Материал: нефть пласт лекции

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

21

Рисунок 6. Изменение дебита добывающей скважины до и после обработки ПЗП растворителем солеотложений (Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин, шельф).

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

22

Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.

Гидродинамические МУН, как отмечено в предыдущей лекции, направлены на повышение эффективности заводнения (в основном на увеличения охвата пласта заводнением) через изменение гидродинамических режимов фильтрации жидкостей в пласте.

Влекции 2 мы говорили о том, что при «обычном» заводнении в пласте остается не вытесненная водой (остаточная) нефть и ~ 50% остаточной нефти находится в малопроницаемых

изастойных зонах. До ~ 30% остаточной нефти – капиллярно удержанная и пленочная нефть. Применение гидродинамических МУН позволяет вовлекать в разработку малопроницаемые и застойные зоны, а также (частично) капиллярно удержанную и пленочную нефть.

Классификация гидродинамических МУН по РД 153-39.0-110-01 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».

Вдействующем РД 153-39.0-110-01 принята классификация гидродинамических МУН по различиям в технологии осуществления и степени воздействия на продуктивные пласты.

К первой группе отнесены методы, которые чаще применяют на промыслах из-за простоты реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы. Ко второй группе отнесены методы, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия.

К первой группе относят методы гидродинамического воздействия, которые осуществляют через изменения режимов работы скважин и которые направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.

Эти методы объединены под названием «нестационарное заводнение» и включают в себя: в нагнетательных скважинах:

– повышение давления нагнетания;

– циклическое заводнение, то есть периодическое снижение (прекращение) закачки воды;

– перераспределение расходов закачиваемого объекта по группам нагнетательных скважин (перемена направлений фильтрационных потоков);

– одновременно-раздельную закачку воды в разные пласты через одну скважину;

– избирательная закачка воды в малопроницаемые пропластки и пласты, зоны и участки;

– ограничение или прекращение закачки в высокопроницаемые пропластки;

– методы обработки призабойной зоны, которые изменяют режим работы и восстанавливают потенциал скважин (гидроимпульсное, волновое воздействие и др.);

– механические методы изменения режимов работы нагнетательных скважин (гидроразрыв пласта, поинтервальные обработки, интенсивная перфорация, забуривание вторых стволов

идр.);

в добывающих скважинах:

–изменение отборов жидкости в целом по объекту разработки, по отдельному пласту, блоку, зоне, участку или группе добывающих скважин;

–форсированный отбор жидкости из групп скважин или из отдельных скважин данного участка, зоны, блока;

–периодические временные остановки и пуски групп скважин или отдельных скважин;

–одновременно-раздельная эксплуатация скважин в многопластовых объектах;

–оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлениями;

–многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы);

–системные обработки призабойной зоны, гидроразрыв пласта, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.);

–буривание вторых и горизонтальных стволов.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

23

Ко второй группе относят методы, направленные на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты. Степень влияния методов второй группы на техникоэкономические показатели разработки значительна, поэтому они должны быть обоснованы в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах. К ним относят:

–перенос фронта нагнетания воды в имеющиеся скважины;

–организация дополнительных рядов нагнетательных скважин в блоковых системах разработки путем перевода добывающих скважин в нагнетательные;

–организация очагов закачки воды в отдельные добывающие скважины;

–вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов, перевода скважин с других объектов или пластов, разукрупнения объектов, организации зон и полей самостоятельной разработки;

–организация барьерной, площадной и других модификаций внутриконтурного воздействия путем закачки воды с целью выработки запасов нефти в обширных подгазовых зонах газонефтяных месторождений;

–другие новые технологии заводнения для сложнопостроенных залежей и трудноизвлекаемых запасов нефти.

Гидродинамические МУН применяют, обычно, в различных сочетаниях друг с другом одновременно, а эффективность какого-либо одного метода взаимосвязана с объемом применения других.

Поддержание повышенных давлений нагнетания воды на Бавлинском, Ново-Елховском,

Арланском месторождениях и на некоторых площадях Ромашкинского месторождения показало, что увеличение давления нагнетания приводит к увеличению работающей толщины пласта и улучшению фильтрации жидкостей в пласте. Относительное увеличение работающей толщины пластов при повышении давления от 110 до 150 атм. по перечисленным месторождениям составило около 22%. Перевод на повышенное давление закачки воды на Ромашкинском месторождении позволил дополнительно добыть 160 млн. т нефти.

На поздней стадии разработки месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницаемых продуктивных пластов. Переход на высокие давления нагнетания, особенно в условиях карбонатных трещиноватых коллекторов, может привести к прорывам воды по высокопроницаемым зонам, что приведет к снижению охвата пласта заводнением.

При высоких скоростях закачки воды может уменьшиться удельная приемистость нагнетательных скважин за счет того, что ламинарный режим фильтрации воды переходит в турбулентный. При этом резко (до 20 раз) возрастает фильтрационное сопротивление пласта.

Форсированный отбор жидкостей (ФОЖ) применяют при обводнении продукции скважин > 75%.

Под ФОЖ понимают поэтапное существенное (сначала на 30 – 50%, затем в 1,5 – 3,0 раза) увеличение отборов жидкости из обводненных (> 75%) высокопродуктивных (с дебитами жидкости > 50 т/сут.) скважин.

