Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА 4. ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА ПЛАСТОВ ВОЗДЕЙСТВИЕМ И ПОВЫШЕНИЯ ИХ НЕФТЕОТДАЧИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ
4.1. Методы упруговолнового воздействия на пласт
Гидродинамические и физико-химические методы повышения нефтеотдачи основываются на вытеснении нефти технологическими жидкостями из продуктивного пласта. Однако значительная часть нефтесодержащих пропластков в коллекторе представлена слабопроницаемыми породами, закачивание в них воды или другой жидкости затруднительно, что приводит к потере большей части балансовых запасов в недрах. Объективной необходимостью для извлечения нефти из таких объектов является применение иных принципов воздействия, чем это происходит при заводнении или применении физико-химических методов.
Для решения проблемы повышения охвата низкопродуктивных и слабопроницаемых пластов воздействием разработан ряд физических методов ГШП. Увеличение притока нефти при применении данных методов ПНП происходит вследствие улучшения коллек-торских свойств пород или реологических свойств нефти, в некоторых случаях оба эти фактора проявляются одновременно, обеспечивая тем самым комплексность воздействия на продуктивный пласт (рис. 4.1). К этим методам относятся воздействие упругими волнами, электрическими и магнитными полями, тепловое воздействие, гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных и боковых скважин, обработка призабойной зоны свабированием и ряд других методов.
Повышение охвата пластов при упруговолновом воздействии на продуктивные пласты происходит благодаря разогреву нагнетаемой в пласт воды или извлекаемой из пласта нефти, снижением вязкости жидкости и ее турбулизацией в порах, ультразвуковым капиллярным эффектом, улучшением смачиваемости, диспергированием и эмульгированием примесей. Кроме того, очень сильным фактором, приводящим к увеличению охвата пластов является перистальтический эффект, т. е. транспорт жидкости, вызываемой бе-гУЩей по стенкам фильтрационных каналов упругой волной. Про-
375

Физические методы ПНП
Комплексного действия
***** ^-^ ^--•^ 1 --~~. ^^ *--*.
о я К 3
II N ?>0 «действие сгрическш агнитным полями ювые мето
Cfl S 2 И
5, S S В
Увеличения охвата воздействием
Рис 4.1. Физические методы повышения нефтеотдачи пластов
дольные колебания стенок поровых каналов вызывают перенос внутрипоровой жидкости в направлении движения волн [305], и чем меньше диаметр капилляра, тем перистальтический эффект значительнее. В связи с этим упруговолновые методы являются наиболее эффективными методами повышения охвата пластов воздействием в низкопроницаемых пропластках неоднородных пластов.
Пользуясь установившейся терминологией, методы упруговол-нового воздействия можно разделить: на акустические (ультразвуковые [306, 307] и звуковые [308]), гидравлические с использованием волн давления [309], ударно-волновые [310, 311] и вибросейсмические [312]. В основе их действия лежат близкие механизмы влияния на среды, отличающиеся скоростью протекания процессов, зависящих от частоты и амплитуды колебаний.
С помощью акустических методов можно воздействовать в основном только на призабойную зону скважины. Радиус действия звуковых, ударных волн и волн давления значительно больше и составляет порядка десятков и сотен метров от скважины. Вибросейсмический метод позволяет воздействовать не только на все месторождения в целом по площади и разрезу, но и на группу месторождений в радиусе от 3 до 30 км и, возможно, более [312].
Строго говоря, вибросейсмическим методам, как и ударно-волновым, присущи более сложные механизмы воздействия на подземные формации, так как обычно используемые ими источники
376
колебаний генерируют не только продольные, но и поперечные волны существенно большей амплитуды, чем каждый из перечис-ленных выше методов. Однако генерация этими методами волн давления является важным фактором влияния на углеводородоот-дачу пластов [313].
В группу указанных волновых способов, отобранных по основному механизму воздействия на пласты, следует включить и способы, использующие механические вибрации [314], так как в конечном счете они приводят к возникновению в пластах упругих волн, а также дилатационно-вол нового воздействия [315].
При распространении акустического поля с частотой, большей характеристической, каждый элементарный объем насыщающей среды и скелета пласта совершает относительно друг друга колебательные движения около положения равновесия, которые сопровождаются периодическими изменениями плотностей и давлений. Оценка характера колебательных движений в пористой среде производится с помощью акустического числа Рейнольдса:
(4.1)
где УПИХ — амплитуда колебательной скорости, м; ю — частота колебаний, Гц; с0 — скорость распространения звука в пласте, м/с; р — плотность пластовых флюидов, кг/м3; ц — вязкость пластовых флюидов, мПа-с.
Внутрипоровое колебательное движение в зоне акустического воздействия носит турбулентный характер, вблизи скважины Re = 10,9 • 104, в пласте, на границе зоны акустического воздействия, Re = 1,5 • 104 , что приводит к многократному увеличению фазовых проницаемостей коллекторов в акустическом поле, связанной с деструкцией приповерхностного слоя жидкости за счет периодических колебаний скелета и флюида.
Результаты исследований фазовых проницаемостей насыпных песчаных образцов, насыщенных дистиллированной водой, керосином и смесью керосина с автолом в акустическом поле с частотой 50. ..80 кГц и интенсивностью 0,8. ..1,2 кВт/м2 свидетельствуют об увеличении проницаемостей образцов по керосину и его смеси с автолом до 30 %. В то же время водопроницаемость тех же образцов не изменялась [193].
Под действием акустического поля происходит перемещение Насыщающей среды относительно скелета пласта. Движение насы-Щающей среды относительно скелета коллектора в принятом диа-
377

пазоне частот происходит в поровых каналах диаметром меныце (1,4...6,4) • 10"5 м. В более широких каналах и трещинах движенца насыщающей среды относительно скелета не происходит [289].
Скорость и градиент давления стационарного направленного акустического течения относительно невелики. Однако на фоне относительно медленного поступательного течения, в зоне акустического воздействия, по-видимому, происходит и внутрипоровая кавитация которая обусловлена турбулентным колебательным движением.
Под кавитацией в жидкости имеются в виду образования в ней полостей разрывов с последующим их схлопыванием. В общих чертах элементарный акт кавитации в акустическом поле можно представить следующим образом. В фазе разряжения в жидкости образуется разрыв в виде полости, которая может быть заполнена паром жидкости или газом, если он был в этой полости или успел туда диффундировать при понижении давления.
В фазе схлопывания наблюдаются огромные локальные значения давления и температуры, приуроченные к полостям разрывов. Время существования этих высоких параметров чрезвычайно мало. Однако поскольку количество кавитационных полостей в зоне акустического воздействия может быть очень большим, интегральный эффект существования «горячих» точек с высоким давлением порождает химические реакции, люминесценцию, дегазацию и другие явления.
Исследования реологического поведения различных типов нефтей в акустическом поле показали, что "кажущаяся" динамическая вязкость обработанных образцов при малых скоростях деформации примерно на 20...25 % ниже необработанных. Отсюда следует, что в обработанных образцах образуется новая менее устойчивая пространственная структура, которая не восстанавливается при снижении скоростей деформации [316].
При распространении акустического поля в реальной среде часть энергии поля переходит в теплоту. Влияние акустического поля на тепло- и массоперенос в капиллярно-пористых средах установлено на основе ряда экспериментально обнаруженных явлений. К ним относятся увеличение эффективной теплопроводности сред, изменение условий фазовых переходов в системах нефть — газ и внутрипоровая конвекция [317] (рис. 4.2). В результате воздействия акустического поля наблюдается 1,5—2-кратное увеличение эффективной температуропроводности как в насыпных, так и в сцементированных образцах [318]. Наибольшее увеличение эффективной температуропроводности наблюдается в водонасыщенных
378
(О
i
of
I
\
Ф
0,2
0,5 1,0 1
Интенсивность поля, кВт/1\/
Рис. 4.2. Изменение давления насыщения нефти в акустическом поле
средах. Величина пористости также влияет на относительное увеличение температуропроводности — чем выше пористость, тем больше относительное увеличение эффективной температуропроводности.
Акустическое воздействие с целью очистки призабойной зоны скважин с различной частотой и мощностью в нефтяной промышленности используется уже длительное время.
Влияние акустического поля на обрабатывающий состав (следовательно, на все виды загрязнений в призабойной зоне пласта) заключается в возникновении в нем знакопеременных (сжатие — растяжение) быстропротекающих во времени высоких градиентов давления, величина которых достаточна для разрушения кольмати-рующих твердых и пристенных аномально-вязких структур в поро-вых каналах. Жесткие гидрофилизующие загрязнения отрываются от стенок каналов и переходят во взвешенное мелкодиспергированное состояние.
В общем случае акустическое воздействие может сочетаться практически с любыми средствами реагентного воздействия (соля-нокислотная обработка, глинокислотная обработка, применение ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений, растворителей, ПАВ, вязкоупругих смесей и др.), используемыми для очистки ствола и призабойной зоны пласта.
379
Большое значение для конкретных объектов имеет правильный подбор обрабатывающего состава, задавливаемого в призабойную зону пласта, где осуществляется перестрел пласта и в среде которого генерирует ультразвуковое излучение. В добывающих скважинах применяют обрабатывающие составы на углеводородной основе — растворы катионактивных ПАВ, анионактивных малорастворимых ПАВ или их синергетические смеси. В нагнетательных скважинах применяются водные растворы неионогенных ПАВ, растворимых анионактивных ПАВ или их смеси.
В Татарстане с 1997 г. для интенсификации притока нефти в добывающих скважинах применяют комплексные технологии, суть которых заключается в следующем: в зону продуктивного пласта закачивают химреагенты, в частности углеводородный раствор ПАВ, который частично залавливается в пласт. Под воздействием гидроударной волны, возникающей при открытии имплозионной камеры, происходят разрушение и очистка перфорационных каналов от рыхлых асфальтосмолистых отложений. После этого вся перфорированная толщина пласта подвергается акустическому воздействию в среде углеводородного раствора ПАВ с выделением тепла. Одновременно рекомендуется создание динамического режима путем повышения давления (продавка раствора ПАВ в пласт) с последующим резким сбрасыванием его (обратное движение раствора ПАВ из пласта в ствол скважины).
Рациональное сочетание методов реагентного и акустического воздействия в рамках комплексной технологии позволяет за счет компенсации недостатков одного метода преимуществами другого повысить эффективность их совместного использования в единых технологических схемах. Сочетание методов акустического и химического воздействий позволяют значительно увеличить промы-слово-технологическую эффективность работ по целенаправленному воздействию на систему скважина — пласт, особенно в условиях, неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам, структуре порового пространства и степени насыщения нефтегазоносных объектов. Гидроакустическая технология может ускорить в десятки и более раз химические реакции и тепло-массообменные процессы в пористых, жидких, газообразных и многофазных средах.
Основные преимущества такого сочетания заключаются в следующем [319]:
• обеспечивается возможность избирательного "сдвоенного" воздействия в заданных интервалах продуктивного разреза;
380
• активизируется процесс воздействия на продуктивные объекты и увеличивается радиус зоны его влияния, ускоряются физи-ко-химические процессы под влиянием высокочастотного акустического поля в пластах с различными фильтрационно-емкостным свойствам, составом, степенью их насыщения и кольматации;
• ускоряются процессы выноса кольматантов и продуктов химической реакции из прискважинной зоны; освоения пластов и скважин; повышения (восстановления) естественной проницаемости коллекторов и потенциальной продуктивности;
• выравниваются профили притока пластовой продукции и приема рабочих флюидов, а также ограничиваются локальные притоки воды в скважину в результате избирательного воздействия на различные интервалы продуктивного разреза.
Реализация комплексного метода в скважинах с использованием стандартной каротажной техники является весьма мобильным, технологичным и экономичным методом селективно-управляемого воздействия на систему скважина — призабойная зона пласта. В настоящее время объем его промышленного применения в скважинах различного назначения (нефтегазодобывающих в России и за рубежом (СНГ, Китай, США и др.) превышает тысячу скважин [319]. Результаты гидроакустического воздействия на призабойную зону малодебитных скважин в условиях Татарстана показали, что дебит нефти увеличивается на 150...300 % и более. По скважинам, обработанным комплексным методом, успешность составляет 100 %, а суммарный эффект превышает сумму эффектов от применения отдельных технологий [192].
К недостаткам технологии акустико-химического воздействия следует отнести то, что в ней регламентируется качественный и компонентный состав углеводородных растворителей — должно быть полное отсутствие водной фазы; необходимо содержание ароматических углеводородов, как наиболее мощных растворителей смол, асфальтенов и парафинов; отсутствие галогенсодержа-Щих углеводородов как вредных (особенно хлорпроизводных) для процессов подготовки и переработки нефтей.
На Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения были выполнены работы по сейсмоакустическому воздействию на пласты горизонта Дь при котором излучатель устанавливался против продуктивного пласта и передача осуществлялась через жидкость. Целями исследований были изучение возможности использования мето-
381
да для повышения коэффициента нефтеизвлечения, интенсификац добычи нефти и анализ технологической эффективности [65].
