1. Совершенствование кумулятивной перфорации. Плотность перфорации. Перфорационные жидкости

• Название: 1. Совершенствование кумулятивной перфорации. Плотность перфорации. Перфорационные жидкости
• Дата: 23.01.2022
• Размер: 110.81 Kb.
• Имя файла: Baza_SDN.docx
• Тип: Документы; #339597
• страница: 4 из 4

27.Технологии выработки запасов нефти с учетом структуры запасов нефти

С учетом многопластовости, высокой неоднородности объекта разработки и степени выработки запасов нефти дальнейшие работы по совершенствованию разработки месторождения должны планироваться с учетом и в зависимости от структуры текущих запасов нефти по группам коллекторов.

Пластовое давление является одним из основных параметров контроля за состоянием разработки пластов, залежей, объектов и определяющим при эксплуатации скважин, а также наиболее часто (раз в квартал) измеряемым параметром по всему фонду скважин. От точности определения пластового давления во многом зависит эффективность эксплуатации скважин.

Для определения пластового давления по отдельным пластам была использована следующая методика:

1. Строятся литологические карты пластов с нанесением местоположения скважин по каждому пласту.

2. Заносятся пластовые давления на дату построения карты изобар по скважинам, вскрывшим только данный пласт.

3. Заносятся давления, определенные по результатам ОПК.

Сравнительный анализ пластовых давлений, полученных по ОПК и замерам глубинным манометром, показал, что замеры датчика давления ОПК существенно отличаются (в сторону завышения) от замеров глубинным манометром.

В результате проведенного корреляционного анализа была установлена зависимость, которая выражается эмпирической формулой:

Рпл = 1,52 + 83,5 Р'пл /100, (25.10)

где Р'пл – пластовое давление по ОПК, МПа.

4. Заносятся давления по скважинам, где перфорацией вскрыты несколько пластов, но по данным дебитометрии (расходометрии) в разработке участвует только этот пласт. В случае отсутствия притока (приемистости) по данному пласту пластовое давление не учитывается.

5. Заносятся пластовые давления, рассчитанные по снятым профилям температуры.

Предложенная методика построения карт изобар по пластам в условиях многопластового месторождения позволяетосуществлять оперативный контроль за текущим состоянием разработки отдельных пластов и объекта в целом.

28.Оптимизация пластового и забойного давлений в процессе разработки высокопродуктивных коллекторов

Оптимизация пластового давления:

должна быть направлена на достижение начального Рпл по всем пластам, такого результата можно достигнуть только при создании соответствующей системы заводнения по слабопроницаемым коллекторам и отдельным песчаным линзам, вскрытым 1-3 скважинами.

Оптимизация забойного давления:

Рациональное - в пределах 7,2-8,5 МПа, в среднем 7,9 Мпа

Предельно допустимое — в пределах 3,5-5,8 МПа, в среднем - 4,65 Мпа

Величина оптимального давления нагнетания при разработке высокопродуктивных коллекторов

-принимается равным эффективному Ру НС, когда подключаются в работу все неперфорированные пласты

-При наличии в разрезе скважины других неперфорированных или залитых пластов определяется предельно допустимое давление на забое НС исходя из условий сохранения целостности цементного кольца между пластами заводнения и неперфорированными пластами с учетом потерь давления в трубах

29. Величина оптимального давления нагнетания при разработке высокопродуктивных коллекторов

-принимается равным эффективномуРу НС, когда подключаются в работу все неперфорированные пласты

-При наличии в разрезе скважины других неперфорированных или залитых пластов определяется предельно допустимое давление на забое НС исходя из условий сохранения целостности цементного кольца между пластами заводнения и неперфорированными пластами с учетом потерь давления в трубах

-Максимально допустимое давление на 1 м высоты цементного кольца для горизонта Д1 равно 2,5 Мпа

Определение объемного расхода нагнетаемой воды

Количество нагнетаемой в пласт воды

- определяется для каждого участка или месторождения специальными расчетами

Для предварительных расчетов принимают:

