38. Ударно-депрессионные методы. Преимущества и механизмы действия ударно-депрессионных методов. Основные процессы при всв. Преимущества и механизмы технологии всв.

Ударно-депрессионные методы

• обработка пласта осуществляется многократно и непрерывно в течение длительного времени (в переоборудованном штанговом насосе в режиме откачки жидкости при ходе плунжера вверх в определенной точке происходит мгновенная разгерметизация цилиндра насоса, создающая вначале импульс депрессии, а затем гидравлический удар с давлением иногда превышающем горное),

• простота осуществления,

• одновременный и непрерывный вынос кольматирующих веществ из призабойной зоны на поверхность,

• увеличение нефтеизвлечения пластов за счет волнового воздействия, вызываемого динамикой работы штангового насоса

Механизмы действия ударно-депрессионных методов

• использование статических (создаваемых массой колонны НКТ) и динамических (возбуждаемых работой штанговых насосов) напряжений для формирования в продуктивной толще пород поля упругих деформаций, инфранизкочастотных волновых процессов и интенсивной сейсмический эмиссии, разрушающих связанную воду и стимулирующих фильтрационные процессы.

• Статические нагрузки на пласт, создаваемые массой колонны НКТ, 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 продуктивном пласте, расположенном над точкой опоры колонны, возникает дилатация (разуплотнение) пород, раскрываются поры и фильтрационные каналы, что улучшает фильтрацию

• Сейсмические эмиссии (шумовые колебания, порождаемые структурной перестройкой) интенсивно разрушают связанную воду, снижают вязкость жидкости и интенсифицируют фильтрационные процессы, особенно в тонкодисперсных слабопроницаемых объемах пород

Преимущества ударно-депрессионной технологии

• Технология легко реализуется в процессе подземного ремонта скважин при использовании нефтепромыслового оборудования скважин со штанговым насосом.

• Технология позволяет регулировать процесс заводнения, увеличивать охват пластов процессом заводнения;

• Технология позволяет интенсифицировать добычу 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.

Метод вибросейсмического воздействия (ВСВ) Возник вследствие отмеченной взаимосвязи между землетрясениями и последующим увеличением дебитов скважин на месторождениях, расположенных вблизи эпицентров. Метод площадного ВСВ основан на способности низкочастотных сейсмических волн, распространяющихся по горной породе, проникать на большие расстояния от источника колебаний, обеспечивая высокие коэффициенты охвата.

Основные процессы при ВСВ

• 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 ВСВ на пласт направлен на увеличение степени извлечения нефти на месторождениях, находящихся в поздних стадиях разработки за счет низкочастотного воздействия упругими волновыми колебаниями.

• При ВСВ на обводненный нефтяной пласт во много раз может быть сокращено время гравитационного разделения нефти и воды (на 2-3 порядка)

Преимущества технологии ВСВ

• масштабное воздействие на значительную часть пласта (площадь воздействия – десятки квадратных километров);

• направленность на получение эффекта в зонах, где положительное влияние традиционного заводнения практически исчерпано;

• использование структуры распределения остаточных запасов нефти и особенностей пробуренного фонда скважин;

• снижение обводненности в зонах охвата на 15-20%, позволяющее вовлечь остаточные запасы нефти в активную разработку;

• способность комплексного воздействия на продуктивный пласт, т.е. происходит увеличение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата вытеснением по сравнению с применяемыми стандартными методами.

Механизмы влияния ВСВ на увеличение нефтеотдачи пластов

• изменение фазовых проницаемостей для нефти и воды за счет существенного уменьшения вязкости, увеличения их подвижностей 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

39. регулирование охвата воздействием при вторичном вскрытии пластов. Выработка запасов нефти из неоднородных по проницаемости пластов. Последовательность регулирования равномерности выработки пластов многопластового объекта при вторичном вскрытии. Исходная информация. Область применения и цель совершенствования вторичного вскрытия. Оптимальное вторичное вскрытие.