Сейсмоакустическое воздействие основано на использованы упругих волн. Как показано в работе [320], основные эффекты, в0^ пикающие при прохождении упругих волн через насыщенные по ристые среды [320]следующие:
— ускорение (до 1000 раз) гравитационной сегрегации нефти и воды;
— увеличение относительных фазовых проницаемостей ддя нефти с большей степенью, чем для воды;
— увеличение (в десятки раз) скорости и (до 3 раз) полноты капиллярного вытеснения нефти водой.
Такие эффекты возникают при больших интенсивностях воздействия, т. е. при больших акустических давлениях (103...104 Па). При этом возникает сейсмоакустическая эмиссия, сопровождаемая возникновением трещин, подвижек и изменением напряженного состояния пород, т. е. при длительном воздействии упругими колебаниями происходит накопление дефектов на неоднородных породах, которые под действием напряженного состояния приводят к образованию трещин и соответственно вызывают сейсмоакустиче-скую эмиссию [321].
Одновременно с процессом образования трещин в плотных ho-родах, согласно [322], сейсмоакустическое воздействие приводит к разрывам отдельных межзерновых контактов, облегчению переупаковки зерен и постепенному увеличению уплотнения.
Два важных фактора, играющих существенную роль в вопросе качественной оценки эффективности сейсмоакустического воздействия:
1. В процессе разработки пластов площади с поддержанием пластового давления, при освоении скважин под нагнетания воды, при обработках призабойных зон высоким давлением практически во всех нагнетательных скважинах происходит гидроразрыв пластов с образованием трещин. По результатам экспериментальных работ по Туймазинскому месторождению, отмечено повсеместное отсутствие приемистости жидкости пластом при давлении ниже давления раскрытия трещин и жидкость залавливалась в пласт только в открывающиеся трещины.
2. В процессе разработки в первую очередь вырабатываются и обводняются наиболее проницаемые пласты или прослои, а основной приток воды идет по трещинам. ,
382
n зависимости от интенсивности воздействия упругих колебаний
паст, состояния напряженности пород пластов в районе скважин
На стка воздействия будет происходить разуплотнение или уплотне-
У4 пТГ1ельных маленьких участков. Соответственно будет наблюдать-u0e о if*
увеличение или уменьшение дебитов отдельных скважин, возник-
С пение новых трещин на участках, не вовлеченных в разработку или
енее выработанных, чем окружающие пласты-коллекторы, что при-
одит к снижению обводненности, увеличению охвата выработкой и
увеличению коэффициента нефтеизвлечения [322].
Сейсмоакустическое воздействие (CAB) на пласты было осуществлено в 9 скважинах горизонта Д] Абдрахмановской площади (табл. 4.1).
Изучение влияния сейсмоакустического воздействия на сохранность эксплуатационной колонны и цементного камня выполнено на скв. 18976 Абдрахмановской площади. Оно подтвердило отсутствие отрицательного влияния сейсмоакустического воздействия на качество сцепления цемента с эксплуатационной колонной и породой.
Анализ технологической эффективности сейсмоакустического воздействия выполнен по опытным участкам скв. 9058, 18974, 18976, 13855, 14075, 23609, 3425д, 14017, 3400д, 14251, 23727, 3354д [65]. По участку скв. 9058 были рассмотрены 30 скважин, расположенных в радиусе 2000 м от нее. Эффективность применения сейсмоакуоти-ческого воздействия по участкам представлена в табл. 4.2
По участку были проанализированы показатели 37 добывающих скважин, расположенных в районе воздействия скв. 18974, 18976, 13855.
Эффективность сейсмоакустического воздействия по участку от различных факторов определялась сейсмической локацией бокового обзора [323]. Этот метод, основанный на свойствах трещин геосреды изменять энергию сейсмических волн и переизлучать рассеянные волны, которые в энергетическом отношении на 1—2 порядка ниже отраженной составляющей сейсмического волнового поля, позволяет изучать трехмерное распределение трещиноватости.
Результаты исследований методом сейсмической локацией бокового обзора по участку скв. 18974, представлены на рис. 4.3, а и б.
Выполненные в 1993 г. анализы контрольных проб нефти на обводненность по скважинам и измерения дебитов жидкости в них Дали следующие результаты. От применения сейсмоакустического воздействия в 3 скважинах (18974 и 18976, 13855) было получено
383
Таблица 4.1
Характеристика продуктивных пластов и скважин на которых осуществлялось CAB (горизонта Д,, Абдрахмановская площадь)
Скважина Тип скважин Перфорированные пласты Толщина пласта, м Дата проведения сейс-моакустического воздействия Продолжительность воздействия, ч Число импульсов
9058 Нагнетательная б! 2,8 29.03— 12.04.1993г. 196 12140
18974 Нагнетательная г3д 7,6 01.06. — 13.06.1993г. 176 12480
18976 Добывающая г3д 4,4 18.10. — 01.11.1993г. 188 18720
13855 Добывающая г,д 3,8 11.11. — 20.11.1993г. 95 8600
23727 Нагнетательная а 5 11.11.— 17.11.1994г. 114 9800
14251 Нагнетательная б, 3,2 18.11. — 24.11.1994г. 128 10140
14075 Добывающая б,+б2 4,4 03.12. — 12.12.1994г. 134 15400
23609 Добывающая гд 5,6 21.02. — 27.03.1995г. 280 105000
\ 3425 д Нагнетательная гд 4,8 — 132 | 50000 i
Таблица. 4.1 Эффективность сейсмоакустического воздействия на опытном участке Абдрахмановской площади.
Скважины воздействия Показатели работы участка Дополнительная добыча нефти, т 1 Продолжительность эффекта, мес
до воздействия после воздействия на 01.01.1996 г.
Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводненность, %
9058 1819,2 128,0 93,0 1626,2 117,7 92,8 1313,3 104,5 92,0 698,0 12
18974 2353,9 83,7 96,4 2405,8 86,8 96,4 2267,2 119,0 94,8 11710,0 Продолж.
18976 20,1 0,9 95,5 20,0 1,0 95,0 30,0 1,6 94,7 205,0 12
13855 8,2 0,3 96,3 14,9 2,6 82,6 10,0 0,3 97,0 245,0 12
14075 746,9 78,3 85,8 750,0 80,0 83,2 650,8 76,8 88,2 1082,0 12
23609 557,4 60,2 89,2 477,0 62,0 87,0 464,0 50,1 89,2 1864,0 9
3425л 275,0 39,6 85,5 295,0 41,9 85,8 295,0 41,9 85,8 772,0 8
14017 131,2 10,5 92,0 120,0 12,0 90,0 131,0 10,5 92,0 346,0 7
3400л 42,8 15,6 63,6 44,0 16,5 62,5 117,0 15,6 63,6 226,0 7
14251 280,0 42,0 85,0 260,0 42,7 83,6 284,0 42,9 84,9 174,0 13
23727 141,0 17,6 87,5 122,0 26,9 78,0 121,0 22,5 81,4 285,0 13
3354д 182,5 64,6 87,3 185,0 65,0 87,0 190,0 64,4 89,0 50,0 1
3333
331 332 и 18974 18978 а 13967
500
1400 -1500 -1550
2500
а
-600
-1500 3 -1600
-2500
Рис. 4.3. Вертикальный разрез поля энергии рассеянных волн через скв. 189/4 с юга на север опытного участка перед проведением (а) и после проведения
(б) соответственно:
I — разуплотнение, 2 — уплотнение
386
ичение дебитов нефти в 23 скважинах (13967, 14027, 18984, 3337, 3420, 9068, 13851, 13970, 14133, 14139, 18966, 18976, 18985, 24007, 14129, 3333, 14128, 14131, 14132, 14135, 14140, 18978) и снижение дебитов в 6 скважинах (3338, 13853, 13966, 13968, Н436, 18878).
В 2 скважинах (3334 и 13965) изменений дебитов нефти и об-ояненности по ним от применения сейсмоакустического воздействия не наблюдалось.
Снижение дебита от всех воздействий показала скв. 23580.
Показатели разработки пласта на участке скв. 18974, 18976, И855 представлены в табл. 4.3.
Анализ эффективности отдельных скважин показал, что наибольший прирост добычи нефти получен по скважинам, находящимся на границе зон уплотнения — разуплотнения на картах структурного среза поля энергии рассеянных волн.
Таким образом, из результатов проведенных работ и выполненных теоретических исследований следует, что основными факторами, влияющими на эффективность сейсмоакустического воздействия, являются накопление дефектов в породах коллектора, которые в условиях сложного напряженного состояния приводят к возникновению сейсмоакустической эмиссии, сопровождаемой возникновением мелких трещин в более плотных участках и уплотнением части трещиноватых участков пласта-коллектора, что приводит к увеличению охвата низкопроницаемых пропластков. Совместное действие метода сейсмоакустического воздействия и циклического заводнения на поздней стадии разработки на Абдрахмановской площади позволило ограничить приток воды, увеличить текущую добычу нефти и конечный коэффициент нефтеизвлечения.
Методы виброволнового воздействия можно разделить на три фуппы, определяемые различными техническими средствами, лежащими в их основе [324]:
1 Методы воздействия на призабойную зону скважин.
2. Методы воздействия на нефтяной пласт через скважины. По-Верхностные импульсные источники, передающие энергию на пласт Через волновод (электромагнитные молоты, станки-качалки с грузом и др.).
3. Методы воздействия на пласт с земной поверхности. Вибро-Сейсмические источники гармонических колебаний, располагаемые На поверхности земли и передающие энергию через массив горных
Пород.
25*-4654 ] 387
Таблица 4.3
Показатели разработки пласта на участке скв. 18974,18976,13855 после применения сейсмоакустического воздействия
Дата (число, месяц, год) Среднесуточный дебит Добыча с начала разработки Обводненость, % Объем закачки
нефти, т/сут жидкости, мэ/сут нефти, тыс. т воды, тыс. т жидкости, тыс. т м3/сут с начала разработки, тыс. м3
0101 1992 г 121,6 2408,6 3589,1 7236,3 10825,4 66,8 2602,4 7355,3
01.02 117,6 3104,4 35,92,6 7307,3 10899,9 67,0 1749,4 7434,9
0103 115,1 2306,1 3595,9 7373,9 10969,8 67,2 2602,5 7484,6
0104 118,4 2324,6 3599,3 7442,9 11042,2 67,4 1295,7 7565,3
01.05 116,7 2374,3 3602,6 7510,7 11113,4 67,6 1833,8 7604,2
01.06 114,1 2380,0 3606,2 7580,8 11187,0 67,8 1751,9 7659,8
01.07 109,9 2222,6 3609,5 7648,2 11257,7 67,9 2558,4 7710,7
01 08 100,8 2240,7 3612,4 7715,3 11327,7 68,1 2528,5 7790,0
01.09 99,5 2298,1 3615,4 7783,1 11398,5 68,3 2385,3 7867,9
01 10 106,6 2312,0 3618,4 7850,9 11469,4 68,5 1986,6 7938,9 1
01 И 85,1 2355,3 3621,6 7920,6 11542,2 68,6 | 1902,3 7990,5 1
^ 01 U 78,0 2396,4 3624,1 7989,2 11613,3 68,8 1 1723,1 1 8038,9 1
Дата (число, месяц, год) Среднесуточный дебит Добыча с начала разработки Обводненость, % Объем закачки
нефти, т/сут жидкости, м3/сут нефти, тыс. т воды, тыс. т жидкости, тыс. т м3/сут с начала разработки, тыс. м3
0101.1993г. 93,1 2394,7 3626,5 8060,3 11686,8 68,9 2264,8 8092,3
01 02 98,0 2381,6 3629,2 8127,7 11756,9 69,1 2030,3 8154,1
01 03 86,0 2179,1 3631,8 8192,6 11824,4 69,3 1452,5 8173,6
01 04 86,3 2287,7 3634,4 8257,9 11892,3 69,4 2089,1 8211,7
01.05 79,9 2135,5 3636,9 8325,7 11962,7 69,6 1633,3 8260,9
0106 86,2 2324,4 3639,4 8389,9 12029,4 69,7 2841,9 8304,1
01.07 87,8 2320,4 3641,8 8458,4 12100,2 69,9 3026,0 8386,8
01 08 83,0 2212,9 3644,5 8528,6 12173,0 70,1 2477,4 8474,8
0109 81,8 2223,7 3646,9 8594,9 12241,8 70,2 1647,0 8551,6
01 10 86,6 2245,8 3648,9 8649,3 12298,3 70,3 1739,9 8599,8
01 11 83,1 2098,3 3651,5 8710,4 12361,8 70,5 1745,5 8653,7
01 12 89,7 2186,6 3653,7 8769,6 12423,4 70,6 2183,2 8706,4
01.01 1994г. 94,4 2330,5 3656,4 8834,2 12490,7 70,7 2330,7 8770,9
0102 100,7 2336,7 3659,3 8905,2 12564,5 70,9 3034,6 8830,5
Окончание табл 4 3
Дата (число, месяц, год) Среднесуточный дебит Добыча с начала разработки Обводненость, % Объем закачки
нефти, т/сут жидкости, м3/сут нефти, тыс. т воды, тыс. т жидкости, тыс. т м3/сут с начала разработки, тыс. м3
01 03 101,9 2256,5 3662 8967,5 12629,6 71,0 2746,6 8895,8
0104 90,2 2180,8 3665 9030,8 12695,9 71,1 2464,6 8960,4
01.05 91,1 2315,9 3667,6 9092,8 12760,4 71,3 2328,6 9009,5
01.06 89,7 2103,1 3670,2 9162,8 12833,0 71,4 2700,8 9026,6
01.07 93,6 2083,1 3672,7 9222,0 12894,7 71,5 2755,2 9060,9
01.08 86,8 2009,5 3675,4 9280,8 12956,2 71,6 942,8 9103,3
01 09 87,0 2187,8 3678 9343,2 13021,3 71,7 1520,7 9132,3
01.10 133,1 3477,4 3680,6 9407,0 13088,6 71,8 1722,7 9154,1
01.11 90,2 2136,6 3682,7 9461,8 13144,6 71,9 2013,8 9203,4
01.12 88,6 2047,7 3685,1 9513,9 13198,8 72,1 1857,2 9261,8
01.01. 1995 г 81,1 2076,6 3687,8 9574,8 13262,6 72,2 1767,0 9316,3
01.02 111,6 2149,0 3690,1 9634,4 13324,5 72,3 1818,0 9362,9
| 0103 1 94,6 2174,4 3692,2 9688,2 13380,4 72,4 3834,0 9402,5 |
\ 0\ 04 \ 98,1 2488,0 3694,8 9752,7 13447,4 72,5 552,0 / 9436,5 J
Наибольшую апробацию прошли методы виброволнового воз-Йствия на призабойную зону скважин с помощью скважинных дравлических золотниковых вибраторов. Однако радиус их воздействия от забоя скважины ограничен несколькими метрами, что позволяет использовать их только для очистки призабойной зоны
[309].
