Ответы_Экз

Примечание

1.При реализации метода ВГВ на месторождениях с высоковязкой нефтью, содержащей природные ПАВ, возможно образование пен (снижение приемистости скважин). Закачиваемая вода должна иметь температуру не менее50 – 60 ºС.

2.Образование пены также приводит к улучшению условий вытеснения нефти водогазовой смесью за счет снижения фазовой проницаемости для газа и сохранения фазовой проницаемости для нефти, что приводит к улучшению соотношения подвижностей газа и воды.

Гистерезис ОФП

В процессе разработки месторождения такими методами, как циклическое заводнение и смена направления фильтрационных потоков, вытеснение нефти водой сменяется вытеснением воды нефтью, и наоборот. Такое изменение характера движения влияет на зависимости относительных фазовых проницаемостей (ОФП) от водонасыщенности. Это явление называется гистерезисом ОФП при дренаже и пропитке.

Гистерезис относительной фазовой проницаемости (ОФП) при водогазовом воздействии влияет на эффективность метода.

Некоторые последствия учёта гистерезиса ОФП:

•Корректное воспроизведение роста перепада давления при закачке воды в циклах водогазового воздействия (ВГВ).

•Увеличение прироста коэффициента извлечения нефти от ВГВ по сравнению с вариантом расчёта без гистерезиса.

При несмешиваемом ВГВ эффект гистерезиса проявляется в зоне трёхфазной фильтрации и приводит к защемлению части газа водой.

Характеристики гистерезиса ОФП зависят от типа породы, а также от механического воздействия на неё при циклических закачке и отборе газа.

17.Управление разработкой низкопроницаемых коллекторов при заводнении. Проблемы поддержания пластового давления, деформационные процессы. Особенности разработки с использованием горизонтальных скважин.

Полуцикл снижения пластового давления. В случае гидрофильной низкопроницаемой составляющей имеет место капиллярная пропитка. Поэтому эффект нестационарное заводнения связывают с активизацией капиллярной пропитки. В случае гидрофобного пласта указанный механизм отсутствует. Имеет место переток нефти в высокопроницаемую составляющую из низкопроницаемой за счет гидродинамических градиентов (особенно вблизи добывающих скважин). При этом происходит выравнивание давлений в высоко и низкопроницаемой составляющей. Продолжительность полуцикла падения пластового давления (т.е. перетока нефти в высокопроницаемую составляющую) зависит от упругоемкости системы. Чем больше упругоемкость системы, тем длительнее происходит процесс выравнивания давлений. Поэтому когда продолжительность полуцикла снижения пластового давления слишком маленькая, процесс перетока нефти не успевает полностью реализоваться. Капиллярные силы способствуют удержанию внедрившейся воды в низкопроницаемой составляющей.

Учитывая наличие низкопроницаемых составляющих (до 3 мД), расхождение проектных и фактических данных может быть вызвано существенным снижением приемистости нагнетательных скважин при заводнении пресными и сточными водами вследствие наличия в закачиваемой воде твердых взвешенных частиц (ТВЧ), размер которых соизмерим с размерами поровых каналов. 2. Это приводит к процессам кольматации и облитерации в призабойных зонах нагнетательных скважин. С другой стороны, качество закачиваемой воды, размеры и концентрация ТВЧ не учитываются при использовании гидродинамических симуляторов, что приводит к существенному завышению расчетных показателей разработки (завышения оценки КИН порядка 50%).

Деформационные процессы

Уплотнение пласта сопровождается процессами кольматации и облитерации. Это приводит к необратимым потерям ФЕС и, как следствие, гистерезису пористости и проницаемости.

Получена и апробирована количественная зависимость проницаемости от изменения эффективного давления, в основе которой лежит тот факт, что в процессе снижения пластового давления происходит изменение

коэффициента изменения проницаемости в экспоненциальной зависимости, т.е. после каждого дополнительного снижения пластового давления коэффициент увеличивается:

( ) = 0 (0− )

α0- коэффициент изменения проницаемости в возмущенном пласте при начальном пластовом давлении, 1/МПа;

- коэффициент, учитывающий изменение коэффициента ( ), 1/Мпа

Пример адаптации модели низкопроницаемого коллектора (НПК) при заводнении

Деформационные процессы сопровождаются засорением призабойной зоны добывающих скважин, заиливанием щелевого фильтра ГС, скоплением невынесенного осадка в нижней части ГС.

В нагнетательных скважинах имеет место кольматация призабойной зоны твердыми взвешенными частицами в низкопроницаемых составляющих.

