АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ЗАПУСКА ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ НА СНИЖЕНИЕ ОБВОДНЕННОСТИ СОСЕДНЕЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

В настоящее время значительная часть месторождений нефти и газа находится на поздних стадиях разработки и характеризуется падением добычи углеводородов. Оптимизация разработки таких месторождений способствует стабилизации добычи углеводородов. [1]

На динамику обводненности продукции скважин влияют такие технологических показатели эксплуатации как закачка рабочего агента, динамика ввода и вывода добывающих скважин, геолого-технологические мероприятия по ограничению водопритока. [2]

Для данной работы проанализирована выборка из 24 случаев снижения обводненности. В 20% случаев причина снижения обводнения определена как влияние соседней добывающей скважины. Рассмотрим подробнее наиболее характерный случай, относящийся к данной категории.

На расстоянии 357 м от добывающей скважины № 1 расположена добывающая скважина № 2, на расстоянии 702 м – нагнетательная скважина № 3. Технологические показатели по скважинам №№ 1, 2 представлены на рисунках 1, 2. Период снижения обводненности выделен красным цветом.

Рисунок 1. Обводненность, дебит жидкости и нефти, скв. № 1

Рисунок 2. Обводненность, дебит жидкости и нефти, скв. № 2

Установлено, что в период снижения обводненности по скважине № 1 произведен запуск скважины № 2 с обводненностью 97.9%. Учитывая, что при анализе нагнетательной скважины № 3 не было выявлено корреляции между ее приемистостью и обводненностью скважины № 1, можно предположить, что именно запуск скважины № 2 повлиял на снижение обводненности скважины № 1.

Для подтверждения данной гипотезы была построена секторная ГДМ, которая воспроизвела снижение обводненности по скважине № 1.

На рисунках 3 – 4 представлены карты нефтенасыщенности на момент начала и завершения снижения обводненности скважины № 1, полученные по результатам гидродинамического моделирования.

Рисунок 3. Карта нефтенасыщенности на момент начала снижения обводненности скважины № 1

Рисунок 4. Карта нефтенасыщенности на момент завершения снижения обводненности скважины № 1

Сравнивая карты нефтенасыщенности, приведенные на рисунках 3 – 4, можно предположить, что скважина № 2 после своего запуска отобрала часть жидкости, поступающей в скважину № 1 от нагнетательной скважины № 3, о чем говорит высокая обводненность скважины № 2, и одновременно подтянула целик нефти, расположенный рядом со скважиной № 1, подтверждением чему может являться локальное увеличение текущей нефтенасыщенности (Sтн) между скважинами №№ 1, 2.

Таким образом, гипотеза, предполагающая влияние запуска скважины № 2 на снижение обводненности скважины № 1, подтверждена.

Список литературы:

1. Илюшин, П. Ю., Галкин С. В. Прогноз обводненности продукции добывающих скважин Пермского края с применением аналого-статистических методов / П. Ю. Илюшин, С. В. Галкин. // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2011. – №1. – С. 76-84.
2. Илюшин, П. Ю., Галкин С. В. Возможности учета технологических показателей разработки нефтяных месторождений при прогнозе динамики обводненности продукции добывающих скважин / П. Ю. Илюшин, С. В. Галкин. // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – №4. – С. 64-74.