Метод уменьшения забойного давления добывающих скважин.

Блок 1.

Метод уменьшения забойного давления добывающих скважин.

Методы управления — это все виды технологического воздействия на объекты, не связанные с изменением системы разработки и направленные на повышение эффективности разработки месторождения:

1) Увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления.

2) Воздействие на призабойную зону скважин (управление продуктивностью) с целью интенсификации притока (приемистости) - гидравлический разрыв пласта, зарезка боковых стволов, кислотные обработки и т.д.

3) Отключение высокообводненных скважин.

4) Повышение забойного давления нагнетательных скважин;

5) бурение дополнительных добывающих скважин (в рамках резервного фонда) или возврат скважин с других горизонтов.

И другие…

При оценке резерва в забойном давлении следует учитывать физические процессы, протекающие в пласте (в первую очередь в околоскважинных зонах), такие как деформационные, рост газонасыщенности и др.

Оценка добывных возможностей скважин с учетом техногенных процессов (первичных и при отклонении от закона Дарси)

 

Оценка добывных возможностей скважин при снижении забойного давления (в случае линейной индикаторной линии).

Для радиальной фильтрации по закону Дарси существует формула Дюпюи.

(1)

где коэффициент пропорциональности между дебитом и депрессией называют коэффициентом продуктивности скважины,

k – проницаемость системы “пласт-флюид”, определенная при геофизических исследованиях кернового материала при начальных пластовых условиях (начальное пластовое давление и водонасыщенность пласта, равная S_св.). Rк – радиус влияния скважины (при отсутствии данных – половина расстояния между скважинами).

2. Необходимо оценить фактический коэффициент продуктивности скважины. Обычно Это связано с тем, что при возбуждении пласта скважиной протекают первичные техногенные процессы (даже на малых депрессия), приводящие к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений.

Первичные техногенные процессы, протекающие в околоскважинных зонах:

1) проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины;

2) проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины;

3) деформация пород на забое скважины при бурении;

Кроме того, большинство скважин несовершенны по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта, поэтому приток происходит через перфорационные отверстия, а не по всей боковой поверхности скважины.

При протекании первичных техногенных процессов возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, приводящие к снижению дебита. Т.к. эти сопротивления зависят от очень большого числа факторов, аналитически их оценить невозможно. Их учитывают введением параметра S, который называют скин-фактор. S определяется по результатам гидродинамических исследований скважин методом последовательной смены установившихся отборов.

(2)

(3)

Если фактический коэффициент продуктивности достаточно высокий и небольшое снижение забойного давления может привести к существенному приросту дебита скважины, то снижение забойного давления как метод управления разработкой оправдано.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 15 м³/(сут·МПа), то снижение забойного давления даже на 5 атм. приводит к увеличению дебита на целых 7.5 м³/сут.

Снизить забойное давление возможно при изменении режимов и типоразмеров скважинного оборудования в базовом варианте компоновки. Для этого необходимо знать методики подбора варианта компоновки по основным способам эксплуатации. Это одна из задач, которыми мы будем заниматься на семинарах.

Если фактический коэффициент продуктивности низкий, данный метод управления не является эффективным.

Замечание

Построение прогнозных индикаторных линий в случае отклонений от закона Дарси обычно производится методом последовательной смены стационарных состояний (ПССС).

При этом задается шаг по депрессии (на практике обычно 0.5 МПа) и для каждого среднего давления рассчитываются проницаемость по нефти или (если необходимо) относительная фазовая проницаемость по нефти. Шаг по задается таким, что PVT свойства и ФЕС можно определять при среднем давлении. Например, при Рпл=15 МПа рассчитывается k_н от 14.75 МПа, далее от 14,25 и т.д.

Далее при каждом приращении депрессии рассчитывается приращение дебита по формуле Дюпюи.

Естественно, что приращение дебита на каждом шаге приращения депрессий снижается (выпуклая к оси дебитов индикаторная линия.).

Метод Хорнера и MDН.

Обработка кривой восстановления давления по схеме бесконечного пласта методом Миллера, Дайеса, Хетчинсона (MDH) – метод касательной.

