Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук

На правах рукописиУДК 622.276.6БАТРАШКИН ВАЛЕРИЙ ПЕТРОВИЧОПТИМАЛЬНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ЗАВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ В ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХСпециальность 25.00.17Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторожденийАВТОРЕФЕРАТна соискание ученой степени кандидата технических наукУфа-2007 г. Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью научно-производственном объединении “Нефтегазтехнология” (г. Уфа, Башкортостан) Научный руководитель:Официальные оппоненты:Ведущая организация: кандидат технических наук, Манапов Тимур Фанузовичдоктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевичкандидат технических наук Чижов Александр ПетровичООО «РН-УфаНИПИнефть» Защита состоится 15 ноября 2007 г. в 1600 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии “Институт проблем транспорта энергоресурсов” (ГУП “ИПТЭР”), по адресу: 450055, г.Уфа, пр. Октября, д.144/3. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия “Институт проблем транспорта энергоресурсов” (ГУП “ИПТЭР”).Автореферат разослан 3 сентября 2007 г.Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук Худякова Л.П.^ ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫАктуальность проблемы. Выработка остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых областях неоднородного коллектора и относящихся к категории трудноизвлекаемых запасов, традиционными методами характеризуется низкими технико-экономическими показателями. При этом сложившиеся системы разработки месторождений становятся малоэффективными. К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий регулирования заводнения продуктивных коллекторов путем ограничения отборов воды, использования тампонирующих составов и водоизолирующих добавок, которые в целом позволяют добиться повышения эффективности процесса выработки запасов. Вместе с тем, не определены или не обоснованы оптимальные параметры технологий селективной водоизоляции, что не позволяет использовать все преимущества данных методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому определение оптимальных параметров технологий селективной водоизоляции и создание новых подходов по применению этих технологий является актуальной проблемой для разработки нефтяных месторождений.Цель работы. Повышение эффективности действующих систем заводнения на основе оптимального применения технологий селективной водоизоляции заводненных пластов. Основные задачи исследований. Анализ существующих технологий селективной водоизоляции и результатов их применения на нефтяных месторождениях. Определение на основе математического моделирования оптимальных условий применения технологий селективной изоляции обводненных слоев, как со стороны нагнетательной, так и со стороны добывающей скважин. Анализ разработки и состояние выработки запасов нефти пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения в районе блока g13-04 и определение стратегии повышения эффективности действующей системы заводнения.. Разработка методики определения оптимальных критериев применения технологий селективной водоизоляции выработанных пластов.Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании фильтрации жидкости в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний разработанных технологий. Научная новизна выполняемой работы. Применение технологий селективной водоизоляции в добывающих скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков воды в низкопроницаемый нефтенасыщенный слой. При изоляции заводненного высокопроницаемого слоя в призабойной зоне добывающей скважины возникает аналог «водяного» конуса, в результате чего часть подвижных запасов нефти остается отсеченной от нефтеизвлечения зоной с ухудшенными фильтрационными характеристиками для движения нефти. Применение потокоотклоняющих технологий в нагнетательных скважинах приводит к инициированию вертикальных перетоков нефти в высокопроницаемый заводненный слой На основе численного эксперимента определены оптимальные условия применения технологий селективной водоизоляции выработанных продуктивных слоев. Сопоставление потокотклоняющих технологий и технологий селективной водоизоляции показывает, что при равных условиях (объемы изолируемого высокопроницаемого коллектора, «стартовая» обводненность добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (КИН). Разработана методика определения оптимальных параметров применения технологий селективной изоляцию обводненных слоев.