Геолого – промысловая характеристика

1. Расчлененный низкопроницаемый пласт содержит составляющие с проницаемостью меньше 3 мД.

Для таких коллекторов размер поровых каналов может быть соизмерим с размерами твердых взвешенных частиц.

Это приводит к кольматации в призабойных зонах нагнетательных скважин – низкая эффективность ППД.

2.Качество закачиваемой воды, размеры ТВЧ не учитываются в симуляторах.

3.Таким образом необходима адаптация модели с использованием фактической динамики дебитов.

4.На предварительном этапе возможно воспроизведение исследований нагнетательных скважин на разных штуцерах с целью изменения пористости и проницаемости слоев.

Моделирование загрязнения призабойной зоны нагнетательных скважин

1.На основе обобщения результатов численных и промысловых исследований, проведенных авторами, для моделирования загрязнения призабойной зоны нагнетательных скважин предлагается использовать локальное измельчение скважинной ячейки, снижая проницаемости околоскважинных ячеек измельченной области.

2.При воспроизведении динамики показателей разработки для условий, близких к условиям юрских и ачимовских отложений выявлены интервалы проницаемости основной сетки для которых необходимо снижение проницаемости в измельченных ячейках в соответствии с таблицей 2.

3.Получена хорошая сходимость расчетных и фактических значений отборов жидкости, в соответствии с рисунком 4, на котором приведены результаты адаптации по одной из скважин. Первичные техногенные процессы, связанные с бурением, освоением и эксплуатацией скважин могут быть оценены посредством задания соответствующего скин-фактора.

18.Характеристика и классификация МУН. Управление разработкой при закачке растворов ПАВ. Физика процесса, критерии применение.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) - это такие методы воздействия (МВ) на пласт, которые обеспечивают прирост конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) но сравнению с базовым методом. Базовым методом может быть как естественный режим, так и метод поддержания пластового давления. Соответственно МУН могут быть вторичными или третичными методами воздействия на пласт.

Механизм нефтеизвлечения при закачке ПАВ

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным раствором ПАВ основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой и увеличивается краевой угол смачивания.

1.ПАВ обладают двойной смачиваемостью, что является причиной поверхностной активности ПАВ.

2.ПАВ – вещества, состоящие из углеводородного радикала и полярных групп. Полярные группы – гидрофильные, на границе раздела фаз Нефть-вода ориентируются в сторону воды (погружаются в водную фазу). Углеводородные радикалы гидрофобные и ориентируются в сторону нефти.

3.Водные растворы ПАВ регулируют молекулярно – поверхностные свойства породы (нефти и воды). При поступлении ПАВ в поровый объем, содержащий нефть, образуется нефтеводяная эмульсия (если ПАВ водорастворима). В противном случае – водонефтяная эмульсия (если ПАВ нефтерастворима).

4.Уменьшение величины поверхностного натяжения

5.Изменение смачиваемости породы.

6.Адсорбция ПАВ на стенках поровых каналов приводит к изменению характера смачиваемости породы. Образуется гидрофобная поверхностная пленка, краевой угол увеличивается, натяжение смачивания уменьшается в 8-10 раз.

(Адсорбция – образование Адсорбционного слоя на границе раздела фаз.

Десорбция – уменьшение концентрации молекул на границе раздела фаз).

7. Адсорбция зависит от величины удельной поверхности породы, минералогического состава, температуры, солености воды и возрастает с увеличением концентрации ПАВ.

Основным управляющим параметром является оторочки ПАВ, который варьировался от 3 –15 % и зависит от природных особенностей пласта.

Недостатки метода нагнетания водных растворов ПАВ:

•Недостаточное снижение поверхностного натяжения.

•Адсорбция ПАВ на породе, которая в пористых средах составляет до 15-60 кг/м3 : чем выше нефтенасыщенность, тем выше адсорбция ПАВ породой;

•- слабая биоразлагаемость искусственных ПАВ и вследствие этого повышенное загрязнение окружающей среды;

-высокая чувствительность к качеству воды (при подготовке водного раствора).

19. Увеличение КИН при закачке растворов на основе ПАА. Физика процесса, критерии применение. Технологии выравнивания профилей приемистости и притока. Потокоотклоняющие технологии.