Виброволновое воздействие на достаточно большие участки
нефтяного пласта, увеличивающее нефтеотдачу этих зон, можно осуществлять с помощью двух вышеуказанных методов.
Для увеличения приемистости нагнетательных скважин и восстановления гидродинамической связи пласта со скважиной воздействуют на призабойную зону импульсами давления с помощью гидравлических забойных вибраторов. Этот способ применяется давно, созданы различные конструкции скважинных генераторов давления [192].
В настоящее время разработаны гидравлические вибраторы которые можно спускать и извлекать из скважины с помощью троса без подъема насосно-компрессорных труб, так называемые вставные гидравлические вибраторы. Под действием упругих колебаний и перепадов давления, направленных из пласта в скважину, происходит разупрочнение кольматирующего материала, глинистых включений и очистка поровых каналов коллектора, устраняется блокирующее влияние остаточных фаз газа, нефти и воды, инициируется фильтрация флюидов в низкопроницаемых пропла-стках и зонах, повышается охват пласта как по толщине, так и по простиранию.
Использование данной технологии на Ново-Елховском месторождении в 41 добывающей скважине (23 на девонском горизонте, 18 на бобриковском горизонте), позволило извлечь дополнительно на 1 скважину из девонского горизонта в среднем 193 т, из бобри-ковского — 401 т нефти. В пластах, содержащих большое количество глинистого материала, восстановление проницаемости вибровоздействием при закачке пресной воды затруднительно, так как при контакте воды с глиной происходит набухание последней.
Из всего разнообразия имплозионных методов можно выделить в°здействие с помощью трубных испытателей пласта. Он показал Хорошие результаты, особенно при комплексировании с термогазо-Химическим воздействием, глинокислотной обработкой и др. He-Достатками этого метода являются затухаемость процесса и трудо-емкость повторного выполнения [325].
391
В настоящее время известны десятки различных имплозионнк желонок, спускаемых на кабеле. Очень высокие результаты пол чены при термоимплозионном воздействии, соединившем в себ все положительные факторы термогазохимического воздействия и имплозии, осуществляемых одновременно-последовательно. Про стота технологии позволяет осуществлять ее при очередном под. земном ремонте нефтяной скважины. Результаты испытаний технологий термоимплозионного воздействия в НГДУ "Бавлынефть" подтвердили эффективность их применения, успешность их со-ставляет 93,5 %, дополнительная добыча на 1 скважину составляет 1233 т нефти при продолжительности эффекта 440 сут.
В работе [326] предложено в качестве термоисточника, кроме применяемого в настоящее время газогенерирующего сгораемого материала на основе аммиачной селитры, использовать малогазовый сгораемый материал на основе железоалюминиевого термита, создающий в интервале обработки высокотемпературную зону с умеренным повышением давления. Это позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны пласта с вязкой нефтью и битумом.
Комплексное воздействие, сочетающее применение химических регентов, тепловое воздействие и давления на продуктивные пласты, осуществляется с помощью термогазохимической экспресс-технологии повышения продуктивности скважин, основанной на идее перевода непосредственно в забое рабочей жидкости (кислотного раствора, растворителя, ПАВ или их композиции) в наиболее активное высокотемпературное газожидкостное или парообразное состояние. Наряду с повышением эффективности обработки, это позволяет существенно сократить расход реагента [192].
Рабочая жидкость в зоне смешения нагревается и превращается в газожидкостное состояние, сопровождающееся созданием гидродавления. Эффективность обработки, выполняемой спускоподъем-ные работы по кабельной технологии, достигаются благодаря комплексу одновременного воздействия на призабойную зону пласта температуры, активной жидкостной смеси, давления и химической реакции.
Ударно-депрессионные методы отличаются от обычных имп-лозионных тем, что обработку пласта можно осуществлять многократно и непрерывно в течение длительного времени. Для этого используется переоборудованный штанговый насос, в котором в
392
-# откачки жидкости при ходе плунжера вверх в определен-И точке происходит мгновенная разгерметизация цилиндра насо-создающая вначале импульс депрессии, а затем гидравлический пар с давлением, иногда превышающим горное. Несомненным сТОинством рассматриваемого метода, кроме простоты осущест-ления является одновременный и непрерывный вынос кольмати-у1Ощих веществ из призабойной зоны на поверхность.
В литературе имеются сведения [327] о технологии интенсификации добычи нефти и увеличении нефтеотдачи пластов за счет волнового воздействия, вызываемого динамикой работы штангового насоса.
Технология основана на использовании статических (создаваемых массой колонны насосно-компрессорных труб) и динамических (возбуждаемых работой штанговых насосов) напряжений для формирования в продуктивной толще пород поля упругих деформаций, инфранизкочастотных волновых процессов и интенсивной сейсмической эмиссии, разрушающих связанную воду и стимулирующих фильтрационные процессы.
Статические нагрузки на пласт, создаваемые массой колонны насосно-компрессорных труб, которые частично или полностью, в зависимости от конкретных условий, опираются на забой в зумпфе, вызывают перераспределение поля напряжений в породах, в том числе в продуктивном пласте, частичную структурную перестройку и интенсивную сейсмическую эмиссию. В результате структурной перестройки частично освобождается защемленная нефть, образуются новые фильтрационные каналы. В частности, в продуктивном пласте, расположенном над точкой опоры колонны, возникает ди-латация (разуплотнение) пород, раскрываются поры и фильтрационные каналы, что улучшает фильтрацию.
Сейсмические эмиссии (шумовые колебания, порождаемые структурной перестройкой) интенсивно разрушают связанную во-ДУ, снижают вязкость жидкости и интенсифицируют фильтрационные процессы, особенно в тонкодисперсных слабопроницаемых объемах пород.
Динамические нагрузки, возникающие в точке опоры колонны При соблюдении условий получения параметрического резонанса и Условий согласования, возбуждают в радиусе до 2 км от точки опо-Ры волновые процессы, интенсифицирующие фильтрацию жидко-°ти и добычу нефти из скважин во всей этой области.
393
Технология легко реализуется в процессе подземного ремонт скважин при использовании типового нефтепромыслового обору дования скважин со штанговым насосом.
Технология предназначена:
для регулирования процесса заводнения, увеличения охвата пластов процессом заводнения;
для интенсификации добычи нефти из объектов различного типа и любой стадии разработки месторождения в широком диапазоне геолого-промысловых условий и при любых глубинах залегания продуктивных пластов, допускающих применение СШН.
Испытания технологии на Ямашкинском месторождении подтвердили ее эффективность. В среднем, увеличение производительности по нефти на каждую скважину в зоне влияния (10... 12 скважин) составляет более 30 % от дебита до обработки.
Технология экологически чиста, адаптирована к промысловым условиям, не требует обучения персонала и постоянного присутствия его на скважинах, дополнительного оборудования и дополнительных энергозатрат.
Метод вибросейсмического воздействия возник вследствие отмеченной взаимосвязи между землетрясениями и последующим увеличением дебитов скважин на месторождениях, расположенных вблизи эпицентров.
Метод площадного вибросейсмического воздействия основан на способности низкочастотных сейсмических волн, распространяющихся по горной породе, проникать на большие расстояния от источника колебаний, обеспечивая высокие коэффициенты охвата. И задача повышения коэффициента нефтеотдачи обводненных месторождений сводится к обеспечению условий эффективного вовлечения остаточной нефти в фильтрующийся поток воды
Анализ сейсмического воздействия на нефтеносные пласты показал, что при этом возникают кольцеобразные чередующиеся субвертикальные зоны разуплотнения и уплотнения, увеличивается акустическая эмиссия в зоне продуктивного пласта, наблюдаются увеличение и уменьшение дебита скважин, происходит сепарация жидкости в стволе скважины. Метод вибросейсмического воздействия на пласт направлен на увеличение степени извлечения нефти на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки за счет низкочастотного воздействия упругими волновыми колебаниями. 394
При вибросейсмическом воздействии на обводненный нефтя-0Й пласт во много раз может быть сокращено время гравитацион-оГо разделения нефти и воды. Расчеты показывают, что только из-эффекта изменения фазовых проницаемостей и градиента капиллярного давления в сейсмическом поле процесс гравитационного ^деления (т. е. скорость аккумуляции нефти) может быть ускорен на 2—3 порядка [16].
В целом в результате лабораторных и промысловых исследований установлены следующие механизмы влияния вибросейсмического воздействия на увеличение нефтеотдачи пластов [16, 312,
314]:
изменение фазовых проницаемостей для нефти и воды за счет существенного уменьшения вязкости, увеличения ее подвижности в пластовых условиях и вовлечения в разработку капиллярно-связанной нефти;
интенсификация процесса аккумуляции рассеянных капель нефти в более крупные и подвижные соединения;
значительное ускорение процесса гравитационной сегрегации нефти и воды в пластовых условиях;
вовлечение в разработку изолированных скоплений нефти, менее проницаемых, не охваченных разработкой пропластков и малоподвижной вязкой нефти, содержащей тяжелые фракции.
Таким образом, при этом методе наблюдается комплексное воздействие на пласт, т. е. одновременно с увеличением охвата его заводнением происходит повышение прироста нефтевытесне-ния за счет изменения реологических свойств нефти и фазовой проницаемости.
В работе [316] приводятся результаты крупномасштабного эксперимента по вибросейсмическому воздействию на пласт БС^0 Су-торминского месторождения. Проблема разработки пласта БС^0 Суторминского месторождения обусловлено особенностями геологического строения и свойствами резервуара нефти, который на большей части месторождения представлен чередованием песчаников и алевролитов, разделенных глинистыми прослоями. В толще пласта отмечается от одного до семи проницаемых пропластков. Главной особенностью пласта БС^0 является его очень низкая (на значительной площади) нефтенасыщенность — 0,50...0,55, особенно в интервалах относительно невысокой проницаемости (менее ^030 мкм2) и водонефтяной зоне. В результате в продуктивной час-
395
ти пласта находится большое количество подвижной воды, а код, лектор, который представлен полимиктовыми песчаниками, обладает повышенной гидрофильностью.
Из-за большого количества подвижной воды (так называемой «рыхлосвязанной») скважины вступали в эксплуатацию сразу же с содержанием ее в продукции до 20 % и более, что затрудняло проведение работ по интенсификации притока нефти. В случае ввода нагнетательных скважин в зонах относительно низкой нефтенасы-щенности иногда наблюдались случаи полного обводнения скважин на расстоянии 700... 1000 м от очага нагнетания за счет передачи движения "воды по воде" без страгивания нефти в пласте.
Высокая гидрофильность пласта также проявляется негативным образом, осложняя работу скважин. Если в скважине в начальный период работают нефтью все интервалы пласта — как низкопроницаемые, так и более проницаемые, что бывает не чаще чем в 30 % случаев, то после появления в стволе скважины воды, прошедшей по высокопроницаемому пропластку, происходят капиллярная пропитка низкопроницаемых интервалов пласта водой и их отключение из разработки. Дебиты скважин по нефти и жидкости падают, обводненность возрастает, объем дренируемых запасов нефти снижается, добыча нефти по участку уменьшается. Далее следует остановка скважины.