Основные защищаемые положения. Научно-методические основы определения оптимальных критериев применения технологий селективной изоляции заводненных пластов, как со стороны добывающих, так и со стороны нагнетательных скважин. Новые подходы к применению технологий селективной водоизоляции на послойно-неоднородных частично заводненных коллекторах. Критерии эффективного применения технологий селективной водоизоляции на послойно-неоднородных частично заводненных коллекторах.Практическая ценность и реализация работы. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий Самотлорского месторождения. Внедрение разработанных подходов по применению технологий СВИ и ПОТ для вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов на Самотлорском месторождении позволило получить 1.115 тыс.т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом в 2.1 млн.руб. Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2007 гг.), Научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, 2005-2006 гг.) и ОАО «ТНК-Нижневартовск» (2005-2006 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2002 – 2006 гг.).Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, из них 5 – в изданиях, входящих в перечень ВАК. Одна статья опубликована без соавторов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях. Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 108 наименований. Работа изложена на 174 страницах, в том числе содержит 17 таблиц, 78 рисунков. Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.^ Краткое содержание работы. Во введении обоснована актуальность, сформулированы основные задачи и цель исследования, приведены научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы.^ Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по существующим технологиям селективной водоизоляции промытых зон пластов, включая потокоотклоняющие технологии. Большие возможности увеличения нефтеотдачи с применением физико-химических методов воздействия на пласты, разрабатываемые с заводнением, отмечались еще в середине прошлого века в работах Г.А. Бабаляна, А.П. Крылова, И.Л. Мархасина и др.. В последующие годы необходимость и перспективность применения комбинированных технологий (заводнение + физико-химия) отмечаются в трудах М.Л. Сургучева, Г.Г. Вахитова, В.Е. Гавуры, А.Т. Горбунова, Ю.П. Желтова, Ю.В. Желтова, Р.Х. Муслимова, И.Т. Мищенко, Ю.В. Зейгмана, Ю.В. Антипина, А.А. Боксермана, С.А. Жданова, А.Д. Мухарского, В.Д. Лысенко, Р.Г. Фазлыева, М.М. Кабирова, Р.С. Хисамова, Р.Р. Ибатуллина, А.Я. Хавкина, Б.Т.Баишева, Ю.А. Поддубного, А.Х. Шахвердиева, В.Г. Султанова, З.А.Хабибуллина, И.Ф. Глумова, А.Ш. Газизова, Н.И. Хисамутдинова, А.Г. Телина, В.Е.Андреева, Ю.А. Котенева, Р.Н. Дияшева, Ю.Е. Батурина, Г.И Григоращенко., И.А. Швецова и других исследователей. Эффективное проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также напрямую связанные с этим вопросы регулирования объемов и профилей закачки воды в нагнетательные скважины, являются в настоящее время главенствующими в обеспечении высоких показателей выработки запасов нефти. При этом приоритетными направлениями совершенствования данного круга вопросов выступают следующие общие задачи, неразрывно связанные между собой: повышение адресности проведения данного вида работ в продуктивном пласте, направленной на изоляцию наиболее промытых и выработанных участков пласта; повышение эффективности существующих технологий водоограничения, тампонирующих составов и специальных добавок, устройств и способов по ограничению водопритоков; общего повышения эффективности системы заводнения на основе ограничения подвижности пластовых вод и смены направлений фильтрационных потоков. К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий регулирования заводнения продуктивных коллекторов путем ограничения отборов воды, использования тампонирующих составов и водоизолирующих добавок, которые в целом позволяют добиться повышения эффективности процесса выработки запасов. Технологии ограничения водопритока должны обладать селективностью воздействия на промытые водонасыщенные интервалы, сохраняя коллекторские свойства нефтенасыщенной части продуктивного пласта; иметь высокую фильтруемость в пористой среде для создания изолирующего потокоотклоняющего экрана заданного