Методика оценки и прогнозирования реакции добывающих скважин на обработку нагнетательных скважин по технологии выравнивания профиля приемистости

UDK: 622.276.432

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-106-110

Ключевые слова: выравнивание профиля приемистости (ВПП), физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН), дополнительная добыча нефти, нагнетательные скважины, добывающие скважины, характеристики эффективности, средняя приемистость

Авт.: К.М. Федоров (Тюменский гос. университет), д.т.н., А.П. Шевелев (Тюменский гос. университет), к.ф.-м.н., И.В. Выдыш (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.В. Аржиловский (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., Д.А. Анурьев (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., Н.А. Морозовский (ПАО «НК «Роснефть»), к.т.н., К.В. Торопов (ПАО «НК «Роснефть»), к.т.н.

Месторождения на поздних стадиях разработки характеризуются высокой обводненностью продукции добывающих скважин. Одой из причин этого является прорыв воды по прослоям с высокими фильтрационными характеристиками. Для решения указанной проблемы применяется малообъемная закачка химических реагентов, выравнивающих профиль приемистости (ВПП) нагнетательных скважин. Эффективное использование данной технологии невозможно без предварительного расчета основных параметров ВПП. В условиях ежемесячного составления программ геолого-технических мероприятий использование секторных моделей для расчета не представляется возможным, так как они требуют длительной настройки и большого

В статье рассмотрены основы для создания алгоритма проектирования обработки скважин с применением технологии ВПП на базе прокси-моделей. Проведен анализ промыслового опыта таких обработок на месторождениях ПАО «НК «Роснефть». В результате анализа примерно 5000 обработок для последующих расчетов отобраны скважины, для которых имелся достаточный объем информации. Предложены критерии эффективности применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Анализ показал, что успешность применения технологии ВПП нагнетательных скважин составляет более 70 %, средняя дополнительная добыча нефти – 1600 м³. Разработана методика определения эффекта в добывающих скважинах от обработки нагнетательных. Оценен временной интервал, в течение которого восстанавливается обводненность продукции. Проведена статистическая обработка данных, полученных при закачке полимер-дисперсных и осадкообразующих составов. Приведена зависимость удельной дополнительной добычи (на 1 м³ закачанной композиции) по реагирующим скважинам от коэффициента ВПП.

 

Список литературы

1. Seright R.S. Use of preformed gels for conformance control in fractured systems // SPE-35351-PA. – 1997. – https://doi.org/10.2118/35351-PA

2. Polymer gels formulated with a combination of high- and low-molecular-weight polymers provide improved performance for water-shutoff treatments of fractured production wells / R.D. Sydansk, A.M. Al-Dhafeeri, Y. Xiong, R.S. Seright // SPE-89402-PA. – 2004. – V. 19. – № 4. – Pp. 229–236. – https://doi.org/10.2118/89402-PA

3. Preformed particle gel for conformance control: transport mechanism through porous media / B. Bai, Y. Liu, J.P. Coste, L. Li // SPE-89468-PA. – 2007. – https://doi.org/10.2118/89468-PA

4. Промысловые исследования по изучению самопроизвольного развития техногенных трещин в нагнетательных скважинах / А.Я. Давлетбаев, В.А. Байков, Г.Р. Бикбулатова [и др.] // SPE–171232-RU. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171232-RU

5. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Т.С. Усманов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 65–77.

6. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения / Л.С. Бриллиант, А.И. Козлов, А.А. Ручкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 9. – С. 56–57.

7. Газизов А.Ш., Низамов Р.Х. Оценка эффективности технологии применения полимер-дисперсной системы по результатам промысловых исследований // Нефтяное хозяйство. – 1990. – № 7. – С. 49–52.

8. Ручкин А.А., Ягафаров А.К. Оптимизация применения потокоотклоняющих технологий на Самотлорском месторождении. – Тюмень:  Вектор Бук, 2005. – 165 с.

9. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов // Вестник Санкт-Петербургского университета. – 2013. – № 4 (2). – С. 46–76.

10. Caili D., Qing Y., Fulin Z. In-depth profile control technologies in China—a review of the state of the art // Petroleum Science and Technology. – 2010. – V. 28. – P. 1307–1315. – https://doi.org/10.1080/10916460903419164

11. Tobenna O., Robert L. Simulation and economic screening of improved oil recovery methods with emphasis on injection profile control including waterflooding. Polymer flooding and a thermally activated deep diverting gel //  SPE–153740-MS. – 2012.  – https://doi.org/10.2118/153740-MS

12. Выдыш И.В., Федоров К.М., Анурьев Д.А. Сопоставление эффективности полимер-дисперсных обработок нагнетательных скважин различной конструкции // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2022. – Т. 8. – № 1 (29). – С. 58–74. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2022-8-1-58-74

13. A theoretical analysis of profile conformance improvement due to suspension injection / K.M. Fedorov, A.Y. Gilmanov, A.P. Shevelev [et al.] // Mathematics. – 2021. – № 9. – P. 17–27. –  https://doi.org/10.3390/math9151727

14. Willhite G.P. Waterflooding // Richardson: Society of Petroleum Engineers. – 1986. – 326 p.