Способы регулирования систем разработки нефтяных месторождений

 

3.2 Контроль за техническим состоянием скважин

 

Контроль за техническим состоянием скважин осуществляется с целью обнаружения незапланированного движения флюидов в системе "скважина-пласт" и выявления отклонения от установленного технологического режима работы скважины.

Задачами исследования технического состояния скважин  являются:

• определение фактических интервалов перфорации обсадных колонн;
• определение интервалов и мест негерметичности обсадных колонн;
• определение наличия и состояния цементного камня за колонной;
• определение интервалов заколонной циркуляции флюидов;
• определение глубины забоя и башмака насосно-компрессорных труб.

Исследования технического состояния скважин производятся после выхода их из бурения, перед  капитальным ремонтом, переводом  добывающей скважины в нагнетательную, а также при незакономерном изменении режима работы скважины, при необходимости перед и после проведения геолого-технических мероприятий, перед переводом в категорию пьезометрических скважин и в других случаях по решению геологической службы предприятия в режиме разовых наблюдений.

Комплекс для изучения технического состояния скважин  в части контроля качества цементирования включает: ГК, ЛМ, АКЦ, ГГК-Ц, ТМ.

Виды, объемы и периодичность  работ приводит таблица 5. Комплекс исследований по контролю за разработкой представляет таблица 6.

3.3 Контроль за выработкой  запасов

Контроль за выработкой запасов производится с целью определения текущего состояния выработки запасов по объектам разработки и изучения распределения остаточных запасов в объеме продуктивных пластов.

Контроль за выработкой запасов производится, в основном, методами промысловой геофизики путем снятия профилей притока и приемистости, выделения интервалов и источников обводнения, измерения начальной, текущей нефтегазонасыщенности и положения водонефтяных и газонефтяных контактов.

Комплекс промыслово-геофизических  исследований скважин включает следующие методы:

• для эксплуатационных: ГК, ЛМ, ТМ, РГД, СТИ, ИР, ВГД, МН, ГГК-П (при высоком газовом факторе)
• для нагнетательных: ГК, ЛМ, ТМ, МН, РГД на различных скоростях (5-10 скоростей).

Для изучения охвата пласта разработкой в расчете учтено проведение промыслово-геофизических исследований в 25% действующего добывающего фонда скважин и 50% действующего нагнетательного фонда скважин. Причем за два года действующий нагнетательный фонд необходимо полностью охватить исследованиями.

Добывающие скважины для данных исследований выбираются с учетом квартальных графиков КРС, ПРС и прочих операциях требующих подъема скважинного оборудования.

Для оценки текущей нефтенасыщенности  рекомендуется применение электрического каротажа через стальную колонну (НЭК, ЭКОС 31-7, CHFR) и ИНГК-С (С/О – каротажа) в обсаженных скважинах с неперфорированными пластами, эксплуатирующие другие горизонты.

Объём работ по проведению исследований в добывающих и нагнетательных скважинах, а также скважины, рекомендуемые для проведения исследований по определению текущей нефтенасыщенности, приведены в таблице 4. Виды, объемы и периодичность работ приведены в таблице 5. Комплекс исследований по контролю за разработкой представлен в таблице 6.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Способы регулирования  систем разработки нефтяных залежей

 

На основе контроля и анализа за разработкой и выявления расхождения проектных и фактических показателей разработки осуществляются мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки, которое можно проводить без изменения системы разработки технологическими приемами или частично ее меняя.

Главной задачей регулирования  является достижение равномерной выработки запасов углеводородов.

К технологическим приемам регулирования относятся:

• изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем увеличения или уменьшения их дебитов, вплоть до отключения скважин;
• форсированный отбор жидкости (ФОЖ);
• изменение давления нагнетания (объема закачки), циклическое заводнение;
• общее и поинтервальное воздействие на ПЗП;
• изоляция обводненных зон пласта, применение пакерного оборудования.

Рассмотрим  некоторые методы регулирования  разработки.

Технология ФОЖ заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления), т.е. в создании высоких градиентов давления.

ФОЖ применяется  с целью интенсификации добычи нефти  в неоднородных (расчлененных) обводненных  пластах, с целью вовлечения остаточных целиков нефти; для преодоления загрязнения ІІЗП; начальных градиентов сдвига неньютоновского характера нефтей; частичной гидрофобности коллекторов.

Условия эффективного применения определяются следующими факторами:

• обводненность продукции не менее 80-85 %;
• высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления;
• возможность увеличения дебитов жидкости.

Кроме того, успешность зависит от создания оптимальной  скорости вытеснения водой. Повышение давления нагнетания эффективно лишь до определенного предела, дальнейшее увеличение давления закачки приводит к ускоренному обводнению добывающих скважин, сокращению безводного периода эксплуатации. Поэтому желательно устанавливать в начальный период умеренные темпы отбора с постепенным переходом на максимально возможное увеличение отборов жидкости по мере обводнения продукции.

Форсирование  отборов жидкости из скважин после достижения 90% обводненности нерентабельно.

Циклическое заводнение заключается в периодическом изменении режима работы залежи путем периодического изменения расходов (давлений) воды, при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давлений по отдельным группам скважин. В результате через пласты проходят волны повышения, понижения давления и происходит изменение фильтрационных потоков в пласте. При повышении давления в первой половине цикла (в период закачки воды) нефть в малопроницаемых прослоях сжимается и в них входит вода. При снижении давления во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть вытесняется из них. Продолжительность циклов составляет 4-10 сут и увеличивается по мере удаления фронта вытеснения до 75-80 сут.