радиуса действия; быть устойчивыми к воздействию пластовых флюидов, температуры и давления, а также технологических жидкостей; обладать высокой адгезией к горной породе, трубам и цементному камню; компоненты, входящие в состав изолирующих композиций, должны быть доступны, нетоксичны и безопасны. Как показано в разделе, наиболее перспективными для применения являются водоизоляционные технологии, основанные на использовании полимерных составов; силикатов и алюмосиликатов; кремнийорганических соединений. Значительное разнообразие представленных методов, подходов и технологий не свидетельствует о том, что все они с равной долей успешности могут быть применены на любых залежах нефти. Напротив, промысловый опыт свидетельствует, что уровень эффекта от внедрения технологий и методов ограничения водопритока носит неравномерный характер – от резкого и значительного улучшения промысловых характеристик до отсутствия эффекта по отдельным скважинам и участкам. На основе проведенного анализа выявлена высокая степень зависимости эффективности реализации заводнения с сопровождающими изоляционными работами от особенностей геологического строения коллектора. Карбонатные коллектора с развитой трещинной системой требуют иную организацию закачки и потокоотклоняющих технологий, нежели водоплавающие залежи с активной подошвенной водой. Технологии, показывающие высокую эффективность на терригенных залежах Урало-Поволжья, ограниченно применимы для полимиктовых коллекторов Западной Сибири с повышенным глиносодержанием цемента. При этом сочетание нескольких осложняющих выработку запасов факторов требует разработки дополнительных технологических решений. Все вышесказанное свидетельствует о важности проблемы получения критериев успешной применимости водоизоляционных технологий в зависимости от уровня выработки запасов, степени геологической неоднородности отдельных пропластков коллектора, обширности (протяженности) зон, подвергаемых обработке. Таким образом, вопросы теоретического исследования адресности и обоснованности назначения и проведения технологий ограничения водопритока в зависимости от особенностей геологического строения каждого из рассматриваемых объектов сохраняют свою актуальность и требуют дальнейшего развития.^ Во второй главе приведены результаты теоретических исследований по определению оптимальных условий применения технологий селективной водоизоляции промытых областей коллектора. Исследования проводились на математической профильной модели послойно-неоднородного по проницаемости пласта. Для простоты будем считать, что пласт однороден по своей мощности, пористости и начальной нефтенасыщенности и состоит из двух слоев с различной проницаемостью. Пусть процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т.е. в условиях применимости модели “black oil”. Предположим, что движение пластовых флюидов поддерживается созданием постоянного перепада давления на входе и выходе из пласта, а кровля и подошва пласта являются непроницаемыми. На вход в пласт подается вода. Приведем основные абсолютные и относительные параметры модели. Предполагается, что длина пласта Lx=400 м, толщина Lz=10 м, абсолютная проницаемость низкопроницаемого слоя составляет K1=0.1 мкм2, а высокопроницаемого – 1 мкм2. Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной (вдоль z) проницаемостей (анизотропия проницаемости) Kx/Kz=10. Соотношение вязкостей нефти и воды . Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы равны . Порис-тость – 0.24 д.ед. Начальное пластовое давление p0=1.15107 Па, давление на входе в пласт (нагнетательная скважина) –1.5p0, на выходе из пласта (добывающая скважина) – 0.5p0. Масштаб времени: 1 отн. ед. соответствует 1.06 сут. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.95 д. ед.) На рисунке 1 показана профильная линейная модель послойно-неоднородного по проницаемости пласта. Изолиниями показано поле давления, цветом – поле водонасыщенности. Справа на рисунке расположена нагнетательная скважина, слева – добывающая. Рассмотрим применение селективной изоляции обводненного пропластка со стороны добывающей скважины. Предположим, что применение селективной водоизоляционной технологии приводит к моментальному снижению проницаемости заводненного высокопроницаемого слоя модельного пласта в области радиуса R (отсчитывается от стенок добывающей скважины). Будем рассматривать случаи, когда применение водоизоляционной технологии происходит при достижении некоторой обводненности добываемой продукции скважины. На рисунке 1 представлены динамики полей давления и водонасыщенности для случаев, когда при «стартовой» обводненности равной 0.5 д.