Выработка запасов нефти из пластов, неоднородных по проницаемости

• Происходит интенсивная фильтрация флюидов по высокопроницаемым пропласткам и участкам коллекторов.

• Различная скорость фильтрации приводит к прорывам воды по таким пропласткам и участкам коллекторов.

• При наличии в пласте ВНК (начального или возникшего при заводнении), эксплуатация скважин 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

Последовательность регулирования равномерности выработки пластов многопластового объекта разработки при вторичном вскрытии

• согласно техсхеме или текущему состоянию разработки выбирают пласт или пласты, подлежащие вскрытию;

• выбирают интервалы с различными коллекторскими свойствами (например, проницаемостью выбранного пласта или пластов);

• проводят перфорацию с различной плотностью в зависимости от проницаемости отдельных прослоев пласта и отдельных пластов, при наличии в пласте ВНК перфорацию нефтенасыщенной толщины производят плотностью от оптимального на кровле пласта до нуля по направлению ВНК по толщине пласта;

• при необходимости вскрытие отдельных пластов или прослоев пласта перфорацией совмещают с другими методами вскрытия.

Исходная информация для регулирования равномерности выработки запасов нефти

• Изучение динамики распределения нефтенасыщенности по толщине и площади пластов.

• Построение карт распределения текущей и остаточной нефтенасыщенности по пластам

• Использование информации геофизических, гидродинамических исследований по пластам (расходометрия, дебитометрия, термометрия, индикаторные кривые)

• Данные по обводненности, перепадам давления и зависимостям дебита нефти скважин, темпов отбора нефти от различных параметров.

Область применения регулирования равномерности выработки запасов нефти

• Объекты разработки, имеющие неоднородность по коллекторским свойствам или насыщенности.

• Вторичное вскрытии после бурения или при различных воздействиях на пласты в добывающих и нагнетательных скважинах (при ОПЗ, ГРП, ГПП, бурении горизонтальных стволов, селективной изоляции пластов и т.д.) самостоятельно или в сочетании с другими физико-химическими и гидродинамическими методами регулирования выработки запасов нефти

Цель совершенствования вторичного вскрытия

• увеличение нефтеотдачи пластов за счет повышения охвата выработкой, вовлечения в работу невырабатываемых пластов при их совместной разработке,

• сокращение сроков разработки месторождений путем достижения равномерности выработки отдельных прослоев пласта или отдельных пластов многопластового объекта разработки

Оптимальное вторичное вскрытие

вскрытие пласта или пластов многопластового объекта разработки, обеспечивающее:

• максимальный текущий и накопленный отбор нефти со скважины;

• наибольший охват запасов нефти выработкой;

• равномерное вытеснение нефти закачиваемым агентом (водой) к добывающим скважинам по всем продуктивным пластам и прослоям пласта.

40. увеличение охвата воздействия бурением ГС и БГС. Достоверные данные при забуривании ГС. Основные правила при определении положения ГС. Геологические и технологические критерии при выборе скважин, планируемых к зарезке БГС. Преимущества и основные выводы по доразработке месторождений системой ГС. Факторы, сдерживающие широкое внедрение ГС и БГС на месторождениях Татарстана.

Применение горизонтальных скважин Эффективно как на начальной стадии разработки, так и на поздней (при благоприятном геологическом строении).

• Обеспечивает высокий охват пласта заводнением (из-за наличия протяженной зоны дренирования и низкого фильтрационного сопротивления ПЗ ГС).

• Позволяет включать в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

• Позволяет решить ряд важных проблем РНМ.

• Позволяет разрабатывать месторождения при пластовых давлениях, близких начальному.

• Позволяет получать дебиты в 2,5-3 раза выше, чем дебиты вертикальных скважин в аналогичных геологических условиях

Достоверные данные при забуривании ГС

• детальное строение пластов,

• карты изобар по каждому из пластов эксплуатационного объекта,

• карты толщин и проницаемостей,

• данные о положении ВНК

Основные правила при определении положения ГС 1. Забой горизонтальной скважины не должен быть направлен в сторону ВНК и навстречу фильтрационному потоку (нагнетательной скважине), 2. Забой горизонтальной скважины не должен располагаться вдоль границы зон различной проницаемости.

