Головна

Технології впливу на МСП гідродинамічними методами

  1. II. Нові комунікаційні технології та послуги
  2. Internet / lntranet-технології
  3. Web-сайт як форма рекламних комунікацій: етапи розробки, умови ефективності, технології рекламної підтримки
  4. Аварійно хімічно небезпечні речовини. Дати визначення ахова, способи впливу на організм людини.
  5. Алгоритмізація і програмування. Технології програмування.
  6. Аналіз даних із застосуванням технології консолідації.
  7. антропічний ВПЛИВУ

За загальноприйнятою класифікацією (див. Малюнок 59 в) до гідродинамічним методам інтенсифікації видобутку та підвищення КІН відносяться наступні:

- Гідророзрив пластів (ГРП);

- Буріння бокових стволів і горизонтальних свердловин (БС і БГС);

- Нестаціонарне заводнення і зміна напрямку фільтраційних потоків.

Гідророзрив пласта [76] переважно проводити тоді, коли радіус погіршеної (закольматірованной) зони пласта перевищує 2 метри (див. Таблицю 6). При цьому в залежності від глибини розкриття пласта можна розглядати принаймні три різновиди ГРП: локальний або малопронікающій (2-5 м), среднепрокающій (10-40 м) І глибокопроникні (10-100м) [77].

локальний ГРП застосовують, як правило, для розтину зони кольматації в високопористих пластах. Среднепронікающій - Для дренування колекторів з пористістю в межах 10-15%, а масований- В нізкопорових колекторах (3-5%) для створення глибокого каналу дренування з метою інтенсифікації процесу відбору нафти і підвищення КІН важко видобувних запасів.

Відомо [77], що тріщина, що утворюється при ГРП може мати дві орієнтації в пласті: горизонтальну і вертикальну. Горизонтальна орієнтація тріщини переважає до глибин 700-800 метрів, де вертикальна складова ваги гірської породи може бути подолана гідравлічним тиском рідини, що нагнітається в свердловину, без механічного руйнування конструкції її кріплення (колони і цементного кільця).

На великих глибинах формуються, як правило, тріщини вертикальної орієнтації, т. К. На них максимальна напруга бокового розпору завжди буває менше вертикальної складової ваги гірської породи, яке легко може бути подолано гідравлічним тиском рідини, що нагнітається в свердловину при ГРП.

У разі формування вертикальної тріщини вона має по відношенню до свердловині два крила, які розвиваються (формуються) в породі симетрично в двох протилежних напрямках. При цьому напрямок формування тріщини визначається орієнтацією вектора мінімальних напружень бокового розпору і, як правило, є ортогональним по відношенню до нього. Звідси випливає висновок про те, що можливість управління розвитком тріщини при ГРП по заздалегідь заданому напрямку практично відсутня, хоча ймовірність передбачення цього напрямку є досить великий, якщо добре вивчити фактори, що впливають на величину і напрямок напруг бокового розпору в гірській породі. При цьому не слід випускати з уваги той факт, що тріщина при ГРП розвивається по механічно ослабленим зонам пласта, наявність яких супроводжується концентрацією в них природної тріщинуватості. Цей факт дає достатні підстави для надійного прогнозу напрямку розвитку тріщини при ГРП, оскільки ослаблені зони пласта, супроводжувані наявністю природної тріщинуватості можуть бути надійно виділені за допомогою ВСП [78].

Застосування ГРП на старих родовищах тривалий час розробляються із застосуванням системи ППД вимагає особливо ретельного і виваженого підходу, коли важливість правильного прогнозу напрямку розвитку тріщини багаторазово зростає.

У разі помилки при прогнозі досить одного крила тріщини потрапити в зону промитого пласта, як це необоротно призведе до повного обводнення продукції після введення свердловини в експлуатацію. Такі випадки частіше є правилом, ніж винятком, особливо на родовищах в пізній стадії експлуатації.

Технологія буріння бокових стволів (БС) і бічних горизонтальних стовбурів (БГС), виконуючи ту ж роль, що і формування тріщини при ГРП, т. Е. Створюючи в пласті глибокі і протяжні канали дренування, має перед штучної тріщиною ту перевагу, що їх можна прокладати в потрібному заздалегідь заданому напрямку і забезпечувати тим самим більш ефективне витяг ТІЗ з відомих застійних зон пласта.

Вищевказані переваги та недоліки технологій ГРП і БГС добре ілюструються малюнками 65 а, б, 66 а, б, з яких видно, що істотний вплив на ефективність цих МУН надає налчіе достовірних даних про конфігурацію кордону залишкових ціликів нафти поблизу свердловини і можливість прогнозу тріщини при ГРП , а також правильність вибору напрямку забуріванія БГС.


малюнок 65 - Вибір об'єктів для ГРП


малюнок 66 - Вибір напрямку при будівництві БС і БГС


Нестаціонарне заводнення отримало своє визнання у нафтовиків в останні роки. Основною метою його застосування було бажання максимально знизити обводненість продукції при експлуатації родовищі на пізній стадії, коли вона неухильно росла і досягла, нарешті, такого рівня (> 80%), стало істотно відбиватися на рентабельності розробки.