ед. изолируется область высокопроницаемого коллектора с радиусом равным 0.1 д.ед. (призабойная зона добывающей скважины). Анализ полученных рисунков показывает, почему задачи, связанные с применением технологий селективной водоизоляции (СВИ), имеют очень много общего с проблемами разработки водонефтяных зон месторождений. Действительно, на рисунке 1. показано, что в результате применения технологии СВИ в области добывающей скважины, фронтальное вытеснение нефти водой заменяется вертикальным. При этом в призабойной области возникает водяной конус. Часть подвижных запасов нефти остается отсеченной обводненными участками коллектора, характеризующимися повышенным фильтрационным сопротивлением для движения нефти. Проделанные численные эксперименты позволили установить обобщенные зависимости ряда параметров разработки от объемов изолируемых областей заводненного коллектора и «стартовой» обводненности добываемой продукции реагирующей добывающей скважины, при которой на скважинах применяется изоляция заводненного слоя. а б в г д е Рисунок 1. Динамика полей давления и водонасыщенности (первый вариант). «Стартовая» обводненность – 0.5 д.ед. R=0.1 д.ед. Поля получены для моментов времени а- 20, б- 22.5, в- 25, г- 50, д- 100, е- 165 отн.ед..Зависимость КИН от параметров применения технологии СВИ (рисунок 2) показывает, что во всей исследуемой области применение технологии увеличивает нефтеотдачу. Максимальный КИН соответствует случаю, когда при полностью выработанных запасах нефти высокопроницаемого слоя («стартовая» обводненность равно 90 %) в результате СВИ изолируется значительная часть заводненного высокопроницаемого слоя. Необходимо отметить, что зависимость от «стартовой» обводненности ярко выражена при больших изолируемых объемах заводненного слоя и практически отсутствует при применении СВИ, затрагивающих лишь призабойную зону пласта. Рисунок 2. Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного коллектора и «стартовой» обводненности, при которой применяется технология СВИ. K1=0.1 мкм2, K2=1.0 мкм2Аналогично были проделаны численные эксперименты по применению потокоотклоняющих технологий со стороны нагнетательной скважины. Они позволили установить обобщенную зависимость КИН от объемов изолируемых областей заводненного коллектора и «стартовой» обводненности добываемой продукции реагирующей добывающей скважины, при которой на нагнетательной скважине применяется потокоотклоняющая технология (рисунок 3).Рисунок 3. Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного коллектора и «стартовой» обводненности, при которой применяется технология ПОТ. K1=0.1 мкм2, K2=1.0 мкм2Зависимость КИН от параметров применения ПОТ показывает, что во всей исследуемой области применение технологии увеличивает нефтеотдачу. При этом зависимость от «стартовой» обводненности становится заметной только при значениях радиуса области снижения проницаемости высокопроницаемого слоя более 0.4 отн.ед. Зависимость КИН от R более выражена, при этом имеется максимум КИН при значении R=0.4 отн.ед. и значениях «стартовой» обводненности от 0.5 до 0.7 д.ед. Наличие максимума связано с тем, что при значениях «стартовой» обводненности от 0.5 до 0.7 для R>0.4 в изолируемую область коллектора попадает часть подвижных запасов нефти, которые остаются не извлеченными. Сопоставление потокотклоняющих технологий и технологий селективной водоизоляции показывает, что при равных условиях (объемы изолируемого высокопроницаемого коллектора, «стартовая» обводненность добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (КИН). При этом необходимо помнить, что применение селективной водоизоляции многократно увеличивает срок разработки залежи нефти в связи с падением темпов отбора нефти (уменьшение продуктивности пласта).^ В третьей главе рассматриваются особенности геологического строения и состояние разработки объектов применения нового подхода к технологииям водоограничения – пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения. Особенностью геологического строения названных выше пластов является их высокие послойная v2l и зональная v2z неоднородности проницаемостных свойств коллектора. На рисунке 4 приведено сравнение показателей неоднородности коллектора названных пластов. Рисунок 4. Сопоставление показателей неоднородности проницаемостных свойств коллектора пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04.