Полученный  от применения метода эффект состоит  в замедлении темпов снижения уровней добычи нефти, сокращении объемов извлечения воды, в увеличении нефтеотдачи пластов от 0,4 до 4 % (в отдельных случаях на многопластовых объектах - до 17-18 %).

Циклическое заводнение применяется в слоисто-неоднородных, гидрофильных коллекторах, при высокой остаточной нефтенасыщенности, при технико-технологической возможности создания высокой амплитуды колебания давления, которая может достигнуть 0,5-0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора и возможности компенсации отбора закачкой. Эффективность нестационарного циклического воздействия растет почти пропорционально увеличению амплитуды колебания расхода воды. Чем меньше по толщине проницаемость неоднородного коллектора, тем значительное должны быть амплитуды колебания расхода воды и, естественно, колебания давления нагнетания.

На начальной  стадии разработки прирост нефтеотдачи  от применения метода достигает 5-6%, на поздней – лишь 1-1,5%.

Методы воздействия  на ПЗП применяются с целью  восстановления или увеличения проницаемости коллектора. Снижение естественной проницаемости ПЗП происходит из-за загрязнения пор глинистым раствором и проникновения воды, набухания глин, закупорки фильтрационных каналов отложениями асфальтенов, смол, парафинов, солей, глинистыми частицами, механическими примесями.

Существуют  следующие методы обработки призабойной  зоны (ОП3): физико-химические, механические, тепловые, волновые, комбинированные. Выбор способа интенсификации зависит от строения пласта, состава пород и пластовых флюидов, температуры и давления пласта, количества извлекаемых запасов, состояния скважины.

Изоляция обводненных зон пласта относится к технологическим ремонтно-изоляционным работам (РИР) и заключается в отключении выработанных пластов, отдельных обводненных интервалов пласта добывающей скважины, регулировании закачки воды по толщине пласта в нагнетательных скважинах.

Методы ограничения притока  воды в скважину в зависимости  от механизма воздействия и физико-химических свойств реагентов подразделяют на селективные и неселективные.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки, относятся:

• очаговое и избирательное заводнение;
• уплотнение сетки скважин при квадратно-равномерной их расстановке;
• частичное укрупнение или разукрупнение объекта [1].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Определение  положения зон пониженной фильтрации  и застойных зон на участке  залежи

 

По своему геологическому строению нефтяной пласт, как правило, бывает достаточно сложным. Наличие пропластков, их переменная мощность по площади залежи, различные виды неоднородностей и нарушений превращают нефтяной пласт в сложную гидродинамическую систему, находящуюся в непрерывном движении. В этом смысле рассматриваемый пласт AB1 является характерным примером, демонстрирующим значительную часть этих осложнений. Поэтому особое значение приобретают новые методы, позволяющие вкупе с другими уточнить картину неоднородности пласта не только в геологическом, но и в гидродинамическом смысле, выявить области пласта, которые по той или иной причине недостаточно дренируются существующим числом эксплуатационных скважин или же, наоборот, чрезмерно дренируются ими, т.е. промытые области и области, где существует конкуренция между скважинами за одни и те же объемы флюидов.

Для уточнения картины  распределения дренированности залежи по ее алощади эксплуатационными и нагнетательными скважинами предлагается рассчитывать приведенные коэффициенты дренируемости и на их основании строить карты.

Приведенный коэффициент  дренируемости рассчитывают по формуле:

      (1)

где П_i – приведенный коэффициент дренируемости;

       P_i – коэффициент дренируемости;

       П_ср – среднее значение коэффициента дренируемости.

Коэффициент дренируемости  рассчитывают по формуле:

      (2)

где Q_i – накопленный отбор нефти, жидкости или воды для добывающих скважин, объем закачиваемой воды для нагнетательных скважин;

         T_i – наработка скважин с начала разработки;

h_i – мощность залежи.

Среднее значение коэффициента дренируемости  рассчитывают по формуле:

      (3)

где N – число скважин.

На основе этих расчетов строят новые карты дренируемости  залежи по нефти и жидкости (рисунок 4). По этим картам определяются зоны слабой и сильной дренируемости залежи. Области, где приведенный коэффициент дренируемости больше единицы, характеризуют лучшую выработку продуктивных толщин по сравнению с зонами, в которых он меньше единицы. Карты приведенной дренируемости наглядно показывают характер и степень выработки залежи и выявляют застойные и слабодренируемые зоны, содержащие остаточную нефть, а также зоны, не способные принимать необходимые объемы воды, или просто зоны, не охваченные или слабо охваченные заводнением.

Карты равных уровней  взаимодействия (рисунок 5) являются необходимым, но недостаточным материалом для определения застойных и слабодренируемых зон пласта. В данном случае принципиально важна оценка способности продуктивного коллектора отдать с каждой единицы мощности за единицу времени максимально возможный объем нефти.

Анализ состояния разработки данного участка залежи с помощью  карт дренируемости и сопоставление  с картами изокор показывает неравномерную  дренируемость участка по характеру  и степени. Так, на карте дренируемости  по нефти (рисунок 4) рассматриваемого участка пласта можно выделить области хорошей дренируемости пласта в северной части района расположения скважин 2212, 1437, 493, 1608, 568, 1256, 306, 1609; в центральной части – 1617, 1624, 1268, 1631, 310, 1637, 1638, 331, 1643, 357, 1295, 347, 347, 597; в южной – 1649, 376, 606, 1652, 1656, 410, 1652. Локаль-

 

Рисунок 4 – Карта дренируемости  по нефти по участку пласта А1 Урьевского месторождения 

Рисунок 5 – Карта изокор по нефти по участку пласта А1 Урьевского местрождения