
- •1 Нефтеотдача объектов разработки и методы ее оценки
- •1.1 Понятие о коэффициентах, характеризующих нефтеотдачу
- •1.2 Методы оценки нефтеотдачи
- •1.2.1 Сравнение базовой нефтеотдачи (без применения мун) с фактической (после проведения мун)
- •1.2.2 Сравнение нефтеотдачи опытных и контрольных участков
- •1.2.3 Определение остаточного нефтенасыщения
- •1.3 Применение адаптационной геолого-статистической модели (агпм)
- •1.3.1 Понятие об адаптационной геолого-статистической модели
- •1.3.2 Структурная схема создания агпм
- •1.3.3 Основные типы агпм и задачи, решаемые с их помощью
- •1.6 Системно-структурное изучение объекта разработки на разных иерархических уровнях
- •1.7 Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •1.8 Надежность оценки эффективности мун
- •2 Заводнение
- •2.1 Третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •2.1.1 Гидродинамические мун
- •2.1.1.1 Модификация плотности сетки скважин
- •2.1.1.2 Форсированный отбор жидкости
- •2.3 Технология разработки залежей нефти горизонтальными скважинами
- •2.4 Заводнение с водорастворимыми пав
- •2.5 Заводнение растворами полимеров
- •2.5.1 Полимердисперсная система (пдс) воздействия на пласт
- •2.6 Щелочное заводнение
- •2.7 Воздействие осадкогелеобразующими составами
- •2.8 Вытеснение углекислотой
- •3. Газовые методы
- •3.1 Вытеснение нефти углеводородными газами
- •3.1.1 Закачка газа высокого давления и растворителя
- •3.1.2 Водогазовое воздействие
- •4. Термические муноп
- •4.1 Закачка в пласт теплоносителя
- •4.2 Внутрипластовое горение
- •5. Альтернативные методы
- •Микробиологическое воздействие
2.3 Технология разработки залежей нефти горизонтальными скважинами
Перспективными методами увеличения пластов считается технология разработки залежей горизонтальными скважинами. Теоретическими исследованиями установлено, что дебиты горизонтальных скважин по сравнению с обычными могут быть повышены в 2-10 раз, а нефтеотдача пластов - в 1,3-1,5 раза.
Горизонтальные скважины имеют большую поверхность вскрытия пласта, что снижает фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта. Коэффициент вскрытия при обычном (вертикальном) бурении равен 0,01-0,02, а при горизонтальном - 0,5-0,8; под коэффициентом вскрытия пласта принимается отношение суммы интервалов вскрытия пласта ко всему метражу. В результате применения горизонтальных скважин значительно увеличивается продолжительность безводной эксплуатации.
Критерии эффективного применения горизонтальных скважин:
относительно небольшие глубины залегания пластов, не превышающие 1500 м;
общие толщины продуктивных пластов - 5-10 м;
низкопроницаемые ( менее 0,05-0,075 мкм2 ) пласты;
залежи высоковязких нефтей;
отсутствие газовых шапок и слабая сообщаемость нефтяных залежей с законтурной водоносной частью пласта
значительная неоднородность коллекторов по простиранию и наличие вертикальной трещиноватости продуктивных пластов
пластово-сводовое и структурно-литологическое строение залежей, при которых амплитуда колебаний кровли и подошвы не превышает 0,5 эффективной толщины пластов;
углы падения нефтенасыщенных пластов не должны превышать 450 ;
низкая степень разбуренности залежей и достаточно высокие значения остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти.
Рассмотрим подробнее некоторые вопросы применения ГС.
1.Задача ориентации горизонтального ствола относительно системы трещин авторами [75] решена при помощи гидродинамических расчетов дебитов и движения водонефтяного контакта в анизатропном трещиноватом пласте. Бурение горизонтального ствола перпендикулярно трещинам увеличивает дебит ГС, но способствует ускоренному обводнению продукции, - вдоль трещин дебит скважины не достигает потенциального значения, но происходит более медленное их обводнение. При этом, на малых глубинах (300-600 м) имеются и образуются в большинстве случаев горизонтальные трещины, а на глубинах более 1000 м трещины ориентированы вертикально; между 600 и 1000 м расположена зона трещин неопределенной ориентации.
2.Оптимальная длина горизонтальной части скважины зависит от большого числа факторов геологического, технологического (от толщины пласта, вязкости нефти, режима эксплуатации залежи, наличия и типа воздействия на пласт и т.д.) и экономического характера. Если залежь массивного типа, подстилаемая подошвенной водой, разрабатывается активным водонапорным режимом, то дебит ГС может увеличиваться почти прямо пропорционально длине горизонтальной ее части. В случае разработки пластовой залежи с поддержанием пластового давления зависимость коэффициента эффективности (отношение дебита ГС к дебиту вертикальной), носит экспотенциальный характер в случае однородного пласта. [75]
Залежи нефти слоисто и зонально неоднородны по коллекторским свойствам - пористости, проницаемости, толщине, трещиноватости. Важнейшей особенностью ГС является то, что горизонтальный ствол, длиной в сотни метров может вскрыть в неоднородном пласте один или несколько участков повышенной продууктивности или же сильно трещиноватые зоны. Этим объясняется многократное (в 10-15 раз) увеличение дебита ГС по сравнению с дебитом окружающих вертикальных скважин, т.к. вероятность вск
На Лемезинском, Михайловском, Татышлинском, Арланском месторождениях суточный дебит горизонтальных скважин оказался в 4-5 раз выше дебита вертикальных и наклонных скважин, а обводненность продукции заметно ниже по причине увеличения поверхности дренирования, значительно большим охватом пласта, при меньших энергетических затратах и меньших депрессиях в пласте.
Горизонтальные скважины можно вписать в существующую систему вертикальных и наклонных скважин.
Увеличение давления нагнетания
Исследование зависимости приемистости нагнетательных скважин от давления нагнетания и работающей толщины пласта проводилось на Ромашкинском, Самотлорском и других месторождений. по данным замеров глубинными расходомерами было выявлено, что повышение давления нагнетания приводит к увеличению приемистости пласта по нелинейной зависимости. Расход воды растет быстрее, чем перепад между пластовым и забойным давлением. Одновременно увеличивается работающая толщина пласта, происходит подключение неработающих интервалов. Дальнейшее увеличение давления нагнетания до давления на забое, близком к горному, может привести к раскрытию трещин в пласте и прорыву воды к забоям добывающих скважин.
Для девонских пластов Серафимовского месторождения, разрабатываемых с заводнением, повышение давления нагнетания эффективно лишь до определенного предела, а 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.[47]
В настоящее время повышение давления нагнетания рассматривается в качестве одного из методов интенсификации выработки слабопроницаемых пластов.
Физико- химические методы
Физико-химические методы - это методы, улучшающие заводнение путем снижения межфазного поверхностного натяжения и изменения соотношения подвижностей фаз. К этой группе методов относятся заводнение с ПАВ, полимерное, щелочное, мицеллярное, ПДС заводнение и их модификации. Рассмотрим некоторые из них.