Известно, кривая восстановления давления в газовой скважине, вскрывшей однородный бесконечный пласт при мгновенном изменении дебита, при достаточно большом периоде работы скважины до остановки по сравнению с периодом исследования (при T >> t), за исключением самых начальных участков, описывается формулой (MDH)

(1)

Dр = р_с(t)² – р_со² (2),

где: р_со – установившееся забойное давление до остановки скважины, ат;

р_с(t) – изменение забойного давления после остановки скважины, ат;

Q - дебит скважины до остановки (см³/сек); t - время, сек.

T_пл – пластовая температура, °К; T_ст =293°К; z_пл – коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых условиях;

k,h,m - соответственно, проницаемость (дарси), мощность (см) пласта, вязкость пластового флюида (спз);

c - пьезопроводность пласта, см²/сек; r_c – радиус совершенной скважины по долоту;

«b» – коэффициент двучленной формулы определяется по индикаторной диаграмме.

Перестраивая кривую восстановления давления в координатах Dр,ln(t), по асимптоте определяют параметры: гидропроводность kh/m и приведенную пьезопроводность

(3)

(4)

где tga - угол наклона преобразованной кривой восстановления давления к оси абсцисс; «В» - отрезок, отсекаемый на оси ординат, Q – дебит скважины до остановки, см³/сек, В формуле (4) дебит скважины до остановки в тыс.м3/сут.

Не учитывая нарушение линейного закона фильтрации вблизи скважины (турбулентность потока) введением коэффициента «b» в уравнение (4), величина приведенной пьезопроводности будет равна

(5)

Интерпретация гидропрослушивания:

Известно несколько методов гидропрослушивания, отличающихся различными способами создания возмущающего импульса:

- изменение дебита возмущающей скважины на постоянную величину;

- создание фильтрационных гармонических волн давления.

А также разными способами обработки кривых изменения Рзаб в реагирующих скважинах:

- с использованием эталонной кривой;

- дифференциальный и интегральный;

- по характерным точкам кривых реагирования;

- по экстремуму кривой реагирования.

ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЕ ПРИ ОДНОКРАТНОМ ИЗМЕНЕНИИ ДЕБИТА ВОЗМУЩАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

После длительной работы на установившемся режиме с дебитом возмущающую скважину закрывают. Фиксируется время остановки, величина дебита , забойное давление. На рис. показаны предельные кривые реагирования. Первая соответствует малым значениям параметра , а вторая - большим. Начало отсчета времени реагирования соответствует моменту остановки возмущающей скважины.

 

СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО ХАРАКТЕРНЫМ ТОЧКАМ РЕАГИРОВАНИЯ

В случаях, когда можно провести касательную из начала координат к кривой реагирования, используют следующие расчетные формулы:

(74)

где - время точки касания.

Если удается уверенно зафиксировать время начала реагирования, то для определения параметров пласта используют формулу:

(75)

Различают интерпретации КПД:

- для бесконечных пластов (необходимо построить два графика. Билогарифмический график log[p_i-p_wf] от log [t] используется для определения момента, после которого можно пренебречь эффектом влияния объема ствола скважины. Второй график – зависимость p_wf от log [t] в полулогарифмических координатах, из этого графика определяем проницаемость пласта. Затем находим скин фактор (где p_i-начальное давление, p_wf-забойное давление во время работы скважины))

-методом совмещенных кривых (совмещение фактических кривых с эталонными (типовыми) известных зависимостей безразмерной давления и безразмерного времени)

-методика Слайдера, когда начальные условия не сохраняются постоянными до начала исследования

1.3 Построение КРД для выдачи рекомендаций по изменению варианта компоновки

Блок 2.

Гидрогазодинамические.

Физико-химические.

Термические.

Комбинированные.

Наиболее часто применяемым методом регулирования пластового давления является закачка в залежь воды или газа – метод воздействия на продуктивный пласт. Методы воздействия напризабойную зону в процессе эксплуатации делятся на методы интенсификации притока или приемистости и на методы ограничения или изоляции притока воды.