В сентябре 1996 г. на Суторминском месторождении была реализована технология вибросейсмического воздействия. На рис. 4.4 [312] представлена динамика добычи нефти и обводненности по пласту БС^о нефтепромысла № 2 Суторминского месторождения (143 скважины), из которой видно, что даже кратковременно проведенная технология вибросейсмического воздействия может существенно повлиять на состояние разработки выработанных заводненных и водонефтяных зон в терригенных коллекторах.
Таким образом, технология вибросейсмического воздействия обладает следующими качествами:
масштабным воздействием на значительную часть пласта (площадь воздействия — десятки квадратных километров);
направленностью на получение эффекта в зонах, где положительное влияние традиционного заводнения практически исчерпано;
использованием структуры распределения остаточных запасов нефти и особенностей пробуренного фонда скважин;
снижением обводненности в зонах охвата на 15...20 %, позволяющим вовлечь остаточные нефти в активную разработку; 396
500
j
С о
I
а О
150
06
07
08
09
10 11 12
Дата замеров, мес.
Рис. 4.4. Динамика добычи нефти (1) и обводненности (2) по нефтепромыслу № 2 за 1996 г. (Суторминское месторождение, пласт БС1а)
способностью комплексного воздействия на продуктивный пласт, т. е происходит увеличение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата вытеснением по сравнению с применяемыми стандартными методами.
К физическим методам ПНП относится увеличение нефти с применением электрических и магнитных полей.
Теоретически переменные электрические и магнитные поля так же, как акустическое поле, "раскачивают диполи", облегчая их дезориентацию. Электрические и магнитные поля, действующие на неполяризованные диэлектрические среды, влияют на их последующую поляризацию.
Электромагнитное поле способствует значительной интенсификации переноса тепла и вещества в насыщенных пористых сре-Дах. В литературе отмечается принципиальная возможность ис-п°льзования этого явления при воздействии на призабойную зону Пластов [316]. При этом важнейшим фактором является тепловой ффект, заключающийся в том, что при распространении электро-агнитных волн в пористых средах, которые, как правило, являют-
397
ся диэлектриками, происходит преобразование энергии высокой тотного электромагнитного поля в теплоту.
Авторы работ [328, 329] показывают, что многокомпонентен пористую среду можно рассматривать как реальный диэлектпи характеризуемый усредненными диэлектрическими параметрам ' Средняя за период плотность потока мощности электромагнитно" волны в среде изменяется по закону [328]:
(4.2)
Количество тепла, выделяемое в единице объема среды за единицу времени, определяется из выражения
(4.3)
где Е'у и Н'г — компоненты плоской электромагнитной волны;
ЕО — амплитуда напряженности электрического поля при х = 0, В/м; р — коэффициент затухания волны, 1/м; z — характеристическое сопротивление среды, Ом.
Расстояние h = 1/2 р, на котором напряженность электромагнитного поля уменьшается в 2,72 раза, будем называть глубиной проникновения электромагнитного поля. В этом случае указанное расстояние определяется следующим образом:
1
(4.4)
Таким образом, глубина проникновения зависит от циклической частоты электромагнитного поля ю, тангенса угла диэлектрических потерь tg8 и диэлектрической проницаемости среды Б.
Технологии электровоздействия на продуктивный пласт позволяют увеличивать проницаемость в призабойной зоне скважин (в радиусе 10 м), управлять фазовыми проницаемостями, что дает возможность снижать обводненность скважин вплоть до нуля, значительно повышать охват воздействием.
В работе [329] обобщены данные по технологии электровоздействия на продуктивные пласты. Технология основана на эффек" тах изменения структуры пустотного пространства микронеоднородной среды и пространственных структур фильтрационных пото
398
в результате пропускания через продуктивный пласт солитоно-" лобных (слабо затухающих) импульсов электрического тока. Ло-° пизация плотности тока в плотных капиллярах, лимитирующих К лрость фильтрации в среде, дает возможность (за счет микро-Ь,в0в) увеличивать поперечное сечение капилляров и таким об-язом повышать проницаемость в призабойной зоне. Использова-ие электрокапиллярного эффекта (изменение поверхностного на-яжения на разделе двух фаз под действием электрического поля) позволяет сдвигать фазовое равновесие в среде и повышать фазовую проницаемость для нефти с одновременным снижением фазовой проницаемости для воды. После такого воздействия в результате изменения пространственной структуры фильтрационных потоков в среде обводненность скважин может резко снижаться на длительный период (от трех лет и более).
Опытно-промышленная обработка с применением электрических полей была произведена в 15 скважинах на месторождении Юго-Западное Камышитовое и 27 добывающих скважинах на месторождении Гран. Последнее месторождение было выбрано для оценки эффекта электрообработки продуктивного пласта в масштабе замкнутого участка с учетом взаимодействия скважин.
Как показали результаты измерений после электровоздействия изменились обводненность и дебит жидкости. Последний эффект связан с увеличением проницаемости в призабойной зоне скважины (на расстоянии 10 м) и является долговременным. Практически во всех скважинах существенно снизилась обводненность, что связано с изменением фазового равновесия между нефтью и водой [330]. Проведенные расчеты показывают, что в течение года по 15 скважинам дополнительно было добыто 11124 т нефти, среднее снижение добычи воды составило 35...30 %.
Как следует из вышеприведенных данных, волновые методы ПНП являются высокоэффективными методами комплексного действия на продуктивный пласт. Они позволяют извлечь трудноизвлекаемые запасы нефти из низкопродуктивных и слабопроницае-Mbix пород пласта в результате изменения их коллекторских свойств (проницаемости, пористости) и увеличения подвижности нефти.
399
4.2. Влияние тепловых методов на охват пласта воздействием
Длш увеличения охвата продуктивных пластов в нефтепромысл вой практике широко используют различные модификации теплово воздействия на пласты: вытеснение нефти паром, закачка горячей в ды, внутрипластовое горение [331—335]. В процессе нагнетания пласт высокотемпературных рабочих агентов (пара, горячей воды па рогаза, воздуха, продуктов горения нефти и газа в пласте) последние практически способствуют проведению всех известных механизмов вытеснения нефти, которые сопровождаются разнообразными фазовыми переходами, позволяющими значительно увеличить нефтеотдачу.
Наибольшее распространение из числа тепловых методов получил метод паротеплового воздействия, так как пар обладает большей теплоемкостью, чем вода и газ. Механизм воздействия пара на продуктивный пласт довольно сложный. При нагнетании пара не только снижается вязкость и ослабляются структурно-механические свойства пластовой нефти, но и происходит термическое расширение нефти, изменяется компонентный состав в результате крекинга при температуре выше 300...400 °С и низких давлениях. Кроме того, снижается поверхностное натяжение, изменяются капиллярное давление, относительная проницаемость и тип смачиваемости коллектора. В результате совместного воздействия всех перечисленных факторов снижается величина остаточной нефтена-сыщенности в низкопроницаемых пропластках, не вырабатываемых нагнетанием различных технологических жидкостей.
Увеличение охвата пластов в процессе нагнетания в него пара достигается за счет следующих факторов:
1) снижения вязкости под действием температуры. Вязкость при нагревании нефти от 25 до 100...120 °С снижается от 500... 1000 до 5...20 мПа-с [17], причем отношение вязкостей нефти и воды становится все более оптимальным для вытеснения нефти;
2) увеличения подвижности нефти;
3) термического расширения нефти. В процессе нагнетания пара нефть в зависимости от состава может расширяться на 10.. .20 %> при этом высвобождается дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей, часть нефти, находящейся в порах низкопроницаемых образцов горных пород, вследствие температурного расширения вытесняется в фильтрационные каналы макропорового коллектора, откуда она легко извлекается закачиваемой в пласт во-
400
0Й при этом поверхностно-активные вещества нефти растворяют-я в вытесняющей воде, что значительно улучшает ее смачивающие отмывающие способности;
4) активизации процесса гидрофилизации нефтенасыщенных по-Оа что способствует улучшению капиллярного вытеснения нефти из
низкопроницаемых пористых блоков. Повышение нефтеотдачи за счет капиллярного впитывания воды в нефтеводонасыщенные образцы с постом температуры объясняется существенным изменением поверхностных и смачивающих свойств системы нефть — вода — порода. Дар обладает высокой способностью смачивать поверхность пористой среды. В результате этого пар проникает в самые мелкие поры пласта и вытесняет из них нефть, при воздействии на нефтяной пласт паром увеличивается число пор участвующих в процессе фильтрации;
5) уменьшения толщины адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, в результате чего проницаемость пласта для нефти увеличивается [336];
6) уменьшения поверхностного натяжения на границе нефть — пластовая вода.
В процессе вытеснения легкоиспаряющейся нефти высокотемпературным паром более легкие фракции могут переходить в паровую фазу, т. е. возможна перегонка нефти. В дальнейшем в более холодной зоне пласта фракции конденсируются, образуя впереди паровой зоны вал растворителя или смешивающийся вал. Относительный эффект каждого из перечисленных^факторов показан на рис. 4.5 [336].
Значительное влияние на эффективность процесса паротегоювого воздействия оказывает вязкость пластовой нефти. Общая нефтеотдача пласта при паротепловом воздействии снижается при увеличении вязкости нефти. Это связано, во-первых, с неблагоприятным изменением соотношения подвижностей нефти и вытесняющего агента, особенно в зонах пласта, прогреваемых в меньшей степени. Кроме того, с увеличением вязкости нефти изменяется эффективность ее вытеснения непосредственно в зонах паротеплового воздействия. Более вязкие нефти содержат меньшее количество легких фракций, что снижает влияние на механизм их вытеснения испарения и дистилляции и при-водит к увеличению остаточной нефтенасыщенности в зоне пара и снижению коэффициента нефтеотдачи. Наиболее сильное влияние Дистилляции на эффективность извлечения нефти из пористой среды отмечается в интервале вязкостей до 300.. .500 мПа-с.
Закачка пара в продуктивный пласт осуществляется либо гото-*ЧаДной, либо циклической закачкой.
2б~4654 401
220 Температура, °С
Рис. 4.5. Зависимость нефтеотдачи от температуры при термическом воздействии на пласт:
влияние эффекта на области (%) А — режим истощения при естественной температуре пласта; В — снижение вязкости, С — термического расширения, D — дистилляции; Е— газонапорного режима, F— изменения подвижности
Циклическое паротепловое воздействие осуществляется в несколько этапов. На первом этапе в пласт через остановленную добывающую скважину нагнетают насыщенный водяной пар. Продолжительность нагнетания определяется необходимостью создания в пласте вокруг скважины нагретой зоны радиусом 10...25 ми обычно не превышает 20...25 сут. После нагнетания пара в пласт скважину герметизируют и выдерживают [316]. При выдержке происходит конденсация пара, сопровождающаяся неизотермической капиллярной пропиткой горячим конденсатом.
Практика показывает, что при наличии глубоких перфорационных каналов, ширина которых достигает от 8 до 100 мм, а длина составляет несколько метров, нагнетаемый в скважину пар направляется в пласт главным образом по этим каналам, что резко снижает охват пласта вытеснением. При пересечении перфорационных каналов с локально неоднородными высокопроницаемыми зонами или треШй" нами пар может неконтролированно уходить или конденсироваться в
402
•"Чг2
«0,8 % ^SS*^x •» • ,^_*
s **»r —
$0,4 ^,-'""-
h-~ 0,2 n / ••,,,,,
0,2 0,4 0,6
P, доли ед.
0,8
Рис. 4.6. Распределение температуры Т (1) и насыщенности Ннас (2) в пласте от давления при периодических снижениях давления пара в перфорационном канале
глубине пласта, что также приводит к существенному снижению охвата пласта по толщине.
Повышение степени охвата пласта по толщине в процессе нагнетания пара в призабойную зону может быть достигнуто несколькими способами. Например, как видно из рис. 4.6 [316], по мере нагнетания пара температура и давление в каналах возрастают практически мгновенно, а в то время как в пласте, окружающем каналы, эти параметры возрастают постепенно, с определенной инерцией. В связи с этим при периодических снижениях давления в каналах (например, при выпуске пара или его перепуске в другие скважины) в окружающем пласте должны возникать постепенно ре-лаксируемые градиенты давления, направленные в сторону каналов. Градиенты давления формируют гидродинамические потоки горячей жидкости и пара, направленные в ту же сторону (рис. 4.7).