- при площадном заводнении 1,5—2,0 м³ на 1 т добываемой нефти

- при законтурном заводнении — 2,0—2,5 м³ на 1 т добываемой нефти

Давление на линии нагнетания

- Осредненное давление на забоях НС ряда, которое определяет среднюю репрессию



Давление на линии отбора

о средненное забойное давление на забоях ДС ряда, определяющее среднюю депрессию ∆Р между линией нагнетания и линией отбора

Расход нагнетаемой воды по участку

- q_нагн средняя приемистость НС

- Q_нагн расход нагнетаемой воды для всех скважин залежи (участка)

-Дебит НС находят г\д расчетами всей системы добывающих и нагнетательных скважин или приближенно по формуле радиального притока, преобразованной для репрессии

Давление нагнетания и дебиты должны находиться в технически осуществимых пределах и не должны превышать возможностей технологического оборудования

30.Интенсификация выработки запасов нефти из заводненных коллекторов и водонефтяных зон

значительную часть составляют запасы пластов ВНЗ

-Практическую значимость приобретает анализ

1)возможностей повышения эффективности выработки таких запасов нефти

2)влияния соотношения перфорированной толщины к нефтенасыщенной на обводненность добываемой продукции и на степень извлечения запасов нефти

Бурение горизонтальных стволов из существующих вертикальных скважин на поздней стадии разработки является одним из самых эффективных ГТМ, позволяющих увеличить на порядок дебиты скважин и коэффициент извлечения нефти за счет увеличения охвата пластов воздействием.

2. Профиль горизонтальных стволов проектируется с учетом профиля вертикальной скважины, геологического строения, коллекторских свойств пластов и состояния выработки запасов нефти на участке их бурения.

3. Процесс проводки горизонтальных стволов должен сопровождаться непрерывной достоверной информацией о траектории их бурения и геолого-физических свойствах проходимых пород.

4. Используемый в процессе бурения раствор должен обеспечить сохранение коллекторских свойств и воспрепятствовать разбуханию глинистых частиц вскрываемого разреза.

Совершенствование технологии разработки водонефтяных зон

Признаками усовершенствованной технологии являются:

1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины.

2. Отбор продукции через добывающие скважины.

3. Создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта.

4. Поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин.

5. Выбор под отбор нефти добывающих скважин, имеющих повышенные гипсометрические отметки пласта.

6. Вторичное вскрытие кровельной части продуктивного пласта в этих скважинах

31.Совершенствование технологии разработки водонефтяных зон

Признаками усовершенствованной технологии являются:

1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины.

2. Отбор продукции через добывающие скважины.

3. Создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта.

4. Поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин.

5. Выбор под отбор нефти добывающих скважин, имеющих повышенные гипсометрические отметки пласта.

6. Вторичное вскрытие кровельной части продуктивного пласта в этих скважинах

Приведенный в раздел анализ теоретических и экспериментальных исследований, промыслового опыта и существующих технологий оптимизации разработки водонефтяных зон позволяет сделать следующие выводы.

1. Накопленный опыт разработки нефтяных месторождений с водонефтяными зонами показывает, что залежи с ВНЗ обычно характеризуются менее привлекательными технико-экономическими показателями разработки. Такие объекты разработки отличаются значительной обводненностью добываемой продукции, пониженными величинами коэффициентов извлечения нефти, длительным сроком окупаемости затрат в связи с низкими значениями накопленных объемов добытой нефти по скважинам.

2. Задача оптимизации разработки водоплавающих залежей является многокритериальной, так как полнота и интенсивность выработки запасов из ВНЗ обусловлена рядом взаимосвязанных геологических, технических и технологических

факторов.

3. Ряд оптимизационных и технологических задач, связанных с особенностями разработки обширных водонефтяных зон площадного развития и малой нефтенасыщенной толщины, технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов, подстилаемых водой, установления режимов отбора нефти и технологии их осуществления, разработки и испытания новых технологий отбора в добывающих скважинах, требуют дальнейшего совершенствования и развития.

4. Механизм физико-химических процессов, протекающих в коллекторе при разработке водонефтяных зон и динамики изменения водонефтяного контакта во времени изучен не достаточно полно, в особенности процесс моделирования вскрытия пласта перфорацией.