Для оптимизации системы разработки залежи, основой анализа выработки запасов должны быть точные данные о геологическом строении месторождения, распределении балансовых, подвижных и начальных извлекаемых запасов нефти по пластам и по площади. Все это требует дальнейшей детализации геологического строения залежи до уровня “скважина-пропласток”. С помощью изложенного в работе подхода определена структура геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04. Структуризация запасов проводится по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности, зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров ФЕС. Анализ полученных распределений позволяет сделать следующие заключения. Подавляющий объем геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта АВ11-2 сосредоточен в коллекторах с проницаемостью менее 0.01 мкм2, что говорит о низкой продуктивности данных коллекторов. Запасы нефти, сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах (менее 0.01 мкм2), существенны и составляют 47%. На долю пластов с повышенной проницаемостью (для АВ11-2 ) приходится менее 20 % всех запасов пласта (в рассматриваемой области месторождения). Для пластов АВ13, АВ2-3 характерно сосредоточение подавляющей доли запасов нефти в коллекторах с проницаемостью более 0.1 мкм2 – пласт АВ13 – 88 % всех геологических и 94 % начальных извлекаемых запасов, пласт АВ2-3 – 93 % и 97 %, соответственно. При этом на долю высокопроницаемых коллекторов (более 0.5 мкм2) в пласте АВ13 приходится 44.4% геологических и 56.7 % начальных извлекаемых запасов нефти. Для пласта АВ2-3 эти значения составляют 47% и 58.9 %, соответственно. Распределение запасов нефти по послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора показывает, что в коллекторах, проницаемости слоев которых отличаются в 2 и более раз, находятся подавляющие объемы нефти – 95.3 % всех геологических и около 95 % начальных извлекаемых запасов пласта АВ11-2, около 92% всех геологических и 87.5 % начальных извлекаемых запасов пласта АВ13 (рисунок 5) и около 99 % всех геологических и начальных извлекаемых запасов пласта АВ2-3. Для сильно неоднородных по разрезу коллекторов (послойная неоднородность более 1) доля начальных геологических и извлекаемых запасов составляет для пласта АВ11-2 – около 24 и 16 %, соответственно, для пласта АВ13 – около 36 и 22 %, для пласта АВ2-3 – около 55 и 41 %. Это означает, что при одновременной эксплуатации прослоев данных пластов выработка запасов происходит крайне неравномерно. В такой ситуации применение технологий, направленных на увеличение охвата воздействием (потокоотклоняющие, нестационарные технологии) может дать значительный технологический эффект. Поэтому система разработки для выработки запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 должна быть сформирована с учетом выше изложенных соображений. Рисунок 5. Распределение начальных балансовых, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта АВ13 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04 по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора.Проделанный анализ состояния разработки пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 в районе блока g13_04 Самотлорского месторождения позволяет сделать следующие выводы. Сформированная система разработки рассмотренных пластов Самотлорского месторождения позволяет осуществлять относительно эффективную выработку запасов данных объектов, однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора, различная эффективность сформированной системы ППД предопределила их неравномерную выработку на текущий момент времени. Рассмотренные эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Особенно актуально это в отношении пластов АВ13, АВ2-3. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при значительных объемах закачки и низких достигнутых КИН свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутной воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций. При высоком уровне неоднородности коллекторов и наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками, для увеличения охвата заводнением необходимо применение гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, таких как нестационарное воздействие, потокоотлоняющие технологии. Все это указывает на необходимость: повысить текущие темпы отбора запасов нефти путем повышения эффективности работы нагнетательного фонда; провести работы с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации кинжальных прорывов воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, организовать проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах, путем определения оптимальных объемов изолируемых заводненных пластов с использованием ранее обоснованных тампонирующих составов; повысить эффективность закачки вытесняющего агента, реализуемый коэффициент охвата процессом дренирования через организацию системы нестационарного заводнения; провести работы по разукрупнению совместного фонда и повышению эффективности выработки запасов залежей путем использования самостоятельных сеток скважин. Таким образом, рассмотренные пласты являются «идеальными» объектами для разработанных в работе новых подходов к применению технологий водоизоляции промытых интервалов пласта.^ В четвертой главе изложены основные положения нового подхода к применению технологий водоизоляции, методики выбора объектов для их применения и дается оценка технико-экономического эффекта от внедрения на Самотлорском месторождении. При обосновании выделения добывающих и нагнетательных скважин для реализации технологий водоограничения, учитываются следующие геологические, промысловые и технологические критерии. 1. В рамках рассматриваемого месторождения, залежи или участка выделяются скважины с повышенным уровнем обводненности (в общем случае – более 80-90 %). 2. По выделенным добывающим скважинам, для полной уверенности в идентификации перфорированного пласта (интервала) как источника обводнения, желательно проведение дополнительных исследований герметичности крепи скважин и подтверждение отсутствия заколонных перетоков. В случае выявления скважин с негерметичным камнем или обсадной колонной, необходимо проведение РИР с последующими повторными исследованиями, отбором проб жидкости, изучением ее состава. 3. Помимо заколонных перетоков, возможными источниками роста обводнения могут служить подтягивание законтурной или подошвенной пластовых вод, поступление на забой закачиваемой воды. В первых двух случаях значимого изменения солевого состава попутно добываемой воды происходить не будет. В случае поступления «чужой» воды, при отличии ее состава от состава вод рассматриваемого пласта, произойдет изменение содержания солевого состава по одному или нескольким признакам, причем изменения могут происходить как в сторону уменьшения, так и в сторону увеличения концентраций. 4. Из ряда выше выделенных скважин высокой обводненности, обводнившихся закачиваемой водой, формируется список добывающих скважин с повышенной плотностью текущих подвижных (дренируемых + недренируемых существующей системой разработки) запасов. Выделение таких скважин осуществляется на основе карт текущих подвижных запасов, построенных по каждому из рассматриваемых пластов. Проведение рекомендуемых ГТМ по применению ПОТ и СВИ имеет смысл в первую очередь именно на скважинах с повышенной плотностью текущих запасов для получения максимальной технологической эффективности не только по сокращению объемов попутно добываемой воды, но и по приросту дополнительно добытой нефти. 5. Данным добывающим скважинам ставятся в соответствие близлежащие к ним действующие нагнетательные скважины, т.е. формируется первичный расширенный список пар скважин «нагнетательная – добывающая». 6. Сформированные пары скважин последовательно рассматриваются на предмет наличия в перфорированных интервалах каждой из них вскрытого пропластка с повышенной проницаемостью, в несколько раз превышающей среднюю проницаемость остального пласта 7. Дополнительным аргументом в пользу выбора добывающей скважины для реализации технологии является ее высокий (по отношению к окружающим скважинам) дебит по жидкости. Данный показатель с одной стороны косвенно подтверждает наличие в перфорированном разрезе скважины обводненного высокопродуктивного пропластка, а с другой свидетельствует о потенциально высокой эффективности проведения технологии с точки зрения сокращения объемов попутно добываемой воды. 8. При принятии решения о реализации технологии по каждой из добывающих скважин должен учитываться текущий уровень пластового давления по данной скважине. Высокие значения текущих пластовых давлений по действующим добывающим скважинам подтверждают наличие хорошей гидродинамической связи зон дренирования данных скважин с окружающими нагнетательными скважинами и свидетельствуют о потенциально высокой эффективности проведения на них комплексных водоизоляционных работ. 