Методы интенсификации притока или приемистости:

А. Гидрогазодинамические:

1. Гидроразрыв пласта; 2. Гидропескоструйная перфорация; 3. Создание многократных депрессий (с использованием газов, пен) специальными устройствами для очистки скважины (УОС); 4. Волновое или вибрационное воздействие; 5. Имплозионное воздействие; 6. Декомпрессионная обработка; 7. Щелевая разгрузка; 8. Кавитационно – волновое воздействие;

В. Физико-химические:

1. Кислотные обработки (соляной кислотой, плавиковой кислотой, серной кислотой и др.); 2. Воздействие растворителями (нефтерастворимыми: толуол, бензол; водорастворимыми: метиловый спирт, этиленгликоль); 3. Обработка растворами ПАВ (на водной или углеводородной основе); 4. Обработка ПЗС ингибиторами солеотложений и гидрофобизаторами;

С. Термические:

1. Электроподогрев (стационарный, циклический); 2. Паротепловые обработки скважин; 3. Прокачка горячей нефти; 4. Импульсно – дозированное тепловое воздействие;

D. Комбинированные:

1. Термокислотная обработка; 2. Термохимическое воздействие; 3. Гидрокислотный разрыв пласта;

4. Повторная перфорация в растворах кислоты, ПАВ и др.; Термоакустическое воздействие;

5. Электрогидравлическое воздействие;

 

Технология проведения ГРП

Технология проведения ГРП заключается в совокупности следующих операций:

· Подготовка скважины – исследование на приток или приемистость.

· Промывка скважины – скважина промывается промывочной жидкостью сдобавкой в нее определенных химических реагентов.

· Закачка жидкости разрыва.

В качестве жидкостей разрыва можно использовать:

в добывающих скважинах

- дегазированную нефть,

- загущенную нефть, нефтемазутную смесь,

- гидрофобную нефтекислотную эмульсию,

- кислотно-керосиновую эмульсию и др.,

в нагнетательных скважинах

- чистую воду,

- водные растворы соляной кислоты,

- загущенную воду (крахмалом, полиакриламидом – ПАА)

· Закачка жидкости-песконосителя.

Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь по существу каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную по отношению к наполнителю функцию.

В качестве жидкостей-песконосителей в добывающих скважинах используются вязкие жидкости или нефти, желательно со структурными свойствами; нефтемазутные смеси; гидрофобные водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота и др. В нагнетательных скважинах в качестве жидкостей-песконосителей используются растворы ССБ (сульфит-спиртовая барда); загущенная соляная кислота; гидрофильные нефтеводяные эмульсии и др.

- Закачка продавочной жидкости.

Основной целью этой жидкости является продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины. С целью предотвращения образования пробок из наполнителя, как показывает практика, должно соблюдаться следующее условие:

, где - скорость движения жидкости-песконосителя в колонне НКТ, м/с,

μ – вязкость жидкости-песконосителя, мПа с.

Как правило, в качестве продавочных используются жидкости с минимальной вязкостью. В добывающих скважинах часто используют собственную дегазированную нефть (при необходимости ее разбавляют керосином или соляркой); в нагнетательных скважинах используется вода, как правило, подтоварная.

В качестве наполнителя трещин могут использоваться:

- кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5 ÷ 1,2 мм, который имеет плотность около 2600 кг/м³. Так как плотность песка существенно больше плотности жидкости-песконосителя, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки,

- стеклянные шарики,

- полимерные шарики,

- специальный наполнитель – проппант.

Основные требования к наполнителю:

- высокая прочность на сдавливание (смятие),

- геометрически правильная шарообразная форма.

 

Критерии применения

1. Неоднородность пласта по простиранию и расчлененности;
2. Проницаемость пласта не более 30 мД, при вязкости нефти не более 5 мПа*сек; проницаемость до 50 мД при вязкости до 50 мПа*сек; в высокопроницаемых пластах эффективен локальный ГРП;
3. Литологические экраны (глинистые слои, отделяющие продуктивный пласт от газо- и водо- насыщенных коллекторов) не менее 4,5 – 6 м;
4. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта должна обеспечивать длительность технологического эффекта после ГРП;
5. Текущий КИН не должен превышать 30%.

