Методы контроля за продуктивностью скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Стадии разработки нефтяных месторождений

Рис. 1. Стадии разработки месторождения

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода.

Характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1-2% в год от балансовых запасов);

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от максимального;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции n_в (обводненность продукции достигает 3-4% при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35% при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К_н (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4-5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти.

Характеризуется:

- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3-17%) в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1-2 года - при повышенной вязкости;

- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

- нарастанием обводненности продукции n_в (ежегодный рост обводненности составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

- текущим коэффициентом нефтеотдачи К_н, составляющим к концу стадии 30-50%, а для месторождений с «пикой» добычи - 10-15%.

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Характеризуется:

- снижением добычи нефти (в среднем на 10-20% в год при маловязких нефтях и на 3-10% при нефтях повышенной вязкости);

- темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5%;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции n_в до 80-85% при среднем росте обводненности 7-8% в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи К_н на конец стадии до 50-60% для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20-30% для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80-90% (70 до 95%) извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Характеризуется:- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1%);

- большими темпами отбора жидкости (водонефтяные факторы достигают 0,7-7 м³/м³);

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

- отбором за период стадии 10-20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т.е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

2. Режимы разработки нефтяных месторождений

- водонапорный режим - основной источник энергии напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

Режим свойственен к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания.

Особенности режима:

Р_пл ? Р_нас

Z_н = 8-10% в год от НИЗ

Г_фак = const

ВНФ = 0,5-1 (к IV стадии)

КИН = 0,6-08

В чистом виде не встречается

Р_пл тесно связано с величиной текущего отбора жидкости

- упруговодонапорный режим - режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. Проявляется в инфильтрационных и элизионных водонапорных системах. Перфорация осуществляется как и при водонапорном режиме.

Особенности режима:

Р_пл ? Р_нас

Р_пл интенсивно падает в начальный период разработки

Г_фак = const

Z_н = 5-7% в год от НИЗ

КИН = 0,5-0,6

ВНФ = 2-3% (к IV стадии)

- газонапорный режим - это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. С целью предотвращения преждевременных прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК.

Особенности режима:



Р_пл ? Р_нас

Р_пл падает в процессе разработки

Г_фак = const, к концу разработки увеличивается

Z_н = 8-10% в год от НИЗ

КИН = 0,3-0,4 (max = 0,5)

- режим растворенного газа - режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки выделившегося газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам.

Особенности режима:

Р_пл ? Р_нас

Р_пл постоянно снижается

Г_фак постоянно растет и к концу разработки в 4-5 раз превышает начальное газосодержание

Z_н = 0,01-0,02% в год от НИЗ

КИН = 0,2-0,3

Максимальная продуктивность II стадии - 1 год

Характерен для пластов со значительной фациальной изменчивостью.

- гравитационный режим - это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи.



3. Упругий режим

Упругий режим - режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости.

Сжимаемость пород-коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму, однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля неизвлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис. 2) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

 

а - изменение объема залежи в процессе; б - динамика основных показателей разработки. 1 - интервалы перфорации; 2-нефть; положение ГНК: ГНК_нач-начальное, ГНК_к - конечное; давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: q_к - нефти, q_ж - жидкость; В-обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; k_извл.н - коэффициент извлечения нефти

Рис. 2. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме

Особенности режима:

Р_пл ? Р_нас

Р_пл интенсивно падает в начальный период разработки

Г_фак = const

Z_н = 5-7% в год от НИЗ

КИН = 0,5-0,6

ВНФ = 2-3% (к IV стадии)

4. Водонапорный режим

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК (рис. 3).

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания.

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 3)

Особенности режима:



Р_пл ? Р_нас

Z_н = 8-10% в год от НИЗ

Г_фак = const

ВНФ = 0,5-1 (к IV стадии)

КИН = 0,6-08

В чистом виде не встречается

Р_пл тесно связано с величиной текущего отбора жидкости

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

а - изменение объема залежи в процессе; б - динамика основных показателей разработки. 1- интервалы перфорации; 2-нефть; 3-вода; 4 - направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНК_нач-начальное, ВНК_к - конечное; давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: q_к - нефти, q_ж - жидкость; В-обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; k_извл.н-коэффициент извлечения нефти

Рис. 3. Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме



5. Режим растворенного газа

Режим растворенного газа - режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки выделившегося газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам.

Геологические условия. Режим в чистом виде проявляется

- при отсутствии влияния законтурной области,

- при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения,

- при повышенном газосодержании пластовой нефти,

- при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности (рис. 4).

Так как пластовая энергия заключена в растворенном газе, количество которого в залежи ограничено, то падение пластового давления, и полная дегазация нефти являются признаками истощения залежи. Дебиты скважины падают, дальнейшая эксплуатация их становится нерациональной.

Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.



Рис. 4. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа

Особенности режима:

Р_пл ? Р_нас

Р_пл постоянно снижается

Г_фак постоянно растет и к концу разработки в 4-5 раз превышает начальное газосодержание

Z_н = 0,01-0,02% в год от НИЗ

КИН = 0,2-0,3

Максимальная продуктивность II стадии - 1 год

Характерен для пластов со значительной фациальной изменчивостью



6. Системы разработки нефтяных месторождений

Система разработки - совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (без ППД); системы с поддержанием пластового давления, когда применяют методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения.

По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов (законтурное, приконтурное, внутриконтурное, барьерное, блоковое, сводовое, очаговое, площадное заводнение); системы разработки с закачкой газа в пласт (закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа).

7. Рядные системы разработки

При расположении скважин рядами различают ряды замкнутые и незамкнутые.

Замкнутыми называют ряды, которые имеют вид колец, обычно неправильной формы, примерно повторяющей конфигурацию контура нефтеносности залежи или границ площади, выделенной для самостоятельной разработки.

Незамкнутыми называют ряды, обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности.

При расположении скважин рядами оптимальное количество рядов добывающих скважин обосновывают с учетом того, что любой нагнетательный ряд может оказывать эффективное воздействие на более чем три добывающих ряда, примыкающих к нему с одной стороны.

8. Площадные системы разработки

Площадное заводнение - разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин - треугольной или квадратной - нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности.

Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной соотношения количеств добывающих и нагнетательных скважин. Для линейной и 5-точечной систем это соотношение равно 1; для 7-точечной прямой - 0,5, обращенной - 2; для 9-точечной прямой - 0,33, обращенной - 3; для ячеистой - 4-6.

Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рис. 5. Наиболее широкое применение нашли 5-точечная, обращенная 7-точечная и обращенная 9-точечная системы. Они обычно рекомендуются для ЭО с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью.



Формы сетки скважин: а - 5-точечная, б - 7-точечная обращенная, в - 9-точечная обращенная, г - ячеистая, пунктиром выделен элемент системы

Рис. 5 - Системы разработки с площадным заводнением

9. Основные показатели разработки нефтяных залежей

Добыча нефти q_н - основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект, в единицу времени, и среднесуточная добыча q_нс, приходящаяся на одну скважину.

Добыча жидкости q_ж - суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть.

Добыча газа q_г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения.

Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

Темп разработки - отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают

текущую нефтеотдачу - отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти.

конечную нефтеотдачу - отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта.

Обводненность продукции - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы: В = q_в/(q_в+q_н) = q_н/q_ж

Темп отбора жидкости - отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в% в год.

Водонефтяной фактор - отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м³/т. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин - важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным.

Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт - давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

месторождение нефтяной скважина

10. Контроль пластового и забойного давления при разработке нефтяных залежей

При контроле за энергетическим состоянием залежи используют приведенное пластовое давление - давление, приведенное к определенной плоскости.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах. Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движении жидкости в прискважинной зоне и в стволе скважины.

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового - после продолжительной остановки скважин. Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют давление.

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар (рис. 6).

Организация контроля за давлением включает обоснование периодичности и количества замеров, проведение замеров в скважинах в соответствии с намеченным графиком, обобщение полученных данных.

1 - внешний контур нефтеносности; скважины: 2 - добывающие, 3 - законтурные (пьезометрические); 4 - изобары, м; 5 - элемент залежи между соседними изобарами

Рис. 6. Карта изобар

11. Изменение температуры при разработке нефтяных залежей

В процессе разработки нефтяных залежей, особенно с применением методов воздействия на пласт происходит изменение теплового режима продуктивных пластов. Это изменение ощутимо влияет на свойства пластовых жидкостей. Поэтому необходима постановка систематического контроля за отклонениями пластовой температуры в интервалах продуктивной части разреза скважин от природных геотерм.

В условиях применения внутриконтурного заводнения нагнетание больших масс холодной воды вызывает некоторое снижение температуры продуктивных пластов в районе нагнетательных скважин и прилегающих добывающих скважин.

12. Контроль охвата вытеснением нефти водой

При разработке залежей КВ одна из главных задач - возможно более полное вовлечение объема залежи в процесс дренирования, поэтому большое значение имеет контроль этого процесса. Степень вовлечения объекта в разработку характеризуется коэффициентом охвата залежи разработкой, представляющим собой отношение части эффективного объема объекта, включенной в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которыми она располагает V_{охв.выт}, к общему эффективному объему залежи V_общ.

