1. Назначение систем поддержания пластового давления
 Скачать 0.88 Mb.
|
|
9.Основные виды внутриконтурного заводнения При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения: блоковое заводнение; барьерное заводнение; разрезание на отдельные блоки самост-ной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное заводнение. Блоковое заводнение- рядами нагнетающих скважин залежь разбивается на блоки. Обычно ряды ряды нагнетательных скважин располагаются в крест простирания структуры. Ширина блоков 3-4 км. Внутри блоков располагаются ряды добывающих скважин. Кол-во рядов может быть три, пять, семь. Обычно семи и более рядные системы применяются редко из-за сложности компенсации отбора нефти , закачкой воды в центральных рядах , которые наз-ся стягивающие. Блоковое заводнение применяют преимущественно на крупных месторождениях.Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое заводнение часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала разработки применяют в основном блоковое заводнение.Модификация блочно-замкнутой системы –когда блоки замыкаются нагнетательными скважинами со всех сторон. Кроме того из числа рядных применяются еще однорядные системы, т.е. ряд нагнетательных скважин и ряд добывающих. Сводовое заводнение . При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное. Осевое заводнение-предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части. Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади. Центральное заводнение как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин). Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение месторождения и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. Нагнетательные скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выраженной неоднородностью пластов, на небольших залежах, сложного геологического строения. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Месторождение буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД.Барьерное. На месторождениях с газовой шапкой нагнетательные скважины располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной. Что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ). Рис. Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами). Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение применяют на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.Заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти. 55.Коэффициент охвата. Методы определения Kохв. Влияние на КИН. Под текущим коэффициентом извлечения нефти понимают отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. Факторы, влияющие на полноту извлечения нефти на объектах разработки (конечный КИН): 1. Геологические - ФЕС пластов (пористость, проницаемость, насыщенность, гидрофильность или гидрофобность пластов, нефтенасыщенность) и их распространение по площади коллектора. Литологическое строение пластов (слоистая и зональная неоднородность коллектора, трещинноватось, наличие разрывных нарушений и зон выклинивания коллектора) 2. Технологические Размещение добывающих и нагнетательных скважин и режимы их работы, использование методов интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов. Диапазон значений КИН для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки). Как показал опыт проектирования, анализа разработки нефтяных месторождений, заложенные КИН конечный и текущий по нефтяным и нефтегазовым месторождениям ЗС и не только не оправдались. Это происходит по причинам: 1. Начальные контуры залежи обычно больше, чем после доразведки. Также существуют выклинивания пластов. Многие пропластки не являются коллекторами и поэтому количество извлекаемых запасов снижается. Т.о. снижается и КИН. Как показал опыт, каждый проектный документ, уточняющий КИН конечный обычно в этом случае работает на понижение. Если первоначальный КИН был заложен 0,6, в последующем он снижался на 20%. По нефтяным месторождениям КИН конечный может колебаться в диапазоне от 0,25 до 0,5. первоначально заложенный по таким месторождениям составляли 0,35-0,65. По нефтегазовым месторождениям эта цифра на 10-15% ниже. Пример: Самотлор- первоначальный КИН 0,654, то на середину 90-х годов, он составляет менее 0,5. 28.Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений. На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие. 1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин. 2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ. 3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания. 4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки. 5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят: 1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов; 2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки. Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы направленного изменения фильтрационных потоков, используемые при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих лекций настоящего курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи нефти.Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях. Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до месяцев.Периодическое изменение режимов работы скважин и текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещинах.В цикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта.Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков пласта гидрофильные, что часто бывает, то в них преимущественно проникает вода, вытесняя нефть.В цикле снижения давления вода удерживается капиллярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает в высокопроницаемые пропластки и трещины, поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи пласта.Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими.Проведение указанных мероприятий по регулированию разработки нефтяных месторождений связано с дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и капитальными затратами.Если приведенные затраты на регулирование разработки месторождения находятся в пределах 10 – 20 % от суммарных приведенных затрат и если эти затраты не возрастают с течением времени, а процесс разработки удовлетворяет задаче оптимального развития — добычи нефти в стране в целом, то ориентировочно можно считать, что в дальнейшем разработку следует продолжать по принятому проектному документу. В противных случаях ставится вопрос о подготовке нового проектного решения о разработке месторождения. 18.Технология и назначение форсированных отборов нефти Форсированный отбор жидкости Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Р3). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Р3 При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Применение методов форсированного отбора жидкости из скважин и резкое увеличение обводненности нефти позволяют более быстро нейтрализовать эффект увеличения вязкости водонефтяной смеси в процессе ее транспортирования по промысловым коммуникациям, а также повысить температуру потока и снизить общую стойкость эмульсии в связи с распределением природных эмульгаторов по поверхности большего числа глобул и уменьшением расстояния между ними. Одновременно с этим появляется необходимость очистки и утилизации большего объема пластовых вод и расширения очистных сооружений 20.