Кислотные обработки.

Применение кислотных обработок основано на способности некоторых кислот растворять горные породы и цементирующий материал. Для карбонатного коллектора наибольшее распространение получила соляно-кислотная обработка, для терригенного – смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:

— Обычная СКО.

— Кислотная ванна.

— СКО под давлением.

— Поинтервальная или ступенчатая СКО и др.

Реакция взаимодействия соляной кислоты с известняком: CaCO₃+2HCl = CaCl₂ +H₂O+CO₂

Продукт реакции (хлорид кальция) хорошо растворим и легко удаляется при вызове притока и освоении скважины.

Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы,

приобретая форму узких и длинных каверн.

Основное назначение обычной солянокислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов (пор) в ПЗС), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от вещественного (химического) состава породы, удельного объема кислотного раствора (м³/м² поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты (кислотного раствора).

При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора. Применение высококонцентрированных растворов НС1 приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl₂ и MgCL₂, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб. Повышение давления приводит к снижению скорости реакции.

При проведении СКО в призабойной зоне возможно выпадение большого количества осадка, что снижает проницаемость. Поэтому раствор соляной кислоты обрабатывается следующими реагентам:

- стабилизаторы – уксусная кислота, стабилизируют свойства раствора;

- ингибиторы – снижают коррозионную активность кислоты;

- интенсификаторы – обеспечивают удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (ПАВ).

Технология проведения обычной СКО:

1. промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Цель – удаление грязи, смол, парафионом, асфальтенов, которые отложились в ПЗС, перфорационных каналах и на стенках.

2. Закачка требуемого объема кислоты. Объем зависит от толщины обрабатывемого пласта, свойств ПЗС и глубины обработки.

3. Задавка раствора кислоты в пласт нефтью или водой до полного поглощения.

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования с породой. Время – от 1 до 24 часов.

5. Вызов притока, освоение, исследование скважины, заключение о технологическом эффекте от СКО.

Кислотные ванны:

Применяютсяв скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения. Основная цель - очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц (при цементировании обсадной колонны выше продуктивного горизонта), отложений солей (кальцитовых) пластовой воды и др. Объем кислотного раствора должен равняться объему скважины от подошвы до кровли коллектора. Время нейтрализации при таких обработках выше, чем при обычной СКО, и достигает 16-24 ч.

Глинокислотная обработка.

Глиняной кислотой называется смесь 3-5%-й фтористо-водородной (HF) и 8-10%-й соляной кислот.

При контакте глиняной кислоты с терригенными породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки. Реакции:

SiO₂+4HF=SiF+2H₂O

Соляная кислота в смеси с HF служит не только для растворения карбонатного материала терригенного коллектора, о чем уже говорилось, но в значительной степени она предотвращает образование гелей кремниевой кислоты, удерживая кремниевую кислоту в растворе.

 

Блок 3.

Нефтеотдачи пластов (ГМПН)

 

К первой группе отнесены методы, которые чаще применяются на промыслах ввиду своей простоты в технологии реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы.

Ко второй группе отнесены методы воздействия, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия.

К первой группе относятся те методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.

Эти методы объединяются названием "нестационарное заводнение" и включают в себя: (ПРЕДПОЛОЖИМ ЧТО ЭТО ОБОСНОВАНИ)

в нагнетательных скважинах:

- повышение давления нагнетания;

- циклическое заводнение, т.е. 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 низкопроницаемые 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 и др.);

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.);

- забуривание вторых и горизонтальных стволов.

Ко второй группе относятся 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 их на технико-экономические показатели разработки весьма велика, и поэтому они обосновываются в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах.

К ним относятся:

- 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.

Методы гидродинамического воздействия на продуктивные пласты применяются обычно в различных сочетаниях друг с другом одновременно, а эффективность какого-либо одного метода взаимосвязана с объемом применения других.

 

Ограничение на максимальное забойное давление нагнетательных скважин

Забойное давление нагнетательных скважин надо (насколько это технически возможно) увеличивать, приближая к давлению гидроразрыва пласта, но ни в коем случае не достигая давления гидроразрыва, соблюдая следующее правило: рсн 0 95 ргр, где рсн - забойное давление нагнетательных скважин; ргр - давление гидроразрыва пласта.

