Файл: На сегодняшний день неотъемлемой частью технологии добычи нефти является использование методов поддержания пластового давления путем закачки воды или газа в пласт.docx

гидроразрыва и других аналогичных приемов

;  гидрофилизация пор с помощью ПАВ;

 гидропескоструйную очистку забоя;

 применение растворителей;

 периодические изливы;

 промывки трубопроводов и призабойной зоны;

 переход на закачку более чистой воды;

 очистку воды в каскадном варианте с использованием КДФ метода утилизации шлама путем его закачки в скважины, принимающие воду с повышенным содержанием ТВЧ.

Особое значение имеют данные, полученные в ходе построения профиля приемистости, позволяющие определить интервалы перфорации и прослои с наименьшей и наибольшей проницаемостью. В результате неравномерной работы перфорированного интервала пласта образуются промытые каналы и трещины, которые вызывают рост обводненности продукции добывающих скважин.

При наличии таких интервалов проводятся работы по выравниванию профиля приемистости путем механического и химического воздействия на ПЗП. Методы механического воздействия подразумевают кумулятивную реперфорацию ПЗП нагнетательной скважины плотностью 10-15 отв/м, что позволяет не только восстановить гидродинамическую связь пласта со скважиной, но и приобщить ранее не задействованные участки пласта .

Химическими методами выравнивания профиля приемистости ПЗП нагнетательных скважин является применение композиций, основными компонентами которых является высокодисперсный материал и углеводородная дисперсная среду, например «Полисил».


3.12 Применение химического реагента «Полисил» в нагнетательных скважинах

Экспериментально установлено, что применение химического реагента «Полисил» в нагнетательных скважинах дополнительно увеличивает их коэффициент приемистости в n количество раз, конкретно в 2-3 раза.

Где применение реагента «Полисил» особенно необходимо и каковы все последствия этого применения?

В западной Сибири имеются нефтяные месторождения с нефтяными пластами пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, которые обладают повышенной зональной и послойной неоднородностью по проницаемости, пониженной начальной нефтенасыщенностью и соответственно пониженным коэффициентом вытеснения, содержат нефть пониженной вязкости, близкой к вязкости воды. На таких нефтяных месторождениях подвижность закачиваемой воды бывает близка и ниже подвижности пластовой нефти. При этом для увеличения начального максимального (амплитудного) дебита нефти эксплуатационного объекта требуется увеличение доли нагнетательных скважин в общем числе скважин. Но вместо увеличения доли и числа нагнетательных скважин можно применить химический реагент «Полисил» и увеличить коэффициент приемистости.

---

Рассматривать эту проблему будем на примере конкретного нефтяного месторождения, у которого: средний коэффициент продуктивности скважины равен ηср=0,3 т/(сут·атм), эксплуатационный горизонт (пласт) состоит из трех обособленных нефтяных слоев, зональная неоднородность отдельного слоя по продуктивности (проницаемости) равна Vзс 2 =1,5, соответственно зональная по продуктивности в целом объекта (пласта) равна: V=V²_k/N_c=1,5/3=0,5; вязкость нефти в пластовых условиях равна μн=1 сПз, вязкость воды равна μа=0,5 сПз, коэффициент вытеснения нефти закачиваемой водой равен K2=0,5, соответственно соотношение подвижностей воды и нефти в пластовых условиях равно:

(3.1)

Эксплуатационный объект залегает на глубине 2500 м. Первоначальное пластовое давление равно Рпл0=250 атм, давление насыщения нефти газом равно Рнас=100 атм. Забойное давление нагнетательных скважин равно 500 атм. С учетом потери давления на трение давление на устье нагнетательных скважин несколько больше 250 атм. С учетом давления насыщения забойное давление добывающих скважин равно Рзаб=100 атм. Влияние зональной неоднородности слоев на снижение проницаемости для фильтрационного потока отражает следующий понижающий коэффициент

(3.2)

Средний амплитудный дебит нефти на одну скважину проектной сетки определяется по следующей формуле:

(3.3)

где φ – функция относительной производительности скважины

(3.4)

где m – соотношение добывающих и нагнетательных скважин, причем все добывающие скважины расположены на первых орбитах относительно нагнетательных. Если же на первых орбитах расположена только часть добывающих скважин и соотношение этих добывающих и нагнетательных скважин равно m1, т.е. это соотношение меньше общего соотношения m1

---

(3.5)

Смысл этой формулы следующий: пока работают скважины первой орбиты, скважины второй и последующих орбит практически не влияют на общее фильтрационное сопротивление и на общий дебит жидкости. По приведенным формулам при принятых исходных данных для различных значений m – соотношения добывающих и нагнетательных скважин определим амплитудный дебит нефти проектной скважины:

(3.6) (3.7)

Таблица 3.1 Соотношение добывающих скважин, их производительность и средний дебит.А если средний коэффициент приемистости нагнетательной скважины увеличивается в n=3 раза, то функция относительной производительности скважины и амплитудный дебит нефти проектной скважины будут:

(3.8)