Геологические критерии при выборе скважин, планируемых к зарезке БГС 1. минимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 4 м; 2. наличие непроницаемого экрана (уплотненной пачки пород) между нефтенасыщенными и водонасыщенными или газонасыщенными коллекторами; 3. возможность бурения горизонтального ствола в верхней части пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород; 4. проводка горизонтального ствола по горизонтальной, либо по нисходящей линии и недопущение седловидных перегибов в его вертикальной плоскости в целях предотвращения вероятности образования гидрозатвора; 5. эффективная (приходящаяся на нефтенасыщенные интервалы) длина бокового ствола составляет 8,0 – 200,0 м в зависимости от реализованной сетки скважин.

Технологические критерии при выборе скважин, планируемых к зарезке БГС 1. расположение невыработанных и слабо дренируемых зон пласта по площади и разрезу с учетом реализованной системы разработки; 2. степень выработанности запасов; 3. текущие пластовые и забойные давления; 4. дебиты скважин на перспективных участках пласта; 5. обводненность продукции; 6. плотность сетки скважин; 7. текущее состояние разработки в целом.

Доразработка месторождений системой ГС позволяет решить две взаимосвязанные проблемы: 1. снижения затрат на добычу нефти; 2. увеличения темпов отборов нефти, текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Преимущества доразработки «старых»месторождений системой ГС

• затраты на бурение ГС существующих скважин значительно дешевле бурения новой скважины (до 2 раз);

• использование ранее отведенных под строительство скважин территорий без дополнительного отвода земель;

• использование всех ранее построенных коммуникаций системы нефтесбора и заводнения;

• увеличение на порядок дебитов нефти ранее эксплуатируемых скважин за счет повышения коэффициента совершенства вскрытия пласта и площади дренирования;

• увеличение охвата выработкой запасов нефти за счет вовлечения в разработку недренируемых запасов отдельных пропластков, линз, застойных зон;

• увеличение потенциальных возможностей гидродинамических методов регулирования разработки как одного из основных методов повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.

Основные выводы по доразработке заводненных коллекторов

1. Бурение горизонтальных стволов из существующих вертикальных скважин на поздней стадии разработки является одним из самых эффективных ГТМ, позволяющих увеличить на порядок дебиты скважин и коэффициент извлечения нефти за счет увеличения охвата пластов воздействием.

2. Профиль горизонтальных стволов проектируется с учетом профиля вертикальной скважины, геологического строения, коллекторских свойств пластов и состояния выработки запасов нефти на участке их бурения.

3. Процесс проводки горизонтальных стволов должен сопровождаться непрерывной достоверной информацией о траектории их бурения и геолого-физических свойствах проходимых пород.

4. Используемый в процессе бурения раствор должен обеспечить сохранение коллекторских свойств и воспрепятствовать разбуханию глинистых частиц вскрываемого разреза.

Геологические критерии, сдерживающие широкое внедрение метода ГС в Татарстане

• вероятность разбухания и осыпания глинистых пропластков в процессе бурения и эксплуатации скважин;

• вероятность пересечения водоносных пропластков или пластов в межскважинном интервале из-за отсутствия информации о геологическом строении и насыщенности пластов межскважинного интервала

Технико-технологические критерии, сдерживающие широкое внедрение метода ГС в Татарстане

• отсутствие надежного инструмента для перехода с вертикального ствола на горизонтальный с малым радиусом искривления;

• трудность точного прохождения горизонтального ствола по пласту с отклонениями от вертикали не более 1-3 м и по азимуту не более 10-20 м от проекта;

• сложность надежной изоляции отдельных водоносных участков ГС и возможность обработки других участков по увеличению притока нефти;

• сложность проведения исследований по всему стволу в процессе бурения горизонтальных стволов и эксплуатации скважины;

• невозможность регулирования профиля притока и приемистости по горизонтальному стволу.