БГС. В скв. № 7234 проведено пять закачек реагента: 12.1994 г., 11.1995 г., 01.1997 г, 06.1999 г., 11.2000 г., отмеченные зелеными стрелками на рис.4. Объем закаченной гелевой оторочки менялся от 4 до 8 тыс. м3. Промыслово-геофизические исследования после обработок БГС выполнены в августе 1995 г. и в сентябре 2000 г.

По данным термометрии от 08.1995. переток закачиваемой воды в водоносную часть после обработок БГС остался, однако согласно данным расходометрии 95 % закачиваемой воды поступают уже в продуктивную часть коллектора. По результатам мониторинга РГА отмечается рост аномалии в продуктивной части коллектора (рис.3, позиция а), что отображает переориентацию закачиваемой воды с водонасыщенной на нефтенасыщенную часть разреза.

Данные геофизических исследований подтверждаются промысловыми данными. После закачки оторочки БГС приемистость нагнетательной скв. . № 7234 снизилась с 400500 т/сут до 150- 250 т/сут (рис.4), что указывает на ликвидацию ухода закачиваемой воды в подошву. По окружающим добывающих скважин наблюдается снижение обводненности продукции на 20-25 % (рис.4) и увеличение дебита нефти в 3,5-6,0 раз.

Приведенные геофизические и промысловые данные позволяют по-новому объяснить механизм работы реагентов-загустителей в условиях ВПЗ. Из-за поступления закачиваемой воды в водонасыщенную подошву залежи часть продуктивных интервалов пласта АС5-6 были слабо охвачены разработкой, что снижало охват пласта заводнением. Закачки БГС увеличили гидравлическое сопротивление в водонасыщенной части пласта, что привело к росту давления закачки и репрессии на пласт. Это позволило закачиваемой воде проникать в ранее не охваченные заводнением пропластки и вовлекать их в разработку. В результате восстановления пластового давления в этих пропластках увеличился приток нефти в добывающие скважины и снизилась обводненность добываемой жидкости.

p.

о -I—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—i—I- d

1!)?: 1993 1994 1995 1996 199 1998 1999 2000 2001 2001

Бремя, год

Рис.4 - Динамика показателей разработки участка воздействия нагнетательной скважины № ~2_>4; 1 - месячная закачка; 2 - среднемесячная обводненность; 3 - среднемесячный дебш нефти

Сравнительный анализ эффективности обработок различных нагнетательных скважин показал низкую эффективность обработок скважин № 7461 от 07.99. и № 1918b от 08.99., что можно объяснить отсутствием заметной неоднородности охвата пласта заводнением по разрезу по результатам геофизических исследований. Это позволяет рекомендовать использование метода мониторинга РГА для подбора наиболее целесообразных нагнетательных скважин для обработок гелевыми составами.

С целью выявления особенностей данного участка и объяснения его исключения из общего правила низкой эффективности подобных обработок на ВПЗ, проанализированы геологическое строение участка и характер корреляционных связей в окружении нгнетательной скважины № 7234 в период за год до первой обработки (1994 год). Скважина № 7234 расположена в сводовой части залежи, где в разрезе пласта доминирует нефтенасыщенная часть. Это обуславливает заметную долю закачиваемых вод в попутно добываемой, что подтвердил корреляционный анализ. В указанный период значения коэффициентов корреляции между закачкой и добычей воды, а также между закачкой и добычей нефти составили соответственно 0.58 и 0.516. Эти цифры отличают данный участок от большинства участков ВПЗ. Отличие заключается в заметном присутствии закачиваемой воды в добываемой при низком влиянии закачки на добычу нефти.

После обработки БГС скважины № 7234 коэффициент корреляции закачки с добычей нефти немного вырос до 0.522, а коэффициент корреляции закачки с добычей воды вырос до 0.7. При значительном снижении самой обводненности продукции, рост

корреляции закачка-добыча воды следует интерпретировать как рост доли закачиваемой воды в попутной, или, другими словами, снижение доли подошвенных вод. Снижение обводненности продукции скважин за счет снижения добычи подошвенных вод, выявляемое корреляционным анализом, подтверждает вышеописанный механизм.

Другим отличием рассмотренного участка являются большие объемы закаченных гелей, обеспечивающие кольматацию каналов холостой циркуляции воды как в водонасыщенной подошве, так и в промытых высокопроницаемых пропластках нефтенасыщенной части пласта. Это позволяет рекомендовать БГС для применения на ВПЗ. Кроме того, выявленная физика процессов, обуславливающих эффективность БГС на водоплавающей залежи, позволяет рекомендовать закачивать вслед БГС реагент -гидрофилизатор, в качестве которого может выступить раствор ПАВ. Это позволит повысить проницаемость для воды не охваченных заводнением интервалов продуктивной части разреза, облегчив вовлечение их в разработку.

Проведенный анализ позволяет сделать следующие рекомендации по повышению эффективности разработки водоплавающих залежей:

•разработку водоплавающих залежей рекомендуется вести с сохранением начального пластового давления в продуктивной части разреза;

•с этой целью необходимо проводить систематический контроль эффективной компенсации отбора закачкой и мероприятия по ее поддержанию;

•таким мероприятием может быть простое повышение объемов закачиваемой воды;

•более эффективным мероприятием является внутрипластовое регулирование потоков закачиваемой воды обработкой нагнетательных скважин БГС;

•при выборе участков воздействия гелевыми системами рекомендуется использование методов корреляционного анализа динамик закачки с динамикам добычи воды и нефти;

•выбор скважин для обработок гелевыми составами рекомендуется проводить с предварительной оценкой не охваченных заводнением нефтенасыщенных толщин методом мониторинга РГА;

•при этом условием пригодности участка для внедрения потокоотклоняющих технологий в условиях водоплавающей залежи являются: o доминирование нефтенасыщенной части в разрезе пласта;

o расчлененность коллектора и выдержанность непроницаемых разделов между разнонасыщенными частями разреза залежи;