Файл: Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки.pdf

24 растворов плотностью большей, чем плотность жидкости, заполняющей скважину; использования разбуриваемых пакеров.
ГТМ проводятся также и на нагнетательном фонде скважин. На нагнетательных скважинах проводят работы по очистке забоя скважины, обработке призабойной зоны с целью увеличения приемистости и/или выравнивания профиля приемистости, работы по ликвидации непроизводительной закачки (негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков) и т.п.
В мировой практике существуют и другие классификации геолого- технических мероприятий. В одной из таких классификаций все методы делятся на две большие группы:
1. Методы повышения нефтеотдачи пластов.

Тепловые методы: паротепловое воздействие на пласт; внутрипластовое горение; вытеснение нефти горячей водой; пароциклические обработки скважин; комбинированное воздействие.

Газовые методы:

воздействие на пласт углеводородным газом;

воздействие на пласт диоксидом углерода (смешивающееся/ несмешивающееся вытеснение);

воздействие на пласт азотом; воздействие на пласт дымовыми газами;

водогазовое воздействие (включая двухфазные пенные системы);

комбинированное воздействие.

Физико-химические методы, основанные на создании внутрипластовых оторочек химических композиций (суммарный объем воздействия более 1
% порового объема участка-элемента):

вытеснение нефти растворами ПАВ;

вытеснение нефти растворами полимеров и другими загущающими агентами;

25

вытеснение растворителями, включая мицеллярные растворы; вытеснение нефти щелочными растворами;

вытеснение нефти кислотами;

комбинированное воздействие;

регулирование внутрипластовых фильтрационных потоков (включая многообъемные осадкогелеобразующие композиции).

Опытно-экспериментальные методы (включая микробиологическое, волновое, электрическое площадное воздействие на пласт и др).
2.
Методы воздействия на пласт и скважинные технологии,
обеспечивающие
современный
мировой
уровень
коэффициента
нефтеизвлечения.

Методы разработки месторождения, основанные на проектном массовом применении гидроразрыва пластов, горизонтальных и многозабойных скважин.

Технологии регулирования режимов работы действующей системы разработки месторождений:

технологии нестационарного заводнения;

гидроразрыв пласта;

выравнивание (регулирование) профилей приемистости;

обработка призабойной зоны скважин различными методами
(сейсмоакустическое, электрическое, кислотное, ПАВ, растворители и др.), включая системное воздействие на пласт.

Технологии и методы улучшения (трансформирования) действующей системы разработки месторождения:

изменение системы заводнения (перенос фронта заводнения, организация очагов, разрезающих рядов, барьерного заводнения и др.);

уплотнение сетки скважин и бурение дополнительных скважин, включая вторые стволы и горизонтальные скважины;

разукрупнение объектов разработки или их приобщение.

26
Методы повышения нефтеотдачи (методы первой группы в приведенной классификации) являются комплексом принципиальных технологических решений, направленных на улучшенную выработку запасов нефти по сравнению с традиционным методом заводнения. При этом обеспечивается изменение структуры дренируемого объема пласта (увеличение коэффициента вытеснения нефти, масштабное увеличение охвата пласта воздействием, изменение геофизических характеристик системы коллектор – пластовые флюиды – вытесняющий агент). Отличительной чертой этих методов является необходимость существенных научно-исследовательских проработок в каждом конкретном случае, а также их затратный характер, повышенный технологический и экономический риск.
Методы второй группы, включая гидродинамические методы ПНП, являются в большей мере способами и технологиями, успешно апробированными современной наукой и практикой, использующие типовые задачи и решения на основе разработанных программно-имитационных моделей.
Сами эти методы часто представляют собой необходимую часть проектов первой группы методов [4].
1.3. Достоинства и недостатки применения основных современных
геолого-технических мероприятий
Для выявления значимости методов увеличения нефтеотдачи пласта необходимо рассмотреть преимущества и недостатки основных современных применяемых ГТМ [5]. В таблице 1 рассмотрены методы, применяемые на различных предприятиях нефтедобывающей отрасли, данные методы и технологии не могут быть названы инновационными, но могут успешно применяться для дополнительной добычи нефти.

27
Таблица 1 – Преимущества и недостатки основных геолого-технических мероприятий
Метод
Преимущества
Недостатки
Гидроразрыв пласта
1.Уменьшение расходов на подземное оборудование и прилегающие коммуникации;
2.Снижение капиталовложений при увеличении производительности малодебитных скважин.
1.Кратковременный прирост добычи;
2.Высокие затраты;
3.Трудоемкий и продолжительный процесс.
Солянокислотная обработка
1.Технология реализуется на базе отечественного оборудования и химпродуктов;
2.Является недорогостоящим методом.
Низкая длительность эффекта и низкий среднесуточный дебит.
ОПЗ растворителями и ПАВ
Наиболее эффективно применение этой технологии на одном гидродинамически связанном участке нагнетательной и добывающих скважин
Увеличивает загрязнение пласта и снижает технико- экономические показатели
Доперфорация
1.Высокая длительность эффекта;
2.Средний суточный прирост дебита.
Снижает технико- экономические показатели.
Зарезка боковых стволов
1.Приемлем для пласта любой мощности, на любой стадии разработки месторождения;
2.Позволяет вывести скважины из бездействующего фонда;
3.Позволяет увеличить нефтеотдачу на
20-30 %;
4.Ликвидация аварий с обсадными колоннами и внутрискважинным оборудованием;
5.Значительно дешевле бурить боковой ствол вместо полноценной разведочной скважины;
6.Высокий среднесуточный прирост дебита;
1.Требует больших финансовых вложений
(покупка оборудования, обучение персонала);
2.Длительность операции.