Методика оценки коэффициента охвата ЭО процессом вытеснения основана на использовании карт охвата пластов вытеснением, характеризующих размеры площади зон вытеснения. Для однопластовых ЭО строят одну такую карту, для многопластового ЭО их количество соответствует числу пластов в объекта. По карте охвата находят V_{охв.выт} и V_общ, которые определяют в соответствующих границах как произведение средней толщины пласта на величину площади.

Для однопластовых объектов:

- изучение соотношения объемов закачки и отбора

- динамика пластового и забойного давления

- закономерности изменения дебита и обводненности скважин и т.д.

Для многопластовых объектов:

- метод радиоактивных изотопов - в закачиваемую воду добавляют радиоактивные изотопы, которые фиксируются гамма-методами;

- метод механической потокометрии - работу пластов изучают с помощью глубинных расходомеро-дебитомеров, фиксирующих скорость потока по стволу скважины;

- метод термокондуктивной потокометрии - основан на зависимости температуры специального датчика глубинного прибора от скорости проходящего потока жидкости;

- термометрический метод - снимают температурные кривые в продуктивной части разреза, что позволяет выделить работающие и неработающие пласты;

- метод фотоколориметрии нефти - основан на выделении коэф-та светопоглащения нефти, который зависит от от содержания в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов).

13. Внедрение воды в нефтяную залежь

Изучение особенностей заводнения продуктивных коллекторов при разработке залежей нефти занимает одно из важных мест в контрое за выработкой пластов и анализе разработки залежи. От характера продвижения воды по продуктивным пластам зависит полнота их охвата процессом вытеснения, а, следовательно, и полнота выработки запасов.

Характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности и их форма определяются такими факторами, как соотношение вязкостей нефти и воды, геологическая неоднородность продуктивного пласта, размеры водонефтяных зон и т.д.

Характер внедрения нагнетаемой внутриконтурно воды в однопластовом ОР зависит от соотношения вязкостей нефти и закачиваемой воды и степени неоднородности его фильтрационных свойств по толщине и по площади.

Методы контроля:

- гидрохимический метод - основан на наблюдениях за химическим составом попутных вод, которые проводятся в комплексе и одновременно с контролем обводненности продукции скважин;

- промыслово-геофизические методы (электрометрия, радиометрия).

14. Контроль за выработкой запасов

- учет количества продукции и объема закачки воды

- изучение перемещения ВНК и ГНК

- изучение полноты выработки продуктивных пластов (охват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдача, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта).

Информацию получают в результате промысловых и геофизических исследований.

15. Задачи контроля за заводнением

- установление на определнную дату (обычно на начало каждого года) положения границ той части залежи, из которой нефть вытесняется водой, т.е. определение текущего положения ВНК, контуров нефтеносности и разделов между закачиваемой водой и нефтью;

- определение скорости перемещения воды в пластах;

- определение коэф-та нефтеизвлечения в заводненном объеме.

16. Регулирование процесса разработки нефтяных и газовых залежей

Регулирование разработки залежей нефти и газа - управление процессом извлечения УВ с помощью комплекса различных технологических и технических решений. Регулирование заключается в целенаправленном изменении направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, в создании благоприятных условий для дренирования запасов. Оно осуществляется на протяжении всего периода разработки залежи.

Цель регулирования:

- необходимо обеспечить предусмотренную проектным документом динамику добычи УВ по ОР;

- достижение по залежи проектного коэф-та извлечения нефти;

- всемерное улучшение экономических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеотдачи отбора попутной воды и др.

Методы регулирования:

- регулирование через пробуренные скважины буз существенного изменения принятой системы разработки;

- регулирование с изменением системы разработки (уплотнение сетки скважин, разукрупнение объектов разработки, изменение вида заводнения и др.).

17. Методы регулирование процесса разработки без изменения системы разработки нефтяных и газовых залежей

- оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфорации пластов ОР

При обосновании интервала перфорации исходят из того, что для повышения охвата нефтяной залежи разработкой желательно максимальное вскрытие перфорацией всей нефтенасыщенной толщины продуктивного разреза, а для продления безводного и безгазового периода работы скважины и ограничения отбора попутной воды оказывается целесообразно вскрывать только часть нефтенасыщенной толщины пласта.

- установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин

Установление оптимального режима работы добывающих скважин - необходимо обоснование норма отбора нефти из каждой добывающей скважины. Различают технические и технологические нормы отбора из добывающих скважин. Техническая норма отбора - максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он ограничен по сравнению с технологической нормой. Технологическая норма отбора - максимально возможный дебит скважины, величина которого не ограничивается техническими возможностями, а зависит от принятой проектным документом динамики добычи по объекту в целом, принятого принципа регулирования, продуктивности пластов и т.п.

- изменение направления фильтрационных потоков жидкости в пластах

- воздействие на ПЗС (ГРП)

На процесс выработки запасов существенно влияет состояние ПЗС добывающих и нагнетательных. Поэтому целенаправленное изменение фильтрационных свойств в прискважинной зоне относится к эффективным средствам регулирования разработки.