По мере прохождения пара по каналу температура и давление в пласте возрастают, а насыщенность падает, это указывает на то, что пласт все в большей степени "пропитывается" паровой фазой, которая образуется за счет испарившейся пластовой жидкости. По мере развития процесса градиент давления возрастает и* поток жидкости, направленный из пласта в канал, должен быть все более интенсивным. Гидродинамический поток может увлекать с собой неиспа-РИвщуюся жидкость и даже (если объемно-напряженное состояние в коллекторе превысит предельно допустимое, обусловленное его прочностью), по-видимому, частично разрушать структуру пласта, неоднородном трещиноватом коллекторе эти разрушения могут
2б*-4654
403
0,2 0,4 0,6 0,8 R а
0,4
0,2 0,4 0,6 R б
Рис. 4.7. Распределение температуры (а), давления (б) и насыщенности (в) при движении пара по сквозному каналу при FQ, равно:
1 — 0,0193; 2 — 0,064; 3 — 0,6

проявляться в растрескивании крупных блоков и полном разрушении более мелких. В результате проницаемость пласта должна значительно возрасти. Метод циклической закачки пара не обеспечивает высокой нефтеотдачи, и значение ее в 10...20 % считается нормальным. Однако при благоприятных условиях, особенно при наличии ярковыраженного гравитационного дренажа, коэффициенты извлечения могут быть довольно высокими.
Наилучший объект применения циклической закачки пара — однородные песчаные пласты большой толщины, особенно при наличии гравитационного дренажа; циклическая закачка пара не рекомендуется:
— в пластах большой толщины при наличии пропластков и неоднородности особенно при низких давлениях;
— в высокообводненных пластах;
— в пластах низкой проницаемости или содержащих высоковязкие углеводороды (более 10000 мПа-с).
Метод площадной закачки пара является одним из самых сложных в добыче нефти. Для него характерно наличие целого комплекса различных технологических операций, таких, как нагнетание пара в добывающие скважины, регулирование темпа закачки пара в нагнетательные скважины до и после прорыва пара в добывающие скважины, периодические циклические закачки пара и горячей воды, селективное нагнетание пара в некоторые пачки, использование и изоляция водоносных пропластков, перевод ряда добывающих скважин на селективный отбор и др. В США при использовании метода площадной закачки пара применяют 5-, 7- и 13-точечные элементы. Плотность
404
скважин составляет 1...5 га/скважина и меньше. В табл. 4.4 'веден перечень условий и критериев применимости метода оШадной закачки пара [337].
Для повышения охвата пластов паротепловым воздействием
пользуют гидроразрыв пласта, при помощи которого создаются
штабные горизонтальные трещины. В некоторых случаях вслед
проведенным гидроразрыв пласта, через образовавшиеся трещи-
ы осуществляют прокачку растворителя.
Эффективна закачка растворителей совместно с паром [338, 139]. Растворитель, представляющий собой легкую углеводородную жидкость (например, газолин), введенный в поток теплоносителя, переходит в парообразное состояние, и вместе с водяным паром проникает вглубь продуктивной толщи. По мере охлаждения растворитель конденсируется и, смешиваясь с нефтью, понижает ее вязкость. Растворитель вместе с нефтью поступает в зону с высокой температурой, где часть его переходит вновь в парообразное состояние и тем самым стимулирует режим растворенного газа. На поверхности растворитель отгоняют из нефти для повторного использования. В качестве растворителя испытывали пропан, газолин и синтетическую нефть.
Таблица 4.4 Критерии применимости метода площадной закачки пара
Параметры
Значения параметра
нерекомендуемые
рекомендуемые
Объемная доля насыщенности углеводородов, %
<40
>50
Вязкость углеводородов, мПах
> 30000
< 6000...7000
Пористость, %
<20
>30
Проницаемость, мкм2 Толщина пласта, м
>0,8
<9
'лубина залегания пласта, м
< 60 и > 1200
100... 800
Отношение продуктивной толщины к общей толщине пласта
<0,5
>0,5
405
* С целью обеспечения равномерной выработки прослоев и уве личения охвата их вытеснением при паротепловом воздействии весьма актуальными являются вопросы регулирования процессов нагнетания вытесняющего агента. На месторождениях Удмуртской Республики внедряется технология паротепловой обработки, основная сущность которой заключается в избирательном нагнетании теплоносителя в пласт, начиная со слабопроницаемых прослоев [340].
На первом этапе в слабопроницаемые прослои закачивается теплоноситель в таком количестве и такой последовательности, чтобы уравнять фильтрационные сопротивления всех прослоев. На втором этапе подключаются все прослои. Вследствие того, что на первом этапе достигнуто выравнивание фильтрационных сопротивлений, в дальнейшем приемистости будут пропорциональны поровым объемам прослоев и обеспечится равномерность выработки.
Основное преимущество данного метода регулирования разработки заключается в равномерном охвате пласта вытесняющим агентом. Если суммарную закачку в пласт определить в размере 1,5...2,0 поровых объемов, то каждый прослой относительно своего перового объема будет иметь примерно те же показатели закачки.
Метод позволяет одновременно регулировать и предупредить раннюю обводненность добываемой продукции. Если без регулирования прорыв происходит по наиболее проницаемым прослоям, то в данном методе этот процесс искусственно притормаживается, поскольку закачка в наиболее проницаемые прослои осуществляется в последнюю очередь. Предварительные расчеты показывают, что при соответствующем исполнении метод регулирования разработки может увеличить коэффициент вытеснения нефти из неоднородных пластов до 10 % и более [340].
На нефтяных промыслах в качестве теплоносителя применяется и горячая вода. В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду, не доводя ее до температуры кипения, так как при высоких давлениях (например, 25,0 МПа) энтальпия пара, горячей воды или паропроводящей смеси практически не различается. Вместе с тем при воздействии на глубокозалегающие пласты высокотемпературной водой улучшаются параметры эксплуатации как наземного, так и подземного оборудования.
406
Авторами работ [341] показано, что при вытеснении нефти нагретой водой (при отсутствии испарения) на процесс оказывают оздействие следующие факторы: снижение отношения вязкостен нефти и вытесняющего агента, изменение относительных прони-цаемостей, а также термическое расширение нефти и воды (рис. 4 8). Уменьшение отношения вязкостей приводит к снижению степени неоднородности пласта и соответственно к увеличению охвата пласта воздействием. Естественная неоднородность и слоистость пластов месторождения приводят к появлению предпочтительных направлений движения вытесняющего агента, что ухудшает нефтедобычу. Основным отличием вытеснения нефти нагретой водой от изотермического вытеснения является наличие теплопереноса от зоны с повышенной температурой, откуда нефть уже вытеснена, к еще холодной зоне, где нефть с трудом поддается вытеснению. Такой теплоперенос за счет чистой теплопроводности через твердую породу и жидкости или за счет естественной конвенции, испарения и конденсации увеличивает подвижность вязкой нефти относительно подвижности воды и, следовательно, увеличивает охват пласта вытеснением [342].
л н о о
к ю
S
4)
Легкая нефть
Тяжелая нефть
рис. 4.8. Влияние различных процессов на эффективность вытеснения нефти нагретой водой при отсутствии испарения:
1 — термическое расширение; 2 — уменьшение вязкости, 3 — смачиваемость 4 — межфазовое натяжение в системе нефть — вода (в некоторых случаях) '
407
Промышленный эксперимент по вытеснению нефти горяч *, водой на Арланском месторождении показал, что нагнетание гоп чей воды увеличивает охват пласта заводнением и удельную пп0 ницаемость пластов в среднем соответственно на 45 %. Сопоставлю ние фильтрационных параметров пласта по скважинам до и в про цессе теплового воздействия показало, что его гидропроводность увеличивается примерно на 25 %. Это объясняется повышением температуры пласта, которое уменьшило относительную вязкость увеличило сечение пор вследствие разрыва пленки нефти и отрьща ее от стенок породы, а также увеличением капиллярной пропитки При закачке холодной воды обводненность участка достигла бы 90 % при фактической 49 % в процессе нагнетания горячей воды а нефтеотдача составила 55,9 %, что на 21 % выше, чем при использовании для заводнения холодной воды.
Технология воздействия на пласт горячей водой в микрозародышевом состоянии, т. е. раствора воды с небольшим количеством газа (азота, воздуха и т. п.) описана в работе [335]. Такие системы обладают способностью саморегулируемого перемещения по пласту, что приводит к увеличению охвата и нефтеизвлечения. Экспериментальные исследования показали, что количество затрачиваемого тепла, необходимого для нагрева единицы объема микрозародышевого раствора, на 20 % меньше, чем при нагреве обычной воды.
Первые результаты экспериментальных исследований показали преимущество закачки горячей воды в микрозародышевом состоянии по сравнению с закачкой горячей воды. Преимущество наблюдается как в вытесняющих способностях рабочего агента, так и в развитии тепловых полей. Эксперименты показали, что при закачке горячей воды в микрозародышевом состоянии тепловая волна, т. е. охват пласта вытеснением, развивается быстрее примерно в 1,15 раза по сравнению с горячей водой.
В результате анализа применения методов ПНП с применением тепловых методов на различных нефтяных месторождениях установлены [341]:
• технологические показатели разработки с применением теплоносителей зависят от толщины пласта, глубины залегания его, начального нефтесодержания (произведение пористости на нефте-насыщенность), вязкости пластовой нефти, особенно при высоких ее значениях, значительно влияющей на нефтеотдачу; 408
• пористость пласта оказывает сильное влияние на процесс па-
о воздействия —• ее увеличение повышает эффективность пользования тепла и приводит к улучшению показателей процесса;
• при вытеснении нефти теплоносителями существует опти-альное значение толщины пласта, соответствующее максимуму
нефтеотдачи. Оно находится в интервале 15...30 м и зависит от начального нефтесодержания. Чем хуже коллекторские свойства, тем дольше толщина для эффективной разработки;
• в пластах небольшой толщины высокая технологическая эффективность может быть достигнута сгущением сетки скважин, в пластах большей толщины рекомендуется разрежать сетку скважин, особенно в глубокозалегающих пластах;
• наиболее эффективным является вытеснение нефти паром, далее следует горячая вода и холодная вода. С увеличением глубины залегания до 1000 м и более нефтеотдача при вытеснении нефти паром и горячей водой сближается, и нагнетание пара становится нецелесообразным;
• область технологически эффективного применения теплоносителей характеризуется следующими параметрами: глубиной залегания 1000... 1200 м, а в пластах большой толщины — до 1500 м; толщиной пласта не менее 10... 15 м; начальным нефтесодержанием — более 0,1 (пористостью — более 17,0 %, нефтенасыщенностью — более 60,0 %); вязкостью нефти — от 60 до десятков и сотен тысяч мПа-с;
• слоистая неоднородность существенно снижает коэффициент вытеснения по сравнению с однородным пластом. Для условий расчетного примера в момент прокачки 1,5 поровых объемов коэффициент вытеснения нефти паром из однородного пласта равен 0,70, из трехслойного с учетом теплообмена — 0,47;
• теплообмен между слоями вызывает ускорение перемещения тепловых зон в малопроницаемых слоях, в результате чего степень неоднородности снижается.
Термический способ добычи нефти с применением внутрипла-стового горения предназначен для воздействия на пласты с высоковязкими нефтями. Сущность процесса заключается в следующем. Фронт горения перемещается по пласту, при этом часть пластовой нефти (до 15 %) сгорает, а выделяющееся тепло, воздействуя на йДаст, способствует вытеснению нефти. Температура при перемещении фронта горения определяет механизм теплопередачи и вы-нефти. В зонах пара и горячей воды преобладают механиз-
409
Таблица 4.5
Показатели разработки методом внутрипластового горения залежи № 24 нижнего карбона
Ромашкинского месторождения
Номер участка Метод воздействия Показатели Годы разработки
до 1978 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1978— 1983
I Очаговое заводнение Добыча нефти, тыс. т — — 1,3 29,9 36,7 43,1 28,3 139,3
Отбор жидкости, тыс. т — — 1,3 42,6 59,0 75,5 52,5 230,9
Закачка воды, тыс. т — — — 40,6 38,5 75,6 14,3 169,0
II ВВГ Добыча нефти, тыс. т 15,5 122,4 104,8 89,3 78,5 62,2 53,7 526,4
Отбор жидкости, тыс. т 15,5 124,1 129,0 109,5 115,7 107,4 102,7 703,9
Закачка воздуха (воды), млн М3 (тыс м3) — ------ 5,5 0,4 13,5 (0,8) 2,8 2,3 (0,6) 24,5 (1,4)
III Законтурное заводнение Добыча нефти, тыс. т — 34,7 27,5 31,7 35,7 21,0 19,3 169,9
Отбор жидкости, тыс. т — 40,6 83,2 123,9 141,1 76,6 53,9 519,3
Закачка воды, тыс. т — 102,3 316,8 437,6 249,5 90,6 26,8 1223,6
1 Всего по залежи Добыча нефти, тыс. т 15,5 157,1 133,6 150,9 150,9 126,3 101,3 835,6
Отбор жидкости, тыс. т 15,5 164,7 213,5 276,0 315,8 259,5 209,1 1454,1
Закачка воды, тыс. т — 102,3 316,8 478,2 288,0 166,2 41,1 1392,6
Закачка воздуха (воды), млн. м3 (тыс. м3) — 1 - 0,4 __ 1 13,5 (0,8) 1 2,8 / 2,3 / (0,6) 1 24,5 I (1Л) 1
ханизмы вытеснения нефти паром и горячей водой, в зоне легких глеводородов — вытеснение смешивающихся жидкостей, а в зоне, е охваченной тепловым воздействием, вытеснение нефти газами и ПЛастовой температуре. Таким образом, в процессе вытеснения ефти при воздействии фронта внутрипластового горения одновременно используют почти все известные методы воздействия на нефтяной пласт для интенсификации добычи нефти.