Таблица 3.2 Соотношение добывающих скважин, их производительность и средний дебит.По представленным результатам видно, что увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в n=2 раза приводит к увеличению амплитудного дебита нефти и темпа отбора запасов нефти в 1,4-1,8 раза, а увеличение коэффициента приемистости в n=3 раза приводит к увеличению дебита и темпа отбора запасов нефти в 1,6-2,4 раза. По представленным результатам также видна тенденция к увеличению соотношения добывающих и нагнетательных скважин: при увеличении коэффициента приемистости в n=3 раза амплитудный дебит нефти достигает максимума при увеличении соотношения с m=1 до m=2. 49 Если вместе с применением химического реагента «Полисил» и увеличением коэффициента приемистости нагнетательных скважин в n=2 раза уменьшить долю нагнетательных скважин вдвое, т.е. от соотношения добывающих и нагнетательных m=1 перейти к соотношению m=3, то амплитудный дебит увеличится, и уменьшится неравномерность вытеснения нефти с закачиваемой водой. Последнее обстоятельство связано с уменьшением доли стягивающих добывающих скважин . Расчет величины V 2 – результирующей неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой в типичную среднюю добывающую скважину на рассматриваемом объекте выполняется по следующей формуле:

---

(3.9) (3.10)

Для конкретных условий рассматриваемого нефтяного месторождения эта формула принимает следующий конкретный вид:Кроме этой формулы необходимы: формула К3 – коэффициента использования подвижных запасов нефти (суммарного отбора нефти в долях подвижных запасов) и формула F – суммарного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти, которые имеют вид:

	(3.11)
	(3.12)

Как видно, при m=3 и n=2 по сравнению с m=1 и n=1 конечная нефтеотдача пластов становится выше в 0,792/0,732=1.08 раза.Таким образом, в конкретных условиях рассматриваемого нефтяного месторождения применение химического реагента «Полисил» позволяет перейти от пятиточечной схемы площадного заводнения к обращенной девятиточечной, при этом увеличить амплитудный дебит проектных скважин в 1,16 раза и извлекаемые запасы нефти в 1,08 раза. Наверное, для иллюстрации эффективности применения химического реагента «Полисил» целесообразно сравнить два варианта разработки эксплуатационного объекта: 1-й вариант – без применения химического реагента, 2-й вариант – с применением. В обоих вариантах 100 проектных скважин. В 1-м варианте годовой амплитудный дебит равен

(3.13)

Во 2-м варианте разработки годовой амплитудный дебит равен:

(3.14)

За 10 лет разработки рассматриваемого эксплуатационного объекта по варианту с применением химического реагента «Полисил» добыча нефти увеличивается в 4,387/3,843=1,142 раза, или на млн.т тыс.т. При этом отбор попутной воды увеличивается в 0,557/0,469=1,188 раза, или на 88 тыс.т

---

3.13 Каскадная технология очистки и закачки воды в пластПродуктивные пласты горизонтов Д₁; Д₀ месторождения характеризую-тся высокой макро- и микронеоднородностью, которые не обнаруживаются при исследованиях комплексом стандартного каротажа, но оказывают существенное влияние на процессы вытеснения нефти путем закачки различных типов вод (пластовые, сточные, пресные). На основе новых петрофизических исследований малопродуктивных пластов, выполненных в ТатНИПИнефти, НТЦ «ЭКОТЕХ», а также компаниями «Серк-Бейкер» и «Тоталь», определены новые явления, не учитываемые прежде. Пористая среда характеризуется двумя параметрами: размерами и распределением по размерам пор, а также соединяющих их поровых каналов. Для пластов 2 класса 1 и 2 группы 50-60% пор и поровых каналов по ртутной порометрии имеют размеры соответственно 25-75 и 6-12 микрон. Этот фактор налагает новые требования при оценке допустимого содержания твердых взвешенных частиц в закачиваемой воде: необходима регламентация не только общего их содержания, но и размеров. Кроме того, в составе пористой среды имеются мелкие частицы, которые, отрываясь от зерен пласта, осуществляют миграцию по порам и поровым каналам. Количество и размеры этих частиц определяются как коллекторскими свойствами пласта, так и интенсивностью воздействия на пласт при закачке вытесняющего агента. Причем движение мигрирующих частиц имеет место как при прямой, так и при обратной фильтрации, а их количество достигает до 25-30 тыс. частиц на миллиметр. Экспериментально установлено, что при любой системе очистки фильтрация закачиваемой воды через пористую среду сопровождается снижением ее проницаемости, причем, если при закачке ультрафильтрованной воды (размер частиц 0,2 микрона) темпы снижения проницаемости составляют порядка 0,15% на один поровый объем, то при закачке неочищенной речной 53 воды это снижение достигает 2,2%. После прокачки около 130 и 36 поровых объемов, темп падения проницаемости уменьшается, соответственно, до 0,02 и 0,17%. При обратной фильтрации воды через образцы кернов имеет место восстановление проницаемости в интервале от 0,261 до 0,061 исходного значения (для различных типов пород). Средние величины по 20 образцам при фильтрации ультрафильтрованной воды составили: уменьшение при прямой прокачке 0,576 и восстановление при обратной прокачке 0,745 от исходной величины. В некоторых случаях проницаемость не восстанавливается вообще.

---