Проводят выборочную дополнительную перфорацию и направленный ГРП менее проницаемых пород; повышают давление нагнетания воды, обеспечивающее приемистость ранее не принимавших воды малопроницаемых пластов; уменьшают приемистость высокопроницаемых пластов путем их частичной закупорки нагнетанием хим. реагентов, пен, воды с механическими добавками, загущенной воды; снижают забойное давление в добывающих скважинах, способствующее включению в работу малопродуктивных пластов; организовывают раздельную закачку воды в пласты с различной проницаемостью и раздельный отбор жидкости из этих пластов путем их разобщения с применением специального оборудования.

- применение ОРЗ и ОРЭ при многопластовом строении объекта

Оборудование для ОРЗ и ОРЭ позволяет с помощью пакера разобщать в стволе скважины два пласта и вести отбор или закачку каждого пласта по своей колонне НКТ.

- изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение полностью обводнившихся скважин и пластов

Цементирование обводненного интервала под давлением с установкой цементного стакана или моста. Применение полимердисперсных и гелеобразующих составов.

18. Методы регулирование процесса разработки с изменением системы разработки нефтяных и газовых залежей

- уплотнение сетки скважин на отдельных участках за счет предусмотренного в проектном документе резерва скважин, а иногда и за счет дополнительного их количества - используется при разработке линзовидных участков высокопроницаемых коллекторов

- приближение нагнетания к добывающим скважинам путем бурения новых нагнетательных скважин или переноса нагнетания с освоением под закачку некоторых обводненных скважин, организация очагового заводнения в дополнение к основной системе воздействия на пласт - используют в малопроницаемых участках пласта; при разработке удаленных от линий нагнетания участков площади

- изменение направления фильтрационных потоков и циклическое заводнение достигается за счет попеременного ограничения или прекращения закачки воды в группы нагнетательных скважин или с помощью разрезающих рядов, имеющих разные направления и др.

Наиболее эффективные для конкретных условий меры выбирают на основе уточненных представлений об особенностях геологического строения объекта и текущем состоянии его разработки.

В случае, когда меры по совершенствованию реализуемой системы разработки не могут обеспечить достаточное управление процессами, протекающими в пластах, необходимо провести коренное изменение системы разработки:

- повсеместное уплотнение сетки скважин

- разделение многопластового объекта на объекта с меньшей толщиной

- замена вида заводнения - переход от разрезания к площадному или избирательному заводнению

- значительное увеличение давления нагнетания воды и др.

19. Применение трассирующих индикаторов для изучения геологической неоднородности продуктивных пластов

Метод трассерных исследований предназначен для детального изучения неоднородности межскважинного пространства. Он основан на введении в нагнетаемые или пластовые флюиды специального индикатора, позволяющего контролировать перемещение пластовых и закачиваемых флюидов по пласту в различных направлениях. В пределах изучаемой залежи выделяется участок, включающий в себя одну нагнетательную скважину (источник индикатора) и группу добывающих скважин (приемники индикатора). Введ?нный через нагнетательную скважину в пласт-коллектор индикатор с течением времени перемещается к добывающим скважинам, на устье которых через установленные промежутки времени производится отбор проб добываемой продукции. В пробах производится количественное определение содержания индикатора. По результатам замеров концентрации индикатора по каждой добывающей скважине строится зависимость «концентрация индикатора - время». Указанная зависимость является первичным материалом для последующей обработки и интерпретации. Вид этой зависимости отражает как различные типы обводнения так и особенности геологического строения исследуемого пласта. Поэтому первоначально по данным замеров концентрации индикатора в пробах производится построение графиков зависимостей «концентрация индикатора - время» для каждой добывающей скважины, включенной в исследование. Затем все зависимости совмещаются на одном графике (такое совмещение допустимо, поскольку согласно методике исследований используется единый источник индикатора). Затем проводят сравнительный анализ характеристик добывающих скважин, который включает в себя сопоставление пластовых давлений, дебитов воды, толщин пласта, обводн?нности продукции, расстояний между нагнетательной и добывающими скважинами. В качестве трассирующего индикатора используют водорастворимые, экологически чистые, тринатрийфосфат, роданистый аммоний, эозин, уранин.



20. Изучение геологической неоднородности пласта с помощью глубинного дебитометрирования

В результате исследований получают график, по которому можно выделить более проницаемые пласты и менее проницаемые на основании дебита из этих интервалов - чем выше дебит тем выше проницаемость.

В скважину спускают дебитомер и медленно его поднимают. В процессе подъема происходит фиксация частоты вращения вертушки (которая меняется в зависимости от скорости потока).

Профиль притока в добывающей скважине по данным исследования глубинным дебитомером

Размещено на Allbest.ru

...