Анализ эффективности водоизоляционных работ на семилукской залежи Золотухинского месторождения, страница 23

После проведения в феврале - марте 2003 г. водоизоляционных работ по ликвидации заколонного перетока и отсечению обводненных пропластков в скважине 201 Южно-Осташковичского месторождения скважина не успела выйти на нормальный режим работы. Про­дукция скважины оказалась полностью обводненной. Эффекта от про­ведения данного ГТМ получено не было. Повторные работы и перевод на вышележащий интервал привели к увеличению плотности попутно добываемых вод с 1,14 г/см3 до 1,15 г/см3, что является признаком вы­сокого качества проведения ГТМ. Обводненность добываемой продук­ции снизилась до 20%. Однако через два месяца после завершения ГТМ плотность попутных вод начала постепенно снижаться и в декабре дос­тигла 1,130 г/см3. За то же время содержание воды в продукции скважи­ны увеличилось с 35% в июле до 60% в декабре. Тем не менее эффек­тивность проведения данного мероприятия оказалась очень высокой (с июля по декабрь 6867 т дополнительно добытой нефти).

Проведение в сентябре - ноябре 2001 г в скважине 31 Дубров­ского месторождения водоизоляционных работ с отсечением обводнен­ных пропластков не привело к изменению плотности попутных вод. Обводненность добываемой продукции также осталась очень высокой (98%). После проведенных в феврале - апреле 2002 г. повтор­ных работ плотность попутно добываемой воды также не изменилась. Продукция скважины оказалась практически полностью обводненной. Эффекта от проведения данного ГТМ достигнуто не было.

В результате проведенных в декабре 2002 г. - январе 2003 г. в скважине 144 Южно-Сосновского месторождения водоизоляционных работе переводом на вышележащий интервал, плотность попутных вод не изменилась. Очевидно вышележащий интервал оказался на­сыщенным водой, аналогичной поступавшей из работавшего ранее про­дуктивного пласта. Тем не менее, обводненность добываемой из этой скважины продукции снизилась с 97% до 85%. Эффективность данного мероприятия составила с января по декабрь 2003 г. — 2038 т дополни­тельно добытой нефти.

Еще одна интересная особенность изменения плотности попут­но добываемых вод в процессе эксплуатации добывающих скважин свя­зана с изменением способа добычи. Так, по скважине 201 Южно-Осташковичского месторождения отмечено существенное увеличение плотности попутных вод при переводе скважины с фонтанного способа эксплуатации на УЭЦН (май 1999 г., июль 2000 г.). При этом перевод скважины на добычу нефти с помощью погружного насоса приводит к почти полному обводнению добываемой продукции. В конце 2000 г. -начале 2001 г. при добыче нефти с вышележащего интервала установ­лено закономерное нарастание плотности вод при выходе скважины на нормальный режим работы и ее стабилизация на уровне 1,14 г/см3. В мае - июне 2001 г, при снижении дебита скважины отмечается сниже­ние плотности попутных вод, а увеличение дебита в июле - августе приводит к ее росту (рис  ). По-видимому, перевод скважины на механизированный способ добычи, ведущий к увеличению отборов жидко­сти, приводит к подключению к работе удаленных от призабойной зоны

участков, в которых, в связи с более застойными условиями, содержится вода повышенной плотности. Более высокая фазовая проницаемость воды по отношению к нефти приводит практически к полной обводненности скважины.

После проведенных в ноябре 2000 г. в рассматриваемой сква­жине водоизоляционных работ с переводом на вышележащий интервал плотность попутно добываемой воды снизилась с 1,15 г/см (до начала работ) до 1,14 г/см3 параллельно со снижением обводненности добы­ваемой продукции с 99% до 18%. Эффективность данного мепоприятия оказалось очень высокой (с декабря 2000 г. по октябрь 2001 г. 13135 т дополнительно добытой нефти).

В мае 2002 г. скважина 225 Осташковичского месторождения была переведена с УЭЦН-50 на УЭЦН-200. Причиной перевода стала необходимость увеличения объемов добычи нефти. В результате ис­пользования насоса более высокой мощности обводненность добывае­мой продукции практически не изменилась, а плотность попутно добы­ваемых вод увеличилась с 1,18 г/см3 до 1,20 г/см3 (рис.  ). Увеличение плотности, очевидно, связано с подключением к работе ранее не участ­вовавших в процессе разработки интервалов или участков пласта, по­путные воды которых характеризуются повышенной долей пластовых рассолов, В пользу этого свидетельствует также увеличение содержания кальция в попутно добываемых рассолах с 29060 мг/см3 (в феврале 2002г.) до 39078 мг/см3 (в марте 2002г.).