8.7. Подбор участков и скважин для применения технологии увеличения профиля приемистости.

Приоритетными предпосылками для применения данной технологии на участках со значительной степенью выработки запасов и высокой обводненности продукции являются следующие условия [20]:

1. . Наличие резко выраженной геологической фильтрационной неоднородности разреза пласта (предпосылка опережающей выработки запасов по отдельным пропласткам). В первую очередь обрабатываются участки с наиболее ярко выраженной неоднородностью.

2. . Соответствие степени выработки запасов нефти обводненности продукции: чем меньше соответствие, тем в первую очередь диктуется необходимость проведения работ (это свидетельствует о наличии защемленных остаточных извлекаемых запасов).

3. . Соотношение степени прокачки (в процентах от порового объема участка) и отбора от НИЗ (коэффициент полезного действия системы ППД). Чем больше это соотношение, тем меньше текущий коэффициент полезного действия системы ППД, и тем больше объемов воды закачено и извлечено, не совершив полезной работы по фронтальному вытеснению нефти. Этот факт так же говорит об относительной величине искусственно защемленных остаточных извлекаемых запасов. Поэтому в первую очередь следует обращать внимание на участки, имеющие наибольшее соотношение прокачки и отбора от НИЗ.

4. При прочих равных условиях в первую очередь обрабатываются участки эксплуатационного объекта, соответствующего модели Каземи. То – есть, имеющие высоко – и – низкопроницаемые пропластки.

5. В условиях однородного геологического строения, например в монолитных залежах, сопоставляются проницаемости, определенные по добывающим и нагнетательным скважинам, соответственно по КВД и КПД. Различия в сторону большей проницаемости вокруг нагнетательных скважин свидетельствуют о том как «дышит пласт», т. е. как зависят свойства коллектора от деформационных процессов, возникающих в пласте в результате изменения пластового давления. Чем больше эта разница, тем сильнее подвержены пласты со стороны нагнетательных скважин расслоению и промывке, что ведет к образованию ручейковой фильтрации. Косвенным подтверждением сложившегося различия в фильтрационных свойствах таких пластов являются средние удельные показатели на 1 м³/ (сут.МПа) по приемистости нагнетательных скважин и по удельному дебиту окружающих добывающих скважин.

Глава 9. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи

Гидродинамические методы применяются на третьей и четвертой стадиях разработки эксплуатационных объектов, являются вторичными методами добычи нефти и относятся к наиболее экономичным методам повышения нефтеотдачи. Гидродинамические МУН подразделяются на: изменение направления фильтрационных потоков, циклическое заводнение, форсированный отбор жидкости. Совместное их применение следует определять как комбинированное нестационарное заводнение. Поскольку каждый из этих методов основан на нестационарной фильтрации жидкости.

9.1. Изменение направления фильтрационных потоков

Технология метода заключа­ется в том, что на эксплуатационном объекте периодически изменяется закачка воды в нагнетательные скважины. На первом этапе работают одни нагнетательные скважины, другие не работают, рис.9.1.а). На втором этапе закачка в эти скважины прекращается и переносится на другие, рис.9.1.б). В результате происходит я из­менение направления фильтрационных потоков.

Физическая сущность процесса состоит в следующем. При обычном заводнении вследствие разницы коэффициентов подвижности нефти и воды, неус­тойчивости процесса вытеснения, неоднородности коллекторских свойств, в пласте образуются целики нефти, обойденные водой. При изменении фронта нагнетания в пла­сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра­диенты давления, нагнетаемая вода внед­ряется в застойные малопроницаемые зоны, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки воды вдоль фронта вытеснения рекомендуется распределять пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшаю­щейся водонасыщенности). Изменение направления фильтрационных потоков достига­ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, применения оча­гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами.

На рисунке 9.1. приведена одна из возможных схем изменения фильтрационных потоков.

Рис. 9.1. Схема изменения направления фильтрационных потоков. а) работа первой группы нагнетательных скважин, б) остановка первой группы скважин, работа второй группы нагнетательных скважин, 1 – работающие нагнетательные скважины, 2- неработающие нагнетательные скважины, 3 -добывающие скважины.

Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва мощности насосных стан­ций, наличия активной системы заводнения. Для его применения используются поперечные раз­резающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений. Применение этого метода позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением [3].