• Во-первых, забойное давление нагнетательных скважин нельзя повышать до давления гидроразрыва пластов, если это не запроектировано специально.
• Во-вторых, нельзя достигнуть желаемого высокого давления нагнетания, если нет насосов, способных создать такое высокое давление при соответствующей высокой закачке воды; если обсадные эксплуатационные колонны нагнетательных скважин не обладают необходимой высокой прочностью, и этот недостаток нельзя компенсировать, защищая их с помощью пакера от высокого давления.
• В-третьих, забойное давление добывающих скважин почти всегда нецелесообразно повышать и нельзя снижать ниже уровня давления насыщения нефти газом.
• В-четвертых, снижение забойного давления до давления насыщения может оказаться технически невозможным из-за отсутствия необходимых высокопрочных насосно-компрессорных труб и штанг

 

Обоснование степени компенсации отборов закачкой при стационарном заводнении

Техника и технология ППД закачкой воды связана с некоторыми понятиями и определениями, которые характеризуют процесс, его масштабы, степень компенсации отборов закачкой, сроки выработки запасов, число нагнетательных и добывающих скважин и др. К числу таких характеристик относится количество нагнетаемой воды. При искусственном водонапорном режиме, когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения, объем отбираемой жидкости, приведенный к пластовым условиям, должен равняться объему нагнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым условиям, г. е. к пластовой температуре и давлению. Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды, а газ находится в растворенном состоянии, то можно написать следующее уравнение баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям:

Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м3/г); bв - объемный коэффициент нагнетаемой воды,

Qн - объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях;

bн - объемный коэффициент нефти, учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления

Qв - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях;

bв' - объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента для пресной воды;

Qут - объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки);

k - коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин

Из уравнения (3.1) находят расход нагнетаемой воды Qнаг. Очевидно, число нагнетательных скважин nнаг, их средний дебит qнаг и расход нагнетаемой воды Qнаг связаны соотношением

Если по результатам опытной эксплуатации нагнетательных скважин или по результатам расчета известен их дебит qнаг, то из (3.2) определяют необходимое число нагнетательных скважин nнаг. Если nнаг предопределено схемой размещения скважин, то из (3.2) определяют средний дебит нагнетательной скважины qнаг, который зависит от гидропроводности пласта в районе нагнетательной скважины и от репрессии, т. е. от величины давления нагнетания воды.

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации.

Коэффициент текущей компенсации

 

. (3.3)

- отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если mт < 1, закачка отстает от отбора н следует ожидать падения среднего пластового давления. Если mт > 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При mт = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэффициент накопленной компенсации

 

. (3.4)

Числитель в (3.4) - суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель - суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. При этом, если mн < 1, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального, так как закачка не скомпенсировала суммарный отбор. Если mн = 1. среднее пластовое давление восстанавливается до начального пластового давления, так как закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей.

Если mн > 1, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано.

3.3 Циклическое заводнение, механизмы активизации гидродинамических, капиллярных и упругих сил, обоснование режимов работы нагнетательных скважин (длительность полуциклов)

Циклическое заводнение - Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых про­слоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение рас­хода или прекращение закачки воды) вода удерживается ка­пиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть вы­ходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4— 10 сут и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75—80 сут

Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие сло­исто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (бо­лее раннее применение метода: на начальной стадии повыше­ние нефтеотдачи составляет 5—б % и более, тогда как на поздней —лишь 1—1,5%); в) технико-технологическая возмож­ность создания высокой амплитуды колебаний давления (рас­ходов), которая реально может достигать 0,5—0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (сред­него расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения дав­ления— сокращаться до нуля в результате отключения нагне­тательных скважин).

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каж­дая из нагнетательных и добывающих скважин работает в ре­жиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспече­ния более равномерной нагрузки на оборудование залежь не­обходимо разделить «а отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора.Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

 

Механизмы извлечения углеводородов из неоднородных коллекторов при заводнении

• Гидродинамические силы:

1 Способствуют замещению нефти водой в латеральном направление (высокопроницаемые коллектора),

2 Способствуют внедрению воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны пласта за счет неравномерного распределения давления (вертикально-латеральное заводнение).