Методика определения технологической эффективности ГТМ. Определение эффективности каких-либо ГТМ производится по объему дополнительно добытой нефти, то есть чем больше дополнительно добыто нефти, тем эффективнее проведенный ГТМ. Оценка производится по увеличению добычи нефти и продолжительности эффекта. Под продолжительностью эффекта понимают временной интервал с момента увеличения дебита скважины по нефти до момента его восстановления до первоначального значения. Объем дополнительно добытой нефти определяют как произведение продолжительности эффекта на величину увеличения дебита. Также оценка дополнительной добытой нефти производится по графикам, определяя площади под графиком, соответствующую возросшему дебиту скважины по нефти. 21.Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами. Особенностью многих разрабатываемых пластов Западно-Сибирской нефтяной провинции является слабая нефтенасыщеность пласта, низкая проницаемость, и большая расчлененность и неоднородность. С этими факторами связаны следующие затруднения в разработке: Проблема получения промышленного притока из пласта, отсутствует период фонтанирования, добыча сначала и до конца разработки механизированная. Вторая проблема связана с подготовкой скважиной продукции. Уже в первые месяцы эксплуатации, скважины дают обводненную продукцию (20-30%), а это влечет дополнительные расходы на подготовку. Трудности с выходом на проектный уровень нефтеотдачи,- необходимость применения густых сеток скважин и площадных систем заводнения, ГТМ в значительных объемах. Низкая начальная нефтенасыщеность, заранее обуславливает низкую потенциальную нефтеотдачу. Также необходимо качественное вскрытие продуктивного горизонта при бурении, в следствии того, что недонасыщенный коллектор начинает интенсивно насыщаться влагой бурового раствора, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти в ПЗП. Много добывают балластной воды. В результате получают конечный КИН около 0,25-0,3. Все эти факторы ведут к увеличению себестоимости извлекаемой нефти. Примером данных явлений на месторождениях Западной Сибири служат Юрские отложения и отложения Ачимовской толщи. 22.Технология и область применения барьерного заводнения. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов. Барьерное заводнение применяют при: V газ.шапки> либо = V резервуара, насыщ-го УВ. 23.Особенности геологического строения разработки нефтегазовых залежей. Особенностью является то, что при донных начальных пластовых термобарических состояниях, система находится в перенасыщенном состоянии. Разница в начальных пластовых давлениях в разных точках пласта месторождения различается на 5-12%. В фонтанном фонде скважин осложнение- прорыв газа в систему сбора (приводит к увеличению давления в системе сбора с 15 атм до 40-60 атм) сопровождающиеся большими вибрациями, в механизированном фонде скважин – срыв подачи. В контактных зонах на границах ГНК, благодаря отсечению газовой шапки от нефтяной перемычки 1,5-2 метра создавались условия реализации практически тех же режимов, что и в нефтяных залежах, только с осложнениями вязкостной характеристики и дебитов. Отсюда нефтегазовые залежи сложного строения требуют выделения так называемых частных технологий даже в пределах одних и тех же объектов. Пример – Лянтор, в пределах этого месторождения выделено 4 обьекта. Осложнения – опережение выработки газа из газовой шапки. Применяют барьерное заводнение. по условиям насыщения зоны (части) в НГЗ В НГЗ могут быть выделены: ПГЗ - подгазовая зона в пределах внешнего контура газоносности; ЧНЗ - чисто нефтяная зона между внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности; ВНЗ - водонефтяная зона между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Особенности разработки обусловлены: 1.фазовым состоянием системы при начальных пластовых условиях (система перенасыщена газом) 2.геологические литофациальные особенности НГЗ (неоднородности, глинизация и опсчанивание разрезов ОЭ) Перечисленные факторы определяют ряд особенностей разработки НГЗ : т.к. АР = Рплнач - Рнас = 5 -10 ат, скважины работают при Pзаб < Рнас; вокруг каждой добывающей скважины развиваются зоны разгазирования (происходит движение газонефтяной системы со снижением фазовой проницаемости по нефти); отмечаются повышенные газовые факторы нефти; происходит вытеснение газированной нефти водой; в подгазовой зоне (ПГЗ) вскрытие пласта перфорацией предусматривает отступление от ГНК на 4-5 метров для предупреждения прорыва верхнего газа; при прорыве воды (законтурной, подошвенной или закачиваемой) происходит трехфазная фильтрация со всеми отрицательными последствиями; конечная нефтеотдача в НГЗ при прочих равных условиях на 10-15 % ниже, чем в чисто нефтяных залежах; глубинно-насосное оборудование работает в более неблагоприятных условиях по сравнению с нефтяными залежами. Интервалы перфорации требуют тщательного анализа характера послойной неоднородности пласта. Местоположение ГНК и ВНК может обеспечить многообразие типов НГЗ (до 12 по Самарцеву) 56.Коэффициент вытеснения. Методы определения Kвыт. Влияние на КИН. Коэффициент вытеснения  -это отношение кол-ва нефти вытесненной из пласта при длительной интенсивной промывке к начальному кол-ву нефти в этом же объеме пласта , зависит от св-в вытесняющего агента и характеризует долю подвижных запасов в пласте. Квыт=Vвыт/ Vнач.о. Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от: Минералогического состава и микроструктуры гор.пород. Отношения вязкости нефти к вязкости воды. Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил Скорости вытеснения нефти водой Коэффициент вытеснения не зависит от количества прокачанного вытесняющего агента, он реализуется в пределах охваченного вытеснением объема нефтяных пластов. Коэффициент вытеснения соответствует коэффициенту нефтеотдачи, определяемому в лабораторных условиях на образцах керна или моделях при достаточно большой ( теоретически неограниченно большой) прокачке вытесняющего агента, когда коэффициент охвата вытеснением становится равным единице 57.Коэффициент заводнения. Методы определения Kзав. Влияние на КИН. Коэффициент заводнения  -это отношение накопленной добычи нефти к дренируемым запасам. Характеризует ту часть дренируемых запасов, которую возможно добыть. Коэффициент заводнения, в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.Коэффициент заводнения проще, чем другие коэффициенты-сомножители, определить по фактическим данным по добывающим скважинам, безаварийно достигшим высокой обводненности. По ним по соотношению возможного конечного накопленного отбора нефти и начального безводного накопленного отбора нефти определяют расчетную послойную неоднородность, а по соотношению разностей коэффициентов продуктивности ( текущего по жидкости и текущего по нефти, начального и текущего по нефти) определяют коэффициент различия физических свойств. По полученным параметрам и заданным значениям предельной обводненности можно легко рассчитать значения коэффициента заводнения |