28
Продолжение таблицы 1.
Одновременно- раздельная эксплуатация скважин
1.Одновременная эксплуатация объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефти;
2.Повышение рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.
1.Увеличение технологических рисков при эксплуатации, ремонте оборудования, проведении
ГТМ;
2.Ограничения: диаметр эксплуатационной колонны, глубина скважины.

29
???? = ln
????
????
????
????
,
(1) где ????
????
– добыча на начало расчётного периода (месяц 1);
????
????
– добыча на конец расчётного периода (месяц 12).
1.5. Способы
анализа
эффективности
геолого-технических
мероприятий
Для оценки эффективности проведения ГТМ, принципиально, возможны два подхода.
Первый из них основан на применении математических гидродинамических моделей нефтяного пласта [7]. Такие модели построены на основе дифференциальных уравнений в частных производных, описывающих движение различных фаз вещества, таких как нефть, вода, газ в пласте.
Гидродинамические модели хорошо согласуются с пониманием физических явлений, происходящих внутри нефтяного пласта, однако, их применение на практике затруднено, во-первых, из-за трудоемкости создания и, во-вторых, из- за необходимости периодической и также достаточно трудоемкой подстройки
(актуализации) модели по истории разработки. Кроме того, точность математических моделей не достаточно высока для применения их в оперативном управлении применительно к отдельным скважинам. Поэтому на практике гидродинамические математические модели используются, как правило, для целей проектирования
(допроектирования) нефтяных месторождений на долгосрочную (несколько десятков лет) и среднесрочную
(обычно, каждые пять лет) перспективу с выдачей обобщенных показателей разработки, таких как объемы добычи нефти, объемы закачки воды, густота сетки, интенсивность разбуривания и т.п. Для целей оперативного управления математические гидродинамические модели иногда используются при расчете прогнозных эффектов некоторых видов дорогостоящих ГТМ, например, бурения новых скважин.

30
На практике же среди всего разнообразия методов оценки технологической эффективности различных ГТМ, а также методов повышения нефтеотдачи пластов, как в России, так и за рубежом выделялись экстраполяционные методы, или методы характеристик вытеснения нефти водой. В основу этих методов заложено построение базового уровня добычи нефти, при условии, если бы ГТМ не проводились, путем экстраполяции предыстории и сравнения этого уровня с фактической добычей нефти при проведении ГТМ.
Если рассматривать практическую деятельность нефтяных компаний по оценке производительности, то можно отметить, что даже применительно к одной скважине в различные периоды времени наиболее точными могут быть различные аппроксимационные зависимости. Необоснованное применение только одной зависимости на месторождениях с различными геолого- физическими свойствами и особенностями разработки связано с определенным риском. Именно поэтому в методиках нефтяных компаний расчет ведется по нескольким аппроксимационным зависимостям и из них, как правило, по величине коэффициента корреляции, выбирается наиболее точная оценка [8,9].
С целью оценки эффективности ГТМ скважины делят по степени реакции на проведенные работы. Отреагировавшей считается скважина, по которой получен положительный эффект или дополнительная добыча нефти, скважина, по которой получен отрицательный эффект, считается не отреагировавшей на
ГТМ. На практике используют подход, при котором оценивают только положительно отреагировавшие скважины.
Для оценки эффективности ГТМ используется следующий принцип: если по отдельной добывающей скважине участка воздействия имеет место положительный эффект, то его продолжительность рассчитывается до тех пор, пока фактическая добыча нефти не снизится ниже базового уровня; если по скважине имеет место отрицательный эффект, либо сразу после проведения
ГТМ, или после кратковременного положительного эффекта, то расчет эффекта

31 прекращается, то есть рассчитывается только положительная составляющая эффекта.
С точки зрения оценки окончания эффекта от ГТМ необходимо учесть, что при построении базового уровня добычи нефти по отдельным скважинам предполагается, что если с момента проведения ГТМ до момента проведения расчетов ничего не будет проводиться, то фактическая добыча нефти должна быть равна базовой добыче. Все, что выше базовой добычи нефти – есть дополнительная добыча нефти за счет проведения ГТМ, но также (о чем, как правило, забывается) – все, что ниже базовой добычи – есть потери текущей добычи нефти, также обусловленные проведением ГТМ [8].
Абсолютная дополнительная добыча нефти, полученная после применения ГТМ, оценивается общим эффектом, представляющим сумму эффекта за счет проведения ГТМ и эффекта за счет изменения коэффициента эксплуатации скважин (рисунок 5). Эффект ГТМ есть сумма эффекта за счет снижения обводненности или увеличения нефтеотдачи и эффекта за счет интенсификации добычи жидкости. Эффективными считаются ГТМ, имеющие положительный эффект от их проведения. При этом эффективными могут быть
ГТМ, обеспечивающие не только прирост добычи нефти, но и снижение темпа ее падения. Более приоритетными считаются ГТМ, имеющие положительный эффект от их проведения и положительный эффект за счет снижения обводненности продукции. Помимо указанных показателей эффективности рассчитываются объем дополнительно добытой попутной воды, дебиты нефти и жидкости, обводненность продукции, темп снижения дебита нефти до и после проведения ГТМ.