснено небольшое отклонение от ньютоновского течения в области малых скоростей сдвига для золей гидроксида алюминия. Имеются сообщения о пластинчатой форме коллоидных мицелл гидроксида алюминия, что также согласуется с представлением о некоторой анизодиаметричности частиц гидроксида алюминия в золях и гелях.
Область применения уравнения Эйнштейна может быть распространена на концентрированные взвеси, если дисперсную систему любой концентрации с вязкостью рассматривать как дисперсионную среду, куда дополнительно введено малое количество дисперсной фазы [75, 76, 82], так что вязкость системы в целом становится большей. Для определения пределов сохранения ньютоновских свойств гелеобразующей композиции необходимо учитывать, помимо гидродинамических эффектов, еще и ионно-молекулярное взаимодействие частиц, вызывающее появление структурно-механических свойств.
Исследовано влияние температуры на вязкость геля, образованного при 100 С из раствора, содержащего 2,1 % А1С1Ъ и 7,5 % карбамида. Гель обладает текучестью без разрыва сплошности в интервале температур от 0 до 100 С. С увеличением температуры вязкость геля экспоненциально снижается.
Изучение процесса гелеобразования, проведенное с помощью ротационного вискозиметра, показало, что гелеобразование проявляется в резком возрастании вязкости за счет возникновения трехмерной коагуляционной структуры геля. Наличие максимума свидетельствует о разрыве сплошности структуры геля в процессе деформирования с постоянной скоростью сдвига. Высота максимума экспоненциально уменьшается с увеличением скорости сдвига, что характерно для тиксотропных коагуляционных структур [77,78,82]. Минимальное напряжение сдвига, вызывающее разрыв сплошности, составляет 4-5 Па [63, 67, 71].
С целью снижения температуры гелеобразования композиции были проведены эксперименты по введению в композицию водного раствора уротропина концентрацией 2-10 мае. %. Исследования показали, что при концентрациях 9-10 % процесс гелеобразования начинается уже при 20 С. Гелеобразование протекает более спокойно, но за менее продолжительное время при температуре 40 С не превышает 36 ч. (концентрация уротропина 5-6 мае. %). Первые 12 ч. гелеобразующая композиция переходит из жидкого состояния в вязко-пластичное. Последующие 24 ч. происходит уплотнение и упрочнение геля.
Анализ результатов ОПР по потокорегулирующим технологиям с использованием термотропных реагентов
Проведение опытно-промышленных работ (ОПР) по внедрению потокорегулирующеи технологии с использованием термотропного реагента «РВ-ЗП-1» адаптированного к условиям продуктивных пластов ABi_2 проводились в июне-августе 2006 г. Выбор участков под ОПР проводился на основе критериального анализа с последующим моделированием процесса нефтеизвлечения.
Несколько слов о применяемой математической модели процесса нефтеизвлечения с использованием осадкогелеобразующей композиции (ОГОК). Модель процесса нефтеизвлечения с использованием ОГОК разработана достаточно давно и широко известна. В конце 90-х годов прошлого столетия благодаря- работам К. М. Федорова и ряда других ученых модель получила развитие, учитывающее физико-химические особенности гелеобразования реагента «РВ-ЗП-1». Модель была широко апробирована на практике и хорошо зарекомендовала себя при прогнозировании результатов воздействия гелевыми реагентами на пластовые системы.
Моделирование гелеобразования в призабойной зоне скважины позволяет определить оптимальные объемы закачиваемых реагентов, с одной стороны, и спрогнозировать эффективность обработки нагнетательных скважин — с другой. Оптимальными считаются объемы реагента «РВ-ЗП-1», которые после образования геля снижают общую приемистость продуктивного интервала пласта не более чем на 25-30 % от исходной, при максимальном выравнивании профиля приемистости.
Формирование гелевых барьеров не во всех пропластках значительно влияет на изменение профиля приемистости нагнетательной скважины после обработки. Для количественной оценки влияния объема закачки композиции рассчитывалось среднеквадратичное отклонение приемистости пропластков от средней по пласту величины. Оптимальному объему закачки композиции соответствует минимальное значение среднеквадратичного отклонения или максимальная степень выравнивания профиля приемистости. Этот случай для условий эксплуатационного объекта ABi_2 соответствует формированию устойчивых гелевых барьеров только в одном-двух самых высокопроницаемых пропластках и соответствует удельному объему закачки товарной формы реагента равному 2-2,5 м на 1 м нефтенасыщенной толщины. При этом учитывается, что после обработки суммарная приемистость скважины должна быть выше 70-75 % от величины приемистости до обработки.
В разрезе скважин участка № 1 выделяются нефтенасыщенные части пластов АВі и АВ2. Пласт ABi представлен 3-4 пропластками. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по участку составляет 4,3 м. Пласт АВ2 представлен 4-5 пропластками. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по участку составляет 5,1 м. Участок характеризуется пористостью 19,4%, проницаемостью 0,15 мкм . Текущая обводненность добываемой продукции — 56,6%.
В разрезе скважин рассматриваемого участка выделяются, как нефтенасыщенные, так и переходные зоны пластов АВ] и АВ2. Пласт АВ] представлен 1-4 пропластками. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по участку составляет 2,3 м. Пласт АВ2 представлен 1-2 пропластками. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по участку составляет 4,8 м. Средние значения пористости 20,3%, проницаемости 0,167 мкм2. Текущая обводненность добываемой продукции — 67,3%. Участок № 3: нагнетательные скважины № 5577, 5579; реагирующие скважины: 2476, 2477, 2479, 5578Ц, 5580, 2413, 2414, 2415. Участок расположен в западной части залежи ABi.2.
В разрезе скважин рассматриваемого участка выделяются, как нефтенасыщенные, так и переходные зоны пластов ABi и АВ2. Пласт ABj представлен 1 -4 пропластками. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по участку составляет 2,6 м. Пласт АВ2 представлен 2-3 пропластками. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по участку составляет 5,3 м. В целом по участку пористость составляет 20,1 %, проницаемость 0,176 мкм . Текущая обводненность добываемой продукции — 69,3%.
Необходимо отметить, что реагирующие добывающие скважины участков опытно-промышленных работ (ОПР) определялись на основе геолого-гидродинамического моделирования в программном комплексе «ТРИАС» и корреляции разрезов. Более точное определение реагирующих скважин возможно благодаря применению индикаторных или трассерных исследований хорошо себя зарекомендовавших на пластах со сложным строением. Положительным примером [94] могут служить результаты работ проведенных на скважинах пласта ЮВі соседнего Повховского месторождения. Дополнительная добыча рассчитывалась по характеристикам вытеснения в программном комплексе «EOR-Analyst».
По результатам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) на момент проведения работ по большинству скважин отмечается небольшая работающая толщина по сравнению с перфорированной нефтенасыщенной толщиной. Закачиваемую воду в скважинах принимает, как правило, небольшая часть перфорированной толщины, что свидетельствует об образовании стабильных каналов фильтрации по высокопроницаемым пропласткам. Средняя работающая толщина составляет 4 м при средней перфорированной — 9,3 м.
После мероприятий на обработанных скважинах были проведены ПГИ. Анализ результатов ПГИ показал, что во всех скважинах произошло снижение приемистости. Величины снижения соответствуют расчетным и составляют 14,3-27,1 % от первоначальной приемистости при устьевых давления закачки 10,0 МПа. По результатам ПГИ построены профили приемистости при давлении на устье 10,0 МПа (рисунки 4.11-4.16). Анализируя результаты ПГИ можно отметить, что в скважинах №№ 5180, 5182, 5577 и 5517 существенно изменились профили приемистости после проведения обработки скважин гелеобразующим реагентом «РВ-ЗП-1».