Основные факторы: проницаемость НПК, капиллярные давления, анизотропия коллектора

• Капиллярные силы – активизация обмена флюидами

Капиллярная пропитка - из-за микронеоднородности коллектора и его гидрофильных свойств часть нефти в мелких порах малопроницаемых участков залежи замещается водой;

• Упругие силы – способствуют поддержанию и выравниванию пластового давления.

1.Высокая сжимаемость коллектора (деформационные процессы);

2.Повышение сжимаемости системы за счет частичного разгазирования нефти.

Рзабойное=0.9Рнасыщения.

Капиллярные силы активизируются при низких гидродинамических градиентах – капиллярная пропитка.

Капиллярная пропитка является основным механизмом извлечения нефти из низкопроницаемых составляющих.

В указанных целях применяется циклическое заводнение. Цикл состоит из двух этапов: полуцикл закачки и полуцикл остановки нагнетательных скважин. Продолжительность полуциклов зависит от геолого-промысловых особенностей.

В полуцикле падения пластового давления активизируется капиллярная пропитка и обмен нефтью между низко и высокопроницаемыми слоями. Упругие силы, которые возрастают при закачке, способствуют этому обмену. Забойное давление нагнетательных скважин должно быть близко к давлению гидроразрыва. При этом, чтобы приемистость была больше, возможны мероприятия по интенсификации.

Если основным механизмом извлечения нефти является капиллярная пропитка, то полуцикл остановки должен быть больше, чем полуцикл закачки.

 

Блоки 4 и 5.

После проведения ГТМ по управлению разработкой на возмущающей скважине проводятся гидродинамические исследования, при которых оценивается прирост коэффициента продуктивности и изменение всех остальных параметров (kпзс, Rпзс и др. в соответствии с методикой, которая была изложена раньше) и увеличивается приток к забою.

Увеличение дебита достигается при оптимизации работы скважин, т.к. при базовых типоразмерах и режимах работы скважина будет работать с заниженным дебитом (при завышенном забойном давлении). Необходимо использовать адекватные методики подбора оборудования.

На реагирующих скважинах может произойти снижение дебитов при одновременном снижении забойного давления (вплоть до прекращения подачи). Это происходит из-за снижения давления на контурах питания реагирующих скважин. Поэтому оценка эффективности ГТМ должна осуществляться с учетом взаимовлияния по группе скважин.

Явление интерференции (взаимодействия) скважин заключается в том, что под влиянием пуска, остановки или изменения режима работы одной группы скважин изменяются дебиты и забойные давления другой группы скважин, эксплуатирующих тот же пласт.

Интерференция скважин обусловлена тем, что нефть, газ, вода подвижны, а поры продуктивных пластов, в которых они содержатся, связаны в единую систему поровых каналов и трещин. При этом скважины одинакового назначения влияют друг на друга, перехватывая притекающую к ним жидкость (или газ). В результате дебит каждой из нескольких работающих скважин всегда меньше дебита единичной скважины при прочих равных условиях. Этот факт обусловливает принципиальную особенность разработки месторождений жидких (газообразных) полезных ископаемых: все эксплуатационные нефтяные (газовые или водяные) скважины рассматриваются только в совокупности — в их взаимодействии в общем технологическом процессе разработки.

Суммарная добыча нефти из месторождения по мере ввода в эксплуатацию новых скважин, находящихся в одинаковых условиях, растет медленнее, чем число скважин (рис. 2).

 

 

Вновь вводимые скважины взаимодействуют с существующими. Это явление взаимодействия и взаимовлияния скважин называется интерференцией. Рассмотрим несколько задач интерференции скважин.

Методы оценки интерференции:

- статистический (по фактической динамике параметров работы скважин);

- аналитические;

- численные исследования по гидродинамическим моделям.

В общем виде интерференция скважин в установившемся режиме может быть описана следующей системой уравнений (на примере двух ск