9. При выделении нагнетательных скважин, оказывающих превалирующее влияние на характер обводнения рассматриваемой добывающей скважины, учитывается проведенная в настоящей работе классификации уровня гидродинамической связанности (рангового коэффициента корреляции Спирмена) между нагнетательными и окружающими (реагирующими) добывающими скважинами. Теснота связи при этом оценивается по т.н. «шкале Чеддока», позволяющей каждой рассматриваемой паре присвоить одно из шести уровней степени взаимосвязи: «весьма высокая», «высокая», «заметная», «умеренная», «слабая», «нет связи». Согласно представленным в работе теоретическим исследованиям оптимальных условий применения потокоотклоняющих (селективной водоизоляции) технологий максимальный эффект (КИН) достигается в условиях изоляции наибольшей области заводненного коллектора. При этом коэффициент нефтеотдачи тем выше, чем выше выработка высокопроницаемого пласта. Однако, с другой стороны, условием, налагающим ограничение на объемы закачки тампонирующих составов, являются экономические критерии, определяемые стоимостью реагентов и сопутствующих работ. В разделе приводится порядок расчета оптимальных (с точки зрения экономических критериев) объемов изоляции заводненного высокопроницаемого слоя. Предлагаемые подходы к применению технологии СВИ были реализованы на добывающей скважине № 25864 Самотлорского месторождения. Скважина эксплуатирует единым фильтром пласты АВ13 и АВ2-3, средние проницаемости которых отличаются более чем в 20 раз. К моменту перевода скважины в бездействие в октябре 2005 г. обводненность добываемой продукции составила 98.3%. Дебит по жидкости составлял 62 т/сут, дебит нефти – 1 т/сут. Проведенные исследования и анализ выработки запасов нефти в зоне дренажа скважины показал, что пласт АВ13, состоящий из высокопроницаемого пропластка и нескольких низкопроницаемых слоев, заводнен неравномерно. Эффективные мощности низкопроницаемой и высокопроницаемой частей коллектора приблизительно равны и составляют 4.6 и 4.3 м, соответственно. Т.к. проницаемости низкопроницаемых слоев пласта АВ13 сравнимы со средней проницаемостью АВ2-3, то было принято решение о селективной водоизоляции высокопроницаемых слоев пласта АВ13. К моменту останова скважины ее начальные извлекаемые запасы составляли 6970 т нефти. При этом была достигнута предельная обводненность и предельная величина дебита нефти. Согласно расчетам, проделанным для данной скважины, была получена зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от величины изолируемой области в условиях «стартовой» обводненности добываемой продукции равной 98 %. Данная зависимость приведена на рисунке 6. Рисунок 6. Зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от радиуса изолируемой области высокопроницаемого слоя пласта АВ13 скважины №25864 Самотлорского месторождения. В результате моделирования применения СВИ с различным значением радиуса изолируемой зоны высокопроницаемого слоя были получены динамики объемов добычи нефти и жидкости и просчитаны экономические показатели. Накопленный чистый дисконтированный доход предприятия (НЧДД) определялся за год. Экономические нормативы брались усредненными за год по фактическим данным деятельности предприятия. В результате расчетов экономических показателей для разных вариантов изоляции обводненного слоя была получена зависимость НЧДД от радиуса изолируемого высокопроницаемого пропластка (рисунок 7.). Т.к. затраты на проведение технологии возрастают по закону, близкому к квадратичному, а приращение запасов (технологический эффект) изменяются практически по линейному закону, то, как видно на рисунке, в зависимости НЧДД от R имеется максимум, положение которого для данного случая соответствует R=20 м. Рисунок 7. Зависимость НЧДД от параметра технологии – радиуса изолируемой области высокопроницаемого слоя.Исходя из получения максимального экономического эффекта, были рассчитаны объемы изолируемого пропластка, определены необходимое количество агентов и трудозатраты на проведение технологии. По предложенному подходу на скважине № 25864 была проведена технология селективной водоизоляции с применением агента РИТИН-10.