Опытно-промышленные работы по внутрипластовому горению проводились на месторождениях Татарстана в различных горногеологических условиях, отличающихся как параметрами пористой среды, так и свойствами насыщающих их нефтей.
В 1981—1990 гг. испытания процесса внутрипластового горения проводились на Ромашкинском (залежь № 24), Архангельском и Нурлатском месторождениях Татарстана, где терригенные пласты нижнего карбона толщиной 3,2...5,2 м залегают на глубинах 1000... 1275 м и насыщены нефтью вязкостью 20,4... 144,4 мПа • с [331].
Показатели разработки залежи в целом и ее отдельных участков приведены в табл. 4.5. Из данных табл. 4.5 видно, что на участке с применением внутрипластового горения нефть добывали с меньшим извлечением воды из пласта по сравнению с другими участками.
Значительное снижение воздухонефтяного фактора на залежи № 24 объясняется внедрением ВВГ в качестве первичного метода воздействия в пласте с высокой нефтенасыщенностью. Это обеспечило на начальной стадии процесса фронтальное вытеснение газами горения, исключило затраты энергии на продвижение воды впереди фронта горения, а также возможность образования стойкой эмульсии.
Другое важное проявление технологического эффекта от внутрипластового горения — это снижение обводненности продукции отдельных скважин. Например, обводненность скв. 19 на Архангельском месторождении длительное время (в течение 35 мес) держалась на очень высоком уровне и к началу инициирования горения составляла 98 %. После создания очага горения обводненность этой скважины постепенно снизилась до 16,7 %. Обводненность пРодукции других скважин опытного участка снизилась с 98...83 % Д° 57,5... 11,6%.
Тепловые методы комплексно воздействуют на продуктивный . Повышение охвата пластов достигается за счет термического Расцщрения нефти (снижения вязкости нефти, увеличения подвиж-
411
ности нефти), а изменение поверхностных и смачивающих свойс системы нефть — вода — порода приводит к увеличению коэффии ента вытеснения нефти. При всех тепловых методах обеспечиваетс вытеснение нефти из мелких пор в основные каналы фильтрации жил костей в пласте. Этим достигается увеличение охвата воздействием слабопроницаемых пропластков, что является преимуществом этих методов по сравнению с физико-химическими методами ПНП.
4.3. Увеличение охвата воздействием с использованием гидроразрыва пласта
Гидравлический разрыв пласта — эффективное средство увеличения производительности добывающих и нагнетательных скважин на основе увеличения охвата продуктивных пластов воздействием (см. рис. 4.1).
Метод гидравлического разрыва пород пласта выгодно отличается от методов увеличения производительности скважин тем, что действие его приводит к коренному изменению фильтрационных зон пласта на большом расстоянии от ствола скважины, в то время как сфера воздействия других методов в основном ограничивается призабойной зоной его в непосредственной близости к стволу скважины. В отличие от других методов увеличения производительности скважин, метод гидравлического разрыва пласта может быть с успехом применен в пластах различной литологии и коллек-торских свойств. В нефтепромысловой практике его применяют в известняках, доломитах, песчаниках, имеющих проницаемость от долей до 1 мкм2 и даже выше. Эффективность применения гидравлического разрыва пласта для увеличения производительности скважин обусловливается значительной пропускной способностью создаваемых в пласте трещин, во много раз превышающих таковые пласты даже с очень высокой проницаемостью. Так, в условиях производства гидроразрыва в совершенной скважине, вскрывшей однородный пласт, эффект от гидроразрыва с образованием горизонтальной трещины может быть приравнен эффекту от увеличения радиуса скважины до радиуса созданной трещины. По данным [34^ J при радиусе трещины в пределах 100 м происходит увеличение Де" бита скважины в 8,5 раза. В неоднородных пластах эффект от при^ менения гидроразрыва в десятки и сотни раз превышает указанны
412
0еДеЛ' поскольку большинство скважин несовершенно, проницае-Ость пород пласта в призабойной зоне значительно ниже, чем в паленной части. Таким образом, метод гидравлического разрыва ласта является наиболее эффективным в неоднородных пластах.
Степень увеличения производительности скважины в результате гидравлического разрыва зависит от параметров обрабатываемо-Г0 пласта, а также от размеров и местоположения созданных и закрепленных трещин по разрезу пласта. Исследования, проведенные в работе [342], показывают, что создаваемые в процессе гидравлического разрыва трещины имеют значительные размеры: радиус распространения трещин достигает нескольких десятков метров, зазор — 1,0.. .2,0 см и даже более.
Опыт проведения гидравлического разрыва пласта в различных геолого-физических условиях выявил, что число трещин, их протяженность в разрезе при разработке с заводнением необходимо проектировать с учетом всех свойств пластовой жидкости и системы расположения скважин. В результате гидравлического разрыва пласта в неоднородном по строению коллекторе в разработку подключаются продуктивные и не дренированные ранее пропластки, значительно повышается охват пласта вытеснением.
При проведении гидравлического разрыва пласта при любой системе размещения скважин для исключения быстрого прорыва воды в добывающие скважины необходимо добиться ориентировки трещин, не способствующей расширению связи между нагнетательными и добывающими скважинами. При размещении скважин рядами целесообразным является направлений трещин, перпендикулярных движению потока (благоприятная ориентация).
Увеличение коэффициента охвата и соответственно эффективности вытеснения нефти из пластов при гидравлическом разрыве их зависит от ориентации трещин в пласте и их протяженности (табл. 4.6) [343].
Анализ данных табл. 4.6 показывает, что в пластах с трещинами неблагоприятной ориентации эффективность даже ниже, чем при отсутствии трещин, при этом протяженность трещин не имеет значения. При неблагоприятной ориентации трещин конечная нефтеотдача пласта почти не изменяется по сравнению с начальной до гидро-Разрыва пласта, однако добыча безводной нефти уменьшается.
С увеличением коэффициента подвижности эффективность вы-Теснения уменьшается (табл.4.7) [343].
413
Табли
Зависимость эффективности гидроразрыва пласта от направления трещин
Ориентация трещин
неперпендикулярная движению потока (неблагоприятная ориентация) перпендикулярная движению потока (благоприятная ориентация)
Длина трещин, % Эффективность вытеснения, % Длина трещин, % Эффективность вытеснения, %
0 70,6 0 70,6
12,9 62,4 23,8 78,0
26,3 50,3 47,5 87,5
36,1 40,9 95,0 87,5
44,6 33,4 100,0 90,0
Таблица 4.7
Зависимость эффективности вытеснения от коэффициента подвижности
Длина трещин, % Эффективность вытеснения (при благоприятной ориентациии) к моменту прорыва воды, %
М =0,226 М =1,0 Л/ = 4,42
Нагнетательные скважины
0 90,0 72,0 59,0
25 88,0 69,0 57,0
60 87,0 62,0 52,5
75 81,0 62,0 50,0
Добывающие скважины
0 90,0 72,0 59,0 ____ __
25 83,0 69,0 60,0___
50 84,0 60,0 56>(L_— -
75 72,0 60,0 50Д)_______
414
анализа данных табл. 4.7 следует, что эффективность теснения зависит от подвижностей (Л/), при соотношении под-.«кностей меньше единицы большая эффективность вытеснения остйгается в тех случаях, когда гидроразрыв пласта независимо от „лины трещин проводился в нагнетательных сважинах. При отношении подвижностей больше единицы эффективность гидрораз-ь1Ва пласта увеличивается в добывающих скважинах. Замечено, ЦТО одна длинная трещина является чаще всего эффективней с точки зрения увеличения проводимости, чем система мелких трещин. Одна горизонтальная трещина в середине продуктивного ин-тервала (особенно при большой его толщине) оказывает наибольшее влияние на проводимость.
Одним из важнейших условий высокой эффективности применения метода гидроразрыва является создание трещин в необходимом интервале. Исходя из этого во всех случаях следует стремиться производить направленный гидроразрыв пласта, путем образования нескольких направленных перфорационных каналов в одной плоскости.
Основные преимущества направленного гидроразрыва пласта следующие:
1) не требуется перфорировать весь интервал, так как полученная трещина обеспечивает необходимый приток к забою скважины;
2) метод эффективен в интервалах, близких в водо- и газонефтяным контактам (почти исключается возможность прорыва воды или газа).
В нагнетательных скважинах назначение каждого пропластка Для гидроразрыва производится с учетом необходимости обеспечения равномерного продвижения нагнетаемой воды, а следовательно, и перемещения контура нефтеносности в пределах всей толщины заводняемого пласта, т. е. обеспечения охвата пласта вытеснением. Применение метода направленного гидроразрыва обеспечивает в ряде случаев решение проблемы регулирования профилей "Риемистости в нагнетательных и профилей продуктивности в добывающих скважинах. А это является основой решения задачи Наиболее полной выработки нефти из всех пропластков в условиях Не°днородных пластов.
Многократные гидроразрывы пласта проводятся в продуктив-Нь'х пластах, содержащих несколько пропластков, разделенных непроницаемыми прослоями. Во время однократного гидроразрыва
415
пласта почти всегда трещина образуется в высокопроницаем пропластках, а менее проницаемые практически не подвергаю разрыву. При проведении многократного гидроразрыва пласта в " сокопроницаемые или трещиноватые зоны пласта временно зак пориваются и разрыв пласта производится в низкопроницдемь пропластках, которые при этом вовлекаются в активную разработ ку. Иногда для более полного охвата низкопроницаемых объектов разработкой после затухания эффекта гидроразрыва пласта или об воднения скважин тампонируют первоначальную систему трещин и проводят повторный гидроразрыв для создания новой области фильтрации.
Результаты применения гидроразрьша пласта на месторождениях со слабопроницаемыми коллекторами и в песчаных пластах с ухудшенной продуктивностью описаны в работах многих авторов, в частности [345].
В 1991—1994 гг. на Ромашкинском месторождении были выполнены 190 гидроразрывов пласта, в том числе 19 на Абдрахма-новской площади, с целью оценки возможности дополнительной добычи нефти на поздней стадии в условиях многопластового объекта разработки [65]. Технологическая эффективность метода по [345] показана в табл. 4.8.
Для изучения возможности увеличения темпов отбора нефти, коэффициента извлечения нефти отдельных песчаных линз и пластов слабопроницаемых коллекторов верхней пачки был выбран опытный участок по пласту 63 (рис. 4.9).
На данном (см. рис. 4.9) участке были выполнены гидроразрывы пласта бг в скв. 8902, 3319, 23457, 23458 оборудованием и по технологии halliburton services. Показатели разработки с 1990 по 1995 г. пласта 63 участка приведены в табл. 4.9 [65].
Сопоставление эксплуатационных характеристик двух скважин опытного участка по пласту 63 со схожими геолого-промысловыми характеристиками по скв. 8902, в которой выполнен гидроразрыв пласта, и скв. 8904, где гидроразрыв пласта не проводился, приведено на рис. 4.10. За период с августа 1990 г. по декабрь 1994 г. по скв. 8902 добыто 4599 т нефти и 8925 т жидкости, а по скв. 8904 — 1954 т нефти и 3477 т жидкости, т. е. прирост добычи нефти от гидроразрыва пласта по скв. 8902 составляет 2645 т. На рис. 4.11 представлена характеристика вытеснения по опытному участку в целом. 416
Таблица 4.%
Технологическая эффективность гидроразрыва пласта в скважинах Абдрахмановской площади
Номер п/п Скважины Перфорированный пласт Дата ГРП (месяц, год) Эксплуатационные характеристики до ГРП Дополнительная добыча нефти, т
Индекс пласта Толщина, м Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводненность, % 1991 г. 1992 г. 1993 г. 1994 г. 1995 г.
1 9105 бз 3,0 08.1992г. 1,9 1,6 13,8 — 339 3090 746 41
2 13866 ггд 6,4 08.1992г. 4,1 2,9 29,4 — 119 722 427 322
3 8902 бз 1,0...1,8 08.1990г. 1,0 0,7 18,2 932 1094 1255 1195 29
4 3319 б, в 1,6 1,8 12.1991 г. 2,0 1,2 34,2 — 526 1446 1498 839
5 9106 б\+2 3,2 10.1992г. 1,6 1.2 25,0 — 120 980 398 62
6 13949 бз 1,76 12.1992г. 1,6 0,9 43,5 — — 853 705 353
7 23589 бз 2,6 11.1992г. 2,5 1,7 21,9 — 93 1764 975 1091
8 9143 бз 1,6 03.1993г. 6,5 4,3 27,5 — — 267 2234
9 23745 а 3,6 03.1993 г. 2,7 0,7 74,0 — — 31 93 396
10 18996 бз 1,2; 0,8 03.1993 г. 4,6 3,3 20,2 — — 196 118 —
Окончание табл 4.8
Ломер п/п Скважины Перфорированный пласт Дата ГРП (месяц, год) Эксплуатационные характеристики до ГРП Дополнительная добыча нефти, т
Индекс пласта Толщина, м Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводненность, % 1991г. 1992г. 1993г. 1994 г. 1995г.
