Контроль и регулирование разработки нефтяных залежей

На практике величина фактических показателей отличается от проектных. Поэтому предусматривают возможность для регулирования процесса разработки залежи. Прежде всего осуществляется контроль за динамикой фактических показателей разработки с помощью следующих видов исследований:

1 комплексное гидродинамическое исследование скважин и пластов (снятие профиля притока, приемистости и гидропрослушивание);

2 комплексное гидрофизическое исследование скважин и пластов (электрические методы позволяющие определить коллекторские свойства и насыщения пласта, радиоактивные для контроля технического состояния скважины и определения коллекторских свойств);

3 спец виды исследования (фотоколлометрические для контроля состава и свойств пластового флюида, хроматографические для анализа состава газа).

На основании исследований по результатам контроля строится:

1 график разработки, показывающий изменение показателей разработки во времени, которое позволяет оценить на сколько проектные отличаются от фактических;

2 карты разработки (обводненность, равных толщин, равных давлений, равных гиро и пьезопроводностей).

По результатам анализа применяют два способа регулирования разработки:

1 без изменения принятой системы разработки. Путем изменения режимов работы скважины, проведение изолирующих работ обводненных интервалов, различные методы обработки ПЗП и дополнительная перфорация.

2 с изменением принятой системы разработки. Перенос линии нагнетания в другие скважины, уплотнение сетки из числа резерва фонда, применение различных методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Если применение перечисленных способов не приводит к достижению проектных показателей, то составляется новый проект разработки.

 

18. Причины снижения нефтеотдачи:

1 Режим работы пласта;

2 Наличие в каналах фильтрации не смешивающихся м\д собой флюидов. В случае если в нефти повышенное содержание высокомолекулярных веществ, то капиллярное давление повышается. Так же если пластовая вода имеет повышенную минерализацию, то угол смачивания увеличивается. В наиболее мелких по размерам каналах действие капиллярных сил может полностью блокировать процесс фильтрации.

Способ устранения: проведение обработок ПЗП с применением ПАВ.

3 Явление затухания фильтрации нефти. Причина явления адсорбция на поверхности канала фильтрации природного ПАВ (парафины), толщина такого слоя может достигать несколько микрометров.

Способ устранения: 1 создание на поверхности каналов искусственных покрытий из реагента препятствующего адсорбции; 2 применение теплового воздействия; 3 применение колебаний низкой частоты вызывающих разогрев пластовых флюидов.

4 Соотношение м\д вязкостью нефти и воды

Способ устранения: 1 закачка в пласт горячей воды; 2 загущение воды ПАА.

5 Влияние технологии первичного и вторичного вскрытия пласта на коллекторские свойства пласта.

6 Созданы условия при которых происходит нарушение закона фильтрации Дарси.

Способы устранения: тепловое воздействие, применение изменения направления фильтрации, ПАВ и СО_{2 ,} выбор режима фильтрации.

 

19. Тепловые методы:

1 закачка горячего агента;

2 создание движущегося очага горения;

ВДОГ, создание вблизи забоя нагнетательной скважины очага горения и проталкивание его от нагнетательной скважины к добывающей. Для инициирования очага горения в пласт закачивают окислитель: воздух и вода. Интенсивная закачка окислителя приводит к росту температуры и постепенному достижению горения нефти в пласте.

I зона интенсивной закачки окислителя, II зона, где происходит ОВР, III зона горения, 500 – 600 градусов, IV зона продвижения скондексированной горячей воды, V,VI зона, где температура снижается и достигает пластовой температуры.

Влажный ВДОТ более эффективен чем сухой. Увеличение нефтеотдачи пласта происходит за счет: 1 продвижение фронта горячей воды (60-70%); 2 эффект создает превращенная в пар вода(15-20%); 3 обычное заводнение пласта (10-20%).

Применяется на небольших залежах с вязкостью нефти более 50 мПа*с.

Недостатки: а) процесс создания ВДОТ происходит с большими потерями нефти т.к. она сгорает; б) после прохождения фронта горящие остатки нефти остаются в виде кокса.

3 закачка в пласт специальных веществ, в результате взаимодействия которых происходит повышение температуры;

4 закачка перегретого пара;

5 использование дымовых газовых ТЭС.

В основе этих методов находится воздействие тепла на вязкость пластовых флюидов.

Использование газов. Целесообразно в случае:

1 наличия на залежи естественного газонапорного режима или режима растворенного газа;

2 наличие достаточного по объему источника газа, как агента ППД;

3 при образовании условий смешения вытеснения, эти процессы не должны приводить к осложнениям (выпадение в пласт парафина и смол, рост давления насыщения нефти и газа, образование взрывоопасной смеси.);

4 наиболее эффективно энергию сжатого газа надо использовать для создания вертикального направления вытеснения нефти и газа.

Недостатки: 1 Инерционность процесса; 2 Отсутствие газов; 3 Дополнительные затраты на отделение газа от жидкости; 4 большая вероятность прорыва газа к забою добывающей скважины.