конус воды является нежелательными, так как:

· если осуществляется добыча нефти при критических дебитах, то такие дебиты часто оказываются малыми и даже нерентабельными, в случае эксплуатации скважин при сверхкритических дебитах происходит нарастающее обводнение добываемой продукции. В результате обводнения быстро достигается уровень нерентабельности дебита по нефти, что снижает конечное значение нефтеотдачи пласта. Поэтому исследования, направленные на подавление конусообразования подошвенных вод, продолжают оставаться актуальными.

В настоящее время существует ряд различных технологий ограничения притока воды, некоторые из которых подробно рассмотрены ниже.

- Изоляция притока подошвенных вод путем применения специальных составов и регулирования разработки;

- Способы оптимизации разработки водонефтяных зон изменением интервалов перфорации флюидосодержащих коллекторов;

- Повышение эффективности разработки ВНЗ технологией бурения и обустройства скважин;

- Комплексные технологии водоизоляционных работ на обводненном фонде скважин;

32.Вовлечение в активную разработку запасов нефти в глинистых и слабопроницаемых коллекторах

Проблема ввода в активную разработку запасов нефти слабопроницаемых коллекторов – одна из основных задач поздней стадии по стабилизации текущей добычи нефти и увеличению конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Анализу геологического строения залежей со слабопроницаемыми коллекторами, изучению их коллекторских свойств и возможных способов ввода в разработку запасов нефти посвящены работы многих авторов.

К группе слабопроницаемых коллекторов горизонтов Д0 и Д1 Ромашкинского месторождения относятся пласты с абсолютной проницаемостью по воздуху от 0,03 до 0,1 мкм2. Нижние пределы кондиционных значений параметров: пористость – 12,6 %, нефтенасыщенность – 0,5 %, нефтенасыщенная толщина – 1,0 м.

Для ввода в разработку пластов с проницаемостью от 0,03 до 0,1 мкм2 рекомендуется плотность сетки скважин 12 – 16 га/скв., а давление на устье нагнетательных скважин должно составлять 20 – 25 МПа (с учетом достижения увеличения приемистости при забойном давлении 0,9 от горного и более), использование в качестве вытесняющего агента воды с минерализацией не менее 60 г/л с содержанием взвешенных частиц и органических веществ не более 10 и 15 мг/л соответственно.

В слабопроницаемых коллекторах терригенного девона содержатся значительные запасы нефти: Ромашкинское месторождение – 15,6 %; Ново-Елховское – 23,2 %; Бавлинское – 8,6 % от текущих балансовых запасов (ТБЗ) месторождений. Причем в структуре запасов нефти их доля ежегодно увеличивается. В связи с этим детализация геологического строения отдельных площадей и залежей, вопросы выработки запасов нефти слабопроницаемых коллекторов – одно из приоритетных направлений разработки месторождений в поздней стадии.

33.Особенности распространения слабопроницаемых коллекторов различных площадей Ромашкинского месторождения

Извлекаемые запасы нефти шести площадей (Абдрахмановская, Южно – Ромашкинская, Миннибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Сармановская) составляют 49,2 % от запасов слабопроницаемых коллекторов Ромашкинского месторождения. При этом 56,3 % от балансовых запасов нефти этих площадей содержатся в пластах с толщиной от 2,0 до 3,0 м.

Балансовые запасы нефти небольших песчаных линз, вскрытых единичными скважинами и отнесенных к группе малопродуктивных, сосредоточены в центральных площадях, а 8 площадей (Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская, Западно-Лениногорская, Зай-Каратайская, Миннибаевская, Восточно-Сулеевская, Алькеевская, Восточно – Лениногорская) с запасами нефти более 5 млн т содержат 61 % всех запасов данной категории.
34.Факторы, влияющие на интенсивность выработки запасов нефти слабопроницаемых коллекторов

Анализ экспериментальных работ и исследования по оценке возможности разработки запасов нефти слабопроницаемых коллекторовРомашкинского месторождения выполнены многими авторами. На основании их можно выделить следующие факторы, оказывающие существенное влияние на интенсивность выработки запасов нефти слабопроницаемых коллекторов:

· геологическое строение, коллекторские свойства слабопроницаемых пластов;

· выделение самостоятельного эксплуатационного объекта;

· плотность сетки скважин;

· организация заводнения;

· закачиваемый агент;

· внедрение МУН.