11 14101 б, б, 2,2 1,2...2,0 07.1993г. 0,5 0,4 17,3 — — 74 217 —
12 18910 а 3.4 09.1993г. 5,0 2,2 50,0 — — 41 0 14
13 23725 62 2,8 09.1993г. 3,0 2,1 20,0 — — 47 234 103
14 23458 бз 2,4 09.1993г. 4,0 1,2 65,0 — — 93 931 684
15 23459 в 2,0 11.1993г. 4,0 2,4 30,0 — — 157 487 340
16 13978 б\+2 3,4 11 1993г. 10,0 6,0 30,0 — — 78 588 143
17 23595 г-i 2,6 02.1994г. 4,0 1,0 70,0 — — — 260 375
18 23621 в гъд 2,6 2,0 02.1994 г. 2,0 1,2 30,0 — i i 536 / 90 /
Ж427 ' ^ Ml • • •°..vTt-(i
13978 О 1,44
Рис. 4.9. Карта разработки участка ГРП после воздействия
Таблица 4.9
Показатели разработки опытного участка Абдрахмановской площади после проведения гидроразрыва пласта
Дата (месяц, год) Показатели разработки по участку Дополнительная добыча нефти, тыс. т
Добыча жидкости, м3/сут Добыча нефти, т/сут Обводненность, % Пластовое давление, МПа Забойное давление, МПа за месяц накопленная
0990 — - — ' -------- 1090 13,0 5,5 11,96 14,87 7,0 38 38
15,0 5,2 11,98 14,87 7,0 52 90
1190 15,0 5,2 11,98 14,87 7,0 50 140
1290 35,0 10,1 34,71 14,87 7,0 60 200
0191 33,0 9,8 32,9 14,87 7,0 58 258
0291 ------- -. .. 0391 23,0 5,9 22,84 14,87 7,0 52 310
21,0 5,7 20,73 14,87 7,0 54 364
27%-4654
419
Продолжение табл
Дата (месяц, год) Показатели разработки по участку Дополнительна, добыча нефти, ТЬ1С ,.
Добыча жидкости, м3/сут Добыча нефти, т/сут Обводненность, % Пластовое давление, МПа Забойное давление, МПа за месяц накопленная
0491 23,0 5,5 22,96 14,87 7,0 57 421
05.91 21,0 8,7 19,87 14,87 7,0 54 475 • ------------ . 528 ------------- 584 ----- • ----- _ 640 ------ - ------ 696 ---------- — 753
0691 17,7 11,6 15,38 14,87 7,0 53
07.91 18,7 11,9 16,40 14,87 7,0 56
0891 18,2 11,8 15,89 14,87 7,0 56
09.91 17,7 10,7 15,64 14,87 7,0 56
10.91 17,3 10,6 15,34 15,97 7,0 57
11 91 12,2 7,3 10,65 15,97 7,0 108 834
12.91 16,6 10,0 14,65 15,97 7,0 81 942
01.92 18,5 10,6 16,38 15,48 7,18 46 988
02.92 16,1 9,3 14,07 15,48 7,18 68 1056
03.92 18,2 11,6 15,90 15,58 8,9 146 1202
0492 19,3 12,6 16,78 15,58 8,9 211 1413
05.92 19,3 12,7 16,88 15,98 8,1 169 1582
06.92 18,2 12,1 15,77 15,85 8,1 148 1730
07.92 17,4 11,4 15,18 15,35 8,1 155 1885
08.92 15,3 9,2 13,34 15,35 8,4 99 1984
09.92 14,1 10,2 14,01 15,35 8,4 113 2097
10.92 18,9 12,0 16,50 15,35 8,4 237 2334
11.92 18,3 9,3 14,69 15,35 7,0 175 2509
12.92 16,4 10,4 15,66 15,15 8,6 201 2710 _ ----------- 2913
01.93 19,8 11,6 17,87 15,0 8,6 203
02.93 19,9 11,9 18,06 13,98 8,9 140 3053 ________ -3260 _ ------ ----- ' 3489 _ --------- ' 3673 . ________ ' 3838 ___—-- -^
03.93 19,1 11,7 17,04 14,15 8,9 207
04.93 19,2 11,9 17,24 14,15 8,9 229
05.93 18,9 11,3 17,27 14,38 9,7 184
06.93 19,8 12,1 17,85 14,40 9,7 165
420
Окончание табл. 4.9
дата (ме-сяи. год) Показатели разработки по участку Дополнительная добыча нефти, тыс. т
Добыча жидкости м3/сут Добыча нефти, т/сут Обводненность, % Пластовое давление, МПа Забойное давление, МПа за месяц накопленная
0793 20,0 11,3 18,30 15,2 11,1 259 4097
0893 22,3 12,2 20,73 17,0 11,1 246 4343
0993 16,9 10,4 15,04 17,0 11,1 251 494
Ш93_^ 19,4 11,8 17,55 17,0 11,1 231 4825
11.93 32,1 14,3 30,54 18,3 11,8 326 5151
12.93 29,9 18,2 27,04 18,3 11,8 508 5659
01.94 27,0 17,1 24,01 16,5 10,6 321 5980
02.94 26,0 16,5 23,11 15,5 9,8 297 6277
03.94 26,0 16,5 23,11 15,1 9,8 339 6616
04.94 26, 16,5 23,11 15,1 9,8 252 6868
0594 21,5 12,6 19,27 15,1 9,9 397 7265
0694 29,0 18,3 25,91 15,1 9,9 336 7601
07.94 28,0 17,7 25,01 15,1 9,9 434 8035
0894 28,0 17,7 25,01 15,0 8,7 434 8469
09.94 25,0 15,7 22,32 14,8 8,6 360 8829
10.94 20,0 12,5 17,72 14,8 8,6 233 9062
11.94 27,0 16,7 24,13 15,6 9,2 306 9368
12.94 27,0 14,1 24,13 15,6 9,0 403 9731
01.95 22,6 13,7 37,85 15,6 9,0 195 10067
02.95 22,0 14,1 37,85 15,0 9,0 84 10151
03.95 22,2 10,9 36,60 15,1 8,8 105 10256
04.95 16,8 10,9 35,40 15,1 8,8 120 10376
05.95 06.95 07.95 16,8 9,8 35,40 15,1 9,0 120 10575
15,0 9,8 35,70 15,5 9,0 184 10759
15,0 9,8 35,70 15,5 9,0 207 10966
08.95 09.95 10,95 15,0 9,6 35,70 15,5 8,9 199 11165
14,5 9,6 34,00 15,0 8,9 154 11319
14,5 9,6 34,00 15,0 8,6 211 11530
11.95 12,0 7,9 34,00 14,8 8,6 116 11646
12.95 12,0 7,9 34,00 14,8 8,6 118 11764
421
II
I
9,0 '8,0
' 7,0
"
=. 5,0 ?
#4.°
3,0
2,0
, 1,0
\
Ot.i>2
01.93 '01.94
б
01.95 01.95
Месяц, год
6,0 |F 5,0
3,0 2,0 1,0
-.4 '
01.92 01.93 01.94 01.95
01.95
Месяц, ГОД
Рис. 4.10. Эксплуатационные характеристики соответственно скв. 8902 после проведения ГРП (а) и скв. 8904 без проведения его (б)
422
I
320 310 300 290 280
270 260
6.88
4,91 4,99 5,07 5,15 5,23 5,31 5,39 5,47 5,55
ИОД
Рис. 4.11. Характеристика вытеснения опытного участка ГРП (точка на кривой соответствует датам (месяцу и году))
Таким образом, метод гидроразрыва пласта является одной из высокоэффективных технологий по интенсификации добычи нефти и увеличению коэффициента вытеснения нефти в результате охвата воздействием слабопроницаемых коллекторов и песчаных пластов 2-й группы с низкой продуктивностью или вскрытых небольшим числом скважин, когда организация заводнения представляет определенные трудности. Изменение фильтрационных зон пласта на большом расстоянии от скважины позволяет охватить обширные зоны коллектора заводнением и тем самым повысить конечную нефтеотдачу пластов.
423
4.4. Регулирование охвата воздействием при вторичном вскрытии пластов
Не останавливаясь на широко распространенной технолог выбора вторичного вскрытия пластов, принятой в нефтедобыва1п щей промышленности и, в частности, в республике Татарстан еле спуска обсадной колонны, отметим лишь возможность разгру ки призабойной зоны от горного давления путем выжимания и уда ления глинистых прослоев из пласта [97].
В процессе выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости пластов происходит наиболее интенсивная фильтрация по высокопроницаемым пропласткам и участкам коллекторов. При разработке продуктивных пластов с применением систем заводнения различная скорость фильтрации приводит к прорывам воды по таким пропласткам и участкам коллекторов. При наличии в пласте водонефтяного контакта начального или возникшего при заводнении эксплуатация скважин нередко сопровождается образованием конуса обводнения. Для пластов с высоковязкой нефтью ускоряется процесс промыва закачиваемых вод по более проницаемым пропласткам и участкам из-за увеличения соотношения вязкостей нефти и воды.
Послойная неоднородность пластов по проницаемости и практическое отсутствие проницаемости по вертикали позволяют выбрать плотность перфорации при вторичном вскрытии, обеспечивающую максимальный коэффициент гидродинамического совершенства по характеру вскрытия отдельных пластов. При этом принято для пластов с водонефтяным контактом вскрывать перфорацией только часть нефтенасыщенной толщины пласта.
Разная плотность перфорации отдельных пластов или прослоев пласта позволяет обеспечить различный коэффициент гидродинамического совершенства по характеру вскрытия по интервалам перфорации. Снижение плотности перфорации по высокопроницаемым пластам или прослоям и увеличение плотности по менее проницаемым в скважине обеспечивают равномерность скорости вытеснения нефти по отдельным пластам и прослоям. Регулирование равномерности выработки отдельных прослоев и отдельных пластов многопластового объекта разработки при вторичном вскрытии проводят в следующей последовательности:
-— согласно технологической схеме или текущему состоянию разработки выбирают пласт или пласты, подлежащие вскрытию;
424
выделяют интервалы с различными коллекторскими свой-например, проницаемостью выбранного пласта или пла-
ст°в;
__проводят перфорацию с различной плотностью в зависимо-
тй от проницаемости отдельных прослоев пласта и отдельных платов, при наличии в пласте водонефтяного контакта перфорацию ефтенасыщенной толщины производят плотностью от оптималь-н?)Го на кровле пласта до нуля по направлению водонефтяного контакта по толщине пласта;
— при необходимости вскрытие отдельных пластов или прослоев пласта перфорацией совмещают с другими методами вскрытия.
Необходимо отметить, что регулирование равномерности выработки отдельных прослоев пласта и отдельных пластов многопластового объекта разработки при вторичном вскрытии осуществляется по залежи в целом при достижении заранее установленного расчетного коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия отдельных прослоев пласта или пластов в добывающих и нагнетательных скважинах.
При уточнении геологического строения пластов, анализе текущего состояния разработки, геолого-промысловом анализе состояния выработки запасов нефти в любой стадии разработки предусматриваются корректировка, выбор и достижение оптимального коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия по прослоям или пластам при производстве обработок призабойной зоны скважин или изоляционных работ.
Регулирование равномерности выработки пластов должно осуществляться на основе изучения динамики распределения неф-тенасыщенности по толщине и площади пластов. Наряду с картами распределения текущей нефтенасыщенности по пластам при оперативном управлении процессом выработки отдельных участков необходимо использовать информацию геофизических, гидродинамических исследований, полученную по пластам эксплуатируемых скважинами (расходометрия, дебитометрия, термометрия, индикаторные кривые и т.д.), обводненности, перепадам давления и зависимостей дебита нефти скважин, темпов отбора нефти от различ-ных параметров. При этом оптимизация коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия по отдельным пробоям или пластам (например, путем изменения плотности перфо-РаЧии) является одним из способов регулирования равномерности Вьфаботки запасов нефти.
425
Областью применения являются объекты разработки, имеющц неоднородность по коллекторским свойствам или насыщенности Регулирование равномерности выработки запасов нефти отдельных прослоев или отдельных пластов проводится при вторичном вскры. тии после бурения или при различных воздействиях на пласты в добывающих и нагнетательных скважинах (например, при обработке призабойной зоны, гидроразрыве пластов, гидропескоструйной перфорации, бурении горизонтальных стволов, селективной изоляции пластов и т.д.) самостоятельно или в сочетании с другими физико-химическими и гидродинамическими методами регулирования выработки запасов нефти.
Целью совершенствования вторичного вскрытия является увеличение нефтеотдачи пластов за счет повышения охвата выработкой вовлечения в работу невырабатываемых пластов при их совместной разработке, сокращение сроков разработки нефтяных месторождений путем достижения равномерности выработки отдельных прослоев пласта и отдельных пластов многопластового объекта разработки.