Полимерное заводнение относится к методам, приводящим к увеличению коэффициента охвата за счет изменения свойств воды при добавке в нее макромолекул полимера. Подвижность вытесняющей фазы обычно выше подвижности вытесняемой. Для условий повышенной вязкости нефти и значительной неоднородности коллектора по толщине пласта соотношение подвижностей значительно превышает единицу, что приводит к образованию языков обводнения и низкому коэффициенту охвата пласта по толщине. Условием устойчивости фронта является соотношение подвижностей смачивающей и несмачивающей фаз:

=

Где 1 и 2 индексы смачивающей и несмачивающей фаз соответственно

Применение полимерного заводнения способствует выравниванию фронта вытеснения. Полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. Метод может применяться на любой стадии разработки, но также как и все ФХМ наибольший эффект достигается при применении полимерного заводнения на начальной стадии разработки.

Основные параметры, характеризующие полимерное заводнение:

1.Фактор сопротивления – определяется отношением подвижности воды и подвижности водного раствора полимера. По фактору сопротивления определяют эффективность полимерного заводнения.

С увеличением скорости фильтрации фактор сопротивления увеличивается и достигает своего максимального значения за счет кажущейся вязкости водного раствора полимера.

2. Фактор остаточного сопротивления определяется как

Где λ - подвижность воды до и после закачки полимера

Основные механизмы увеличения нефтеотдачи:

-повышение коэффициента охвата пласта по площади

-повышение коэффициента охвата пласта по толщине

-повышение коэффициента вытеснения

Условия применимости

Технологии выравнивания профилей приемистости и притока.

Потокоотклоняющие технологии.

Выравнивание профиля приемистости(ВПП) – один из методов повышения нефтеотдачи пластов. ВПП заключается в закачке в призабойную зону пласта нагнетательных скважин медленно сшивающихся составов (сшитых полимерных и/или гелеобразующих систем), которые проникают вглубь пласта на значительные расстояния и перераспределяют в пластах фильтрационные потоки. Применение технологий возможно в том числе при наличии гидродинамической связи между пропластками. Растворы заполняют

пропластки и тем самым создают гидроизоляцию в пласте, что помогает направить потоки воды к добывающей скважине и тем самым увеличить дополнительный приток нефти.

Потокоотклоняющие технологии направлены на увеличение коэффициента охвата пласта воздействием за счет повышения фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых слоях (пропластках). Все потокоотклоняющие технологии основаны на создании в высокопроницаемых слоях условий для снижения в них подвижности воды. Изоляция высокопроницаемых слоев приводит к выравниванию профиля приемистости у нагнетательных скважин и профиля притока у добывающих скважин. Эти технологии направлены на повышение выработки слоистонеоднородных пластов.

Потокоотклоняющие технологии можно разделить на селективные и неселективные.

При неселективной изоляции композиционные системы проникают в пласты независимо от их насыщенности, образуют закупоривающие экраны, не разрушающиеся со временем в пластовых условиях. Используемые композиции – цементные суспензии, синтетические смолы и композиции. Селективные методы изоляции – это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорированную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающееся вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит.

20.Увеличение КИН при закачке мицеллярных растворов. Физика процесса, критерии применение.

Мицеллярные растворы - смеси углеводородных жидкостей, воды и ПАВ, растворимых в углеводородах, и стабилизаторов. В качестве стабилизаторов обычно используются спирты (изопропиловый, бутиловый и др.). Углеводородную часть мицеллярного раствора может составить легкая нефть фракции C5+.

При содержании в системе ПАВ концентрации выше критической концентрации мицеллообразования ПАВ находится в растворе в виде сгустков (мицелл), которые способны поглощать жидкости, составляющие их внутреннюю фазу.

а - мицелл с водяной основой (хорошо смешиваются с нефтью)

б -мицелл с нефтяной основой (хорошо смешиваются с водой)

Кружки – полярные группы (обращенные к воде - гидрофильные)

Углеводородные радикалы - гидрофобные

Вязкость мицеллярных растворов с нефтяной внешней фазой (водяной основой) вначале возрастает с увеличением содержания воды в системе и может достигать 100 мПа×с при водосодержании до 40 — 45 %. Дальнейшее увеличение концентрации воды (если она сопровождается инверсией типа раствора) приводит к снижению вязкости.

Таким образом, для мицеллярных растворов существует реологическая зависимость вязкости от обводненности.

Упомянутые свойства мицеллярных растворов способствуют при их нагнетании в пласт значительному повышению как коэффициента охвата так и коэффициента вытеснения.

Мицеллы – это агрегаты, состоящие из 20-100 молекул ПАВ, обладающие высокой стабильностью. Мицеллярные растворы обладают способностью растворять в себе соответствующие жидкости – мицеллы набухают, впитывая в себя растворимую жидкость: нефть или воду.

Растворение веществ в мицеллах называется процессом солюбилизации. Эффективность мицеллярных растворов связывают с процессом смешивания