35.Состояние выработки и остаточные запасы нефти слабопроницаемых коллекторов

Согласно принятой в настоящее время классификации в слабопроницаемых коллекторах, к которым отнесены коллекторы с проницаемостью 0,03 – 0,1 мкм и коллекторы с проницаемостью более 0,1 мкм², но с объемной глинистостью более 2 %, только на Абдрахмановской площади сосредоточено 76,4 млн т балансовых и 21,404 млн т извлекаемых запасов нефти. Темп отбора нефти от ТИЗ за 1994 г. составил 0,371 %.

На основании анализа состояния разработки отдельных площадей Ромашкинского месторождения немалая часть извлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в слабопроницаемых коллекторах, выведена в категорию забалансовых. Так, например, по Абдрахмановской площади согласно 4,3 % от

НИЗ или 7,7% от НБЗ, нефти сосредоточены в коллекторах 3 группы и 7,6% отНИЗ или 8,1% от НБЗ, нефти сосредоточены в песчаных пластах 2 группы.

На основании многочисленных исследований показано, что главными факторами геолого-промыслового характера, являющимися причиной низких темпов выработки запасов слабопроницаемых коллекторов, могут быть:

·Недостаточная детальная изученность состава и петрофизических свойств пород слабопроницаемых коллекторов.

· Высокая расчлененность объекта разработки.

· Объединение в один объект разработки высокопроницаемых и слабопроницаемых коллекторов.

· Низкая плотность сетки скважин.

· Сложность освоения под нагнетание воды новых скважин.

· Низкое давление нагнетания.

· Плохое качество подготовки воды для заводненияслабопроницаемых

коллекторов.

К группе слабопроницаемых коллекторов горизонтов Д0 и Д1 Ромашкинского месторождения относятся пласты с абсолютной проницаемостью по воздуху от 0,03 до 0,1 мкм2. Нижние пределы кондиционных значений параметров: пористость – 12,6 %, нефтенасыщенность – 0,5 %, нефтенасыщенная толщина – 1,0 м.

Для ввода в разработку пластов с проницаемостью от 0,03 до 0,1 мкм² рекомендуется плотность сетки скважин 12 – 16 га/скв., а давление на устье нагнетательных скважин должно составлять 20 – 25 МПа (с учетом достижения увеличения приемистости при забойном давлении 0,9 от горного и более), использование в качестве вытесняющего агента воды с минерализацией не менее 60 г/л с содержанием взвешенных частиц и органических веществ не более 10 и 15 мг/л соответственно.

В слабопроницаемых коллекторах терригенного девона содержатся значительные запасы нефти: Ромашкинское месторождение – 15,6 %; Ново-Елховское – 23,2 %; Бавлинское – 8,6 % от текущих балансовых запасов (ТБЗ) месторождений. Причем в структуре запасов нефти их доля ежегодно увеличивается. В связи с этим детализация геологического строения отдельных площадей и залежей, вопросы выработки запасов нефти слабопроницаемых коллекторов – одно из приоритетных направлений разработки месторождений в поздней стадии.

36.Методы вовлечения в разработку запасов нефти слабопроницаемых коллекторов

Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. Задача решается следующей совокупностью операций. На залежи размещают скважины по площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин. Такая система позволяет достичь наиболее полного охвата залежи воздействием по площади. Плотность сетки скважин назначают из условия пропорциональности потенциальной продуктивности коллектора. На основании информации о геологическом строении, коллекторских свойствах пласта, полученных по результатам исследований разведочных скважин и пробуренных ранее рабочих скважин, строят карту равной потенциальной продуктивности пласта. Для этого определяют такие показатели, как дебит, пластовое и забойное давления на скважинах и пр. Исходя из критерия необходимой плотности сетки скважин, для различных групп коллекторов зависимость изменения плотности сетки скважин от коэффициента продуктивности определяют по эмпирической формуле.