При ФОЖ возрастает градиент давления в пласте, что приводит к увеличению скорости фильтрации. В результате в разработку вовлекаются участки пласта, не охваченные заводнением. При увеличении скорости фильтрации происходит частичное вовлечение в разработку капиллярно удержанной нефти и отмыв пленочной нефти.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

24

ФОЖ является наиболее освоенным методом увеличения нефтеотдачи. Первое сообщение об использовании этого метода на месторождениях Чечено-Ингушской АССР было сделано в 1945 г. В Западной Сибири ФОЖ применяли на Мегионском, Самотлорском, Мамонтовском, УстьБалыкском, Приразломном и Приобском месторождениях. Техника, применяемая для форсирования отборов, может быть различной: штанговые глубинные насосы, электроцентробежные погружные насосы (УЭЦН), газлифт.

Основные выводы, сделанные на основе анализа применения ФОЖ:

–ФОЖ эффективен по большинству обводняющихся скважин, независимо от их обводненности (в пределах применимости метода);

–ФОЖ более эффективен в тупиковых зонах, в скважинах с большой вертикальной неоднородностью и расчлененностью;

–прирост добычи нефти приблизительно пропорционален приросту дебита жидкости;

–при применении ФОЖ замедляется темп падения добычи нефти.

Циклическое заводнение и изменение направлений фильтрационных потоков

При циклическом заводнении периодически изменяют режим воздействия на пласт и создают в нем нестационарное распределение пластового давления.

Метод практически всегда применяют совместно с изменением направления фильтрационных потоков жидкостей в пласте, которое, чаще всего, обеспечивают переносом нагнетания воды – прекращают закачку воды в одни скважины и закачивают в другие.

Нестационарное распределение давления (и фильтрации жидкости в пласте) может быть создано и периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой жидкости (чередующаяся работа нагнетательных и добывающих скважин).

При периодическом нарушении установившегося состояния гидродинамической системы в неоднородном пласте между различными зонами, каналами и потоками жидкостей возникают градиенты давлений, усиливающие перетоки жидкостей из одних слоев в другие. При повышении пластового давления в пласте возникают градиенты давления в сторону малопроницаемых зон, усиливающие капиллярное внедрение воды в эти зоны. При снижении пластового давления, когда знак градиента давления меняется, вода, внедрившаяся в малопроницаемые участки, удерживается в них капиллярными силами, а нефть перетекает в высокопроницаемые участки.

Вытеснение нефти в заводненную зону при прекращении закачки воды и снижении давления в этой зоне происходит за счет упругих сил, а при снижении пластового давления ниже давления насыщения - за счет режима растворенного газа. Эффект тем сильнее, чем больше амплитуда создаваемых перепадов давлений, чем лучше гидродинамическая связь между высоко- и малопроницаемыми зонами, чем лучше капиллярные силы удерживают воду и чем выше газонасыщенность нефти.

Изменяемые параметры циклического заводнения – амплитуда и продолжительность циклов воздействия. Продолжительность циклов – от 10 до 70 – 80 суток.

Существует большое количество модификаций метода циклического заводнения. Одним из самых распространенных является метод чередующейся работы нагнетательных и добывающих скважин. Во время закачки воды через нагнетательные скважины добывающие скважины останавливают, за счет чего давление в пласте возрастает и создается запас упругой энергии. Далее в эксплуатацию вводят добывающие скважины, а нагнетательные останавливают - расходуется накопленная пластовая энергия. Приток жидкости в добывающие скважины происходит не только по линиям гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, но и за счет притока нефти из зон, ранее не охваченных заводнением. Это позволяет охватить разработкой малопроницаемые зоны.

Полный охват неоднородных пластов заводнением, практически, невозможен только за счет совершенствования системы заводнения, включая циклическое заводнение и оптимизацию сетки нагнетательных скважин. Применение циклического заводнения и изменение направлений

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

25

фильтрационных потоков приводит к улучшению выработки неоднородных пластов на поздних стадиях разработки. Тем не менее, детальный анализ эффективности применения этих методов на месторождениях Татарстана на разных стадиях разработки различных объектов показал, что при высокой обводненности добываемой жидкости (>80%) результаты от применения циклического заводнения ухудшаются.

Для ввода не охваченных заводнением запасов (нефть в малопроницаемых зонах и в застойных зонах) применяют также оптимизацию сетки нагнетательных скважин. Ее проводят либо как отдельное мероприятие, либо совместно с разукрупнением эксплуатационных объектов. При проектировании разработки выделяют основной и резервный фонды нагнетательных скважин. Резервный фонд предназначен для ввода в разработку запасов, не охваченных заводнением, если резервного фонда не хватает обосновывают бурение дополнительных нагнетательных скважин.

Эффективность заводнения снижается с усилением неоднородности разрабатываемых пластов и повышением вязкости нефти, так как нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя нефть не вытесненной в малопроницаемых слоях, участках и зонах (рис. 4).

В таблице приведены условия применения гидродинамических МУН. Как видно из данных таблицы, гидродинамические МУН применимы при определенных геолого-физических и технологических условиях, то есть не обладают универсальностью.