Наличие зависимости коэффициента продуктивности и дебита скважины от плотности перфорации и различных видов вскрытия убедительно доказано как у нас, так и за рубежом [346—348]. В работах ряда авторов изучено влияние таких факторов, как:
— частичное вскрытие пласта или более редкая плотность перфорации надебиты скважин [349];
— вскрытие пластов с учетом геолого-технических данных и регулирование отборов жидкости на поддержание оптимального забойного давления по пластам [350];
— вскрытие различными методами (пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная перфорация и т.д.) на успешную эксплуатацию скважин и достижение максимального коэффициента гидродинамического совершенства, отбора жидкости [351, 352].
Объект разработки будет выработан полностью, наиболее равномерно и интенсивно, с максимальным коэффициентов нефтеизв-лечения, при условии, что будут выработаны отдельные пласты и все прослои с различной для данного пласта геолого-геофизическои характеристикой. Регулирование скорости выработки отдельных прослоев можно производить за счет изменения коэффициента гидродинамического совершенства.
Например, равномерная выработка отдельных пластов или прослоев пласта может быть достигнута в том случае, если продолжительность выработки будет одинакова, т.е.
426
ti = t2 = ...=ta, , „, (4.5)
де t\, t2, tn — продолжительность выработки соответствующих пластов или прослоев пласта.
Выразив продолжительность выработки пластов или прослоев пласта отношением дренируемого объема к дебиту, имеем
t, — •
(4.6)
где К-1, — радиус контура питания пласта, м; А, — толщина пласта или прослоев пласта, м; q\ — дебит данного пласта или прослоя его, М3/сут.
Поставив в уравнение (4.6) дебит из формулы Дюпюи
,,~*ЬЬ?1. (4.7)
после преобразования получим уравнение (4.5) в виде:
k *^k k
In—L + C, In—- + Ci In—- + С„
К,
А",
(4.8)
? ? ^
Для случая когда, In—L = In—- =... = In—- = A,
имеем:
l + Ci
~кГ
+ С
(4.9)
(4.10) (4.11)
(4.12)
где гс — радиус скважины в интервале пласта, м; Сь С2, ..., С„ — коэффициент гидродинамического совершенства скважины по дан-Ному пласту иди прослою пласта; Л°ь К2, •••, Кп — проницаемость Пласта или прослоя, м2.
Если каждый прослой пласта или отдельные пласты в данной скважине имеют различные радиусы скважин (гс) в процессе пер-
427
винного вскрытия бурением (горизонтальный ствол по пластчл различные контуры питания (7?к), различные коэффициенты сов шенства по степени (С') и по характеру (С") вскрытия, а так* различные проницаемости (К), то необходимо пользоваться уг>а нением (4.8), причем:
с, = с; + с,-, с2 = с; + с;, с„ = с; + с;,
(4.13)
при полном вскрытии пластов принято, что коэффициент совеп. шенства по степени вскрытия:
-О
- U .
(4.14)
Таким образом, поставленная цель увеличения нефтеотдачи и сокращения сроков разработки при различных проницаемостях пластов или прослоев пласта достигается за счет целенаправленного изменения коэффициента гидродинамического совершенства при вскрытии обсадной колонны после бурения, причем, чем больше проницаемость, тем больше должен быть коэффициент гидродинамического совершенства. Схема вторичного вскрытия неоднородных по проницаемости пластов приведена на рис. 4.12. В случае если коэффициент гидродинамического совершенства по степени вскрытия равен нулю (при рассмотрении зависимости дебита от плотности перфорации), коэффициент гидродинамического совершенства будет зависеть от характера вскрытия пласта.
По эмпирической формуле для фильтров с круглыми отверстиями для изотропного пласта величина С определяется согласно [347] по формуле:
= 0,4932(l,012 ио,0066 „ 1
где п — число отверстий на 1 м обсадной трубы; d — диаметр перфорационных отверстий, см.
Приняв для данного типа перфораторов одинаковый диаметр перфорационных отверстий, получим зависимость коэффициента гидродинамического совершенства от плотности перфорации по пластам или по прослоям пласта, подставив формулу (4.15) Б уравнение (4.12):
428
нефть нефть
нефть ВНК
вода
А
с,
Плотность перфорации , отв/м
Коэффициент несовершенства по характеру вскрытия
Рис. 4.12. Схема вторичного вскрытия неоднородных по проницаемости пластов

0,4932(l, ^-f - LL— »! (0,0066 _
+ 1,033
0,4932(l,012 0,4932(1.0 12 (4.16)
* Для упрощения записи уравнения (4.16) примем
Д = 0,4932(1,ОШ1-82+1)> ' (4.17)
B = 0,0066rf4>5+l,033. ' (4.18)
Тогда по уравнению (4.12) получим зависимое» плотности перфорации от проницаемости пласта: |
S Д- А + -Д- -
: и R
(4.19)
А + -
и,В _
А + -
и,В
К
Уравнение (4.19) дает возможность заранее до вскрытия обсадной колонны, выделив каждый пласт или отдельные пласты по разрезу скважины, на основании результатов геофизического исследования скважин, устанавливать величину коэффициента гидродинамического совершенства для достижения оптимальных по данной скважине, с учетом состояния разработки, темпов отбора нефти вскрываемых пластов [353, 354]. Такой подход позволяет регулировать темп выработки отдельных пластов или прослоев в данной скважине, т.е. появляется возможность регулирования разработки без чрезмерного уплотнения сетки или усиления системы заводнения по каждому пласту многопластового объекта разработки для достижения их равномерности выработки, сокращения сроков раз* работки нефтяных пластов по сравнению с существующими способами их вскрытия и разработки.
В настоящее время, как правило, вскрывается перфорацией только один пласт многопластового объекта ввиду возможности опережающего обводнения отдельных пластов, так как изоляция воды сопряжена с определенными трудностями, большими затра тами и приводит к снижению конечного коэффициента нефтеотД3 чи. В то же время такая технология разработки ведет к заниженй1°
430
вовлеченных в разработку запасов нефти, т.е. снижает годовые темпы отборов нефти.
Аналогичная ситуация наблюдается и при вскрытии пластов с додонефтяным контактом, когда с целью исключения возможности образования конуса обводнения вскрывают только 30...40 % неф-тенасыщенной толщины.
По данным лабораторных исследований и результатам анализа разработки площадей Ромашкинского месторождения, проведенных в ТатНИПИнефти, было показано, что коэффициент охвата пласта по толщине процессом вытеснения составляет 0,8, а также при совместной разработке пластов, вскрываемых с одинаковым коэффициентом вскрытия, в разработку вовлекаются только три из семи перфорированных пластов. Следовательно, исходя из вышеизложенного, неправильно считать, что оптимальным является достижение максимального отбора нефти (жидкости) по какому-либо пласту на момент его вторичного вскрытия.
Под термином "оптимальное вторичное вскрытие" подразумевается вскрытие пласта или пластов многопластового объекта разработки, обеспечивающее максимальный текущий и накопленный отбор нефти со скважины, наибольший охват запасов нефти выработкой и равномерное вытеснение нефти закачиваемым агентом (водой) к добывающим скважинам по всем продуктивным пластам и прослоям пласта [65].
Для определенных прослоев или пластов предусматривается совершенствование вскрытия различными методами (пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная перфорации), обеспечивающие различный коэффициент гидродинамического совершенства при вторичном вскрытии не только ранее неперфорированных пластов, но и при повторном вскрытии отдельных прослоев пласта или пластов.
Для улучшения эффективности выработки отдельных пластов рекомендуется проведение различных воздействий на продуктивные интервалы, включая методы обработки призабойной зоны (закачка кислот, растворителей, гидродинамическое воздействие, гид-Р°разрыв пластов, бурение горизонтальных стволов) и методы ограничения притока из отдельных прослоев пласта или пластов на основе уравнения (4.8).
Приведем для примера расчет вторичного вскрытия скв. 9122д ] Абдрахмановской площади, пробуренной долотом диа-216 мм и имеющей радиус контура питания RK = 180 м. Буре-вскрыты пласты с параметрами, приведенными в табл. 4.10.
431
I
Таблица 4
Ю
Коллекторские свойства скв. 9122 д
Индекс Пласта Толщина пласта, м | нефтенасыщенная ^ Проницаемость пласта, мк *
V. водонасыщенная )
а+б 4,0/4,6 0,201
бг 2,8 0,246
63 4,0 0,274
в 1,6 0,0967
гг 1,2 0,115
д 4,0 0,184
В кровле пласта а имеется более плотный прослой толщиной равной 1,0 м с проницаемостью 0,150 мкм2. Условие равномерности выработки отдельных прослоев пласта или отдельных пластов мно-гопластового объекта будет выполняться, если продолжительность времени их выработки будет равной. В этом случае согласно уравнению (4.8) получаем:
(4.20)
•j-r -tf- -rf-
А! л2 л6
D 1 Of\
Величина In—- = In-------= 7,4186 « 7,42, тогда
rc 0,108 '
7,42C, = 7,42C2 = 7,42C3 = 7,42C4 7,42C5 = 7,42C6 0,201 ~ 0,246 ~ 0,274 ~ 0,0967 ~ 0,115 ~ 0,184
Определим коэффициент гидродинамического совершенства и способ вскрытия каждого пласта и отдельных прослоев пласта Принимаем максимальную плотность перфорации 45 отв. на 1 м п° худшему по проницаемости пласту в, и по графикам В.И. 1ДУРОБ [347] определяем, что коэффициент С4 = 0,6. Тогда из уравнени для остальных пластов получаем
432
С, = 9,2; С2 = 13,0; С3 = 15,3; С5 = 2,1; Сб = 7,8. По графикам В.И. Щурова определяем плотность перфорации ка*Д°го пласта перфоратором ПК-103:
а - 6 отв/м; б2 = 4 отв/м; 63 = 6 отв/м; в = 45 отв/м; г2 = 22 отв/м; <3 = 6,5 отв/м.
Ввиду того, что пласт а сливается с нижележащим водонасы-щенным пластом бь образуя единый пласт с водонефтяным контактом, и имеет в кровельной части уплотненный прослой толщиной /г, = 1,0 м с проницаемостью k\ = 0,150 мкм2, вскрытие обсадной колонны по толщине пласта а производим кумулятивной и гидропескоструйной перфорацией (табл. 4.11)
Таблица 4.11 Расчетные параметры вскрытия пластов скв. 9122 д
Толщина прослоя с кровли пласта а, м Проницаемость прослоя, мкм2 Коэффициент совершенства Плотность вскрытия, плотность перфорации, отв/м
1,0 0,150 5,0 ГПП/2,0
1,0 0,201 9,2 ПК- 103/6,0
0,5 0,201 9,2 11,5 ПК- 103/6,0 4,5
0,5 0,201 11,5 20,0 ПК- 103/4,5. 3,0
0,5 0,201 20,0 34,0 ПК- 103/3 1,5
0,5 0,201 34,0 ПК-103/1,5 0
Параметры гидроакустической перфорации определены из Уравнения В.И. Щурова [347]: ширина щели — 8 мм, число щелей на 1 м трубы — 2 отв.; высота щели — 127 мм.
Коэффициент совершенства вскрытия по толщине пласта а определен по графикам В.И. Щурова при изменении плотности перфорации от оптимального до водонефтяного контакта.
Разработка и внедрение постоянно действующих математических моделей геологических объектов, возможность проведения сложных гидродинамических расчетов с учетом состояния выработки запасов нефти межскважинных интервалов позволят совер-Щенствовать эффективность вторичного вскрытия.
433
ПК КС, ПС
гк, нгк
ДГД
1
ю
J1784
1788
1792
1796
о юо
Рис. 4.13. Динамика выработки пластов при изменении плотности перфорации. Скв. 23536, интервалы перфорации: 1783,6... 1785,2 (25 отв/м), 1785,2...1788,8 (125 отв/м), 1786,8...1788,0 (8,3 отв/м); интервал 1788...1790 м был ранее перфорирован ПК-103
1 По данным экспериментальных работ и выполненных расчетов совершенствование вторичного вскрытия позволяет увеличить коэффициент охвата и, соответственно, коэффициент нефтеотдачи при разработке отдельных пластов с различной проницаемостью толщин до 20 %; до 2-х раз увеличить темп отбора нефти многопластовых объектов (в начальных стадиях разработки), увеличить объем вовлеченных в разработку запасов нефти в скважинах; до 10 % увеличить коэффициент нефтеотдачи и темп отбора нефти пластов с водонефтяным контактом.
Изменение характера выработки пластов при достреле пластов г\, г2 с переменной плотностью перфорации на примере скв. 23536 показано на рис. 4.13. Пласт г\ с худшими коллекторскими свойствами по геофизическим исследованиям скважин вырабатывают более высокими темпами отборов, чем пласт "г3д" с лучшими коллекторскими свойствами.

На главную страницу