Пошук технологами найбільш прийнятних режимів експлуатації привів їх до думки про те, що безперервний (стаціонарний) в часі цикл закачування води в системі ППД треба скорочувати і чергувати його з періодами паузи, коли закачування тимчасово припиняється.

Цікаво, що на цю просту по геніальності ідею наштовхнув технологів аналіз результатів застосування на деяких родовищах в системі ППД прісної води з наземних водойм. В силу швидкого замерзання взимку відвідав з прісною водою закачування на зимовий час доводилося припиняти на 5-6 місяців, а потім відновлювати з настанням тепла. Виявилося, що такий періодичний режим мало позначився на продуктивності свердловин, зате забезпечив суттєве зниження обводнення видобувається з них продукції.

Коли ця ідея стала загальним надбанням технологів-нафтовиків, то з цього моменту стали з'являтися і випробуватися різні варіанти технології нестаціонарної закачування. До них в першу чергу можна віднести наступні найбільш перспективні технології, а саме:

- Нестаціонарна, циклічна закачування з одночасним відбором;

- Нестаціонарна, циклічна закачування з паузою між періодом закачування і відбору;

- Стаціонарна закачування зі зміною фільтраційних потоків;

- Нестаціонарна, циклічна закачування зі зміною фільтраційних потоків;

- Нестаціонарна, циклічна закачування зі зміною фільтраційних потоків з паузою між періодом закачування і відбору.

За всієї начебто розмаїтості цього виду МУН, загальним для них залишається механізм витіснення нафти з колектора при проходженні по ньому чергуються в часі і просторі репрессіонним-депресійних пружних хвиль тиску.

Якщо прийняти за основу будови пласта-колектора тріщини-блокову модель, то пояснити процес витіснення нафти з колектора нагнітається водою можна наступним чином [69].

Як випливає з цієї моделі блоки гірської породи, що мають межзерновую природу пористості, є акумуляторами нафти. Міжблокове тріщини - флюідопроводящімі каналами по яким нафту з блоків рухається до вибоїв видобувних свердловин.

При високому рівні обводнення продукції обумовленому високими темпами і об'ємами закачування води через нагнітальні свердловини, вода, що володіє гідрофільними властивостями і рухається по флюідопроводящім тріщинах від нагнітальних свердловин до вибоїв добивних, відсікає нафту, що знаходиться в блоках гірської породи приводячи тим самим до утворення в них застійних, невироблена зон.

У цих умовах, що видобувається зі свердловин продукція має високий рівень обводнення супроводжуваний значною концентрацією в пласті (його блоках) залишкової (невироблена) нафти.

У разі застосування нестаціонарної, циклічної закачування, коли по міжблокової тріщинах рухаються хвилі тиску і розрядження, то в силу гидрофильности і гідрофобності води і нафти це призводить до того, що на піку хвилі тиску вода не може глибоко проникнути в поровое простір нефтенасищенной пласта, а в основному тільки підвищує в ньому внутріпорового тиск, тоді як на наступній стадії проходження по тріщинах хвилі розрядження, відбувається «підсмоктування» гидрофобной фази (нафти), з порового простору блоку гірської породи безпосередньо в флюідопроводящую тріщину, що істотно полегшується «підгорнутим» станом нафти в його поровом просторі.

Все це разом узяте призводить до того, що при циклічному режимі закачки по флюідопроводящім тріщинах розділяє нефтенасищенной блоки, рухаються безперервно і послідовно один за одним чергуються фази води і нафти.

Оптимізація подібного режиму заводнення досягається шляхом обґрунтованого вибору оптимального співвідношення між тривалістю періоду закачування і паузи в залежності від конкретних геолого-фізичних і геолого-промислових умов.

З огляду на все вищесказане щодо промислової ефективності ініціювання релаксаційних процесів в продуктивних колекторах і нестаціонарного режиму заводнення, що забезпечують підвищення КІН при видобутку ТІЗ з ціликів нафти сформувалися в МСП можна зробити висновок про те, що в раніше розглянуту нами формулу (17) необхідно додати ще один член -  , Який буде характеризувати ступінь дренування продуктивного пласта. При цьому  не є величиною постійною і буде змінюватися в залежності від різниці між гірським і пластовим тисками, яке отримало визначення «диференціального тиску».

Зв'язок між коефіцієнтом дренування і диференціальним тиском можна виразити у вигляді формули:

 , (30)

де  - Коефіцієнт, що залежить від особливостей структури порового простору і відображає її диференціальні здатності;

 - Диференціальне тиск, МПа.

Тоді з урахуванням формули 30, формула 17 прийме наступний вигляд

 . (31)



Технології впливу на МСП фізико-хімічними методами | Фундаменти і стіни підвалів

Глава 5. Сучасні технології збільшення нафтовіддачі на пізній стадії розробки родовищ | Методика аналізу стану розробки з метою прийняття обґрунтованого рішення про необхідність застосування МУН | Основні показники ефективності розробки нафтогазових родовищ | Діагностика стану розробки по набору кількісних показників (коефіцієнтів) та їх динаміки в часі | Похідні коефіцієнти, що характеризують технологічну та економічну ефективність розробки родовища, поклади або дреніруємой свердловиною ділянки | Спосіб обґрунтування вибору виду МУН | Технології впливу на ПЗП фізико-хімічними методами |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати