УП Мусин 2
.pdf
|
|
η = |
|
|
1 |
|
|
(0,441m - 0,010lg μ 0 - 0,236S × Sph−1) |
|
|
(4.62) |
|
НИ |
||||||||||||||||
|
|
|
mSн |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
где S, Sp – плотность сетки скважин по общей площади залежи и в |
|||||||||||||||||||||||||||
|
зоне разбуривания, км2/скв. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
|
||||||||||||||
|
|
На основе корреляционного анализа результатов лабораторных оп- |
|||||||||||||||||||||||||||
|
ределений коэффициента вытеснения нефти водой по 8 месторождениям |
||||||||||||||||||||||||||||
|
Самарской области получена зависимость: |
|
|
|
|
ка |
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
kвыт = 0,164lg k + 0,243 |
, (4.63) |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
где k – проницаемость пласта, м.д. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
Коэффициент охвата вытеснением или коэффициент сетки опреде- |
|||||||||||||||||||||||||||
|
ляют по формуле, предложенной В.Н. Щелкачевым в 1974: |
|
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
kc = e |
−as |
|
|
|
|
(4.64) |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
на одну скважину, |
|||
|
|
где: S – площадь нефтеносности, приходящаясяе |
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
По опытным участкам на залежах вязких нефтейт |
ОАО «Татнефть» |
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
для определения коэффициента a получена ф рмула: |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
2 |
+ +5,12k |
3 |
- 7,29kп , |
|
(4.65) |
|
|
|
a =16,746Vк + 3,497Vт +12,91k р -12,408k р |
р |
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где Vk, Vm – коэффициент вариации по проницаемости и пористости, д.е.; |
||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Kр – коэффициент расчлененности; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
Kп – коэффициент песчан стости. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ç |
|
|
|
|
|
÷ |
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
В 1995 г. сотрудниками ВНИИнефть для расчета коэффициента ох- |
|||||||||||||||||||||||||||
|
вата заводнением (коэффициента сеткии |
) предложена зависимость: |
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,43kп |
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
1 |
æ |
|
|
ö |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
kохв |
= |
|
|
|
|
|
ç |
|
|
|
|
|
÷[1 |
- 0,007(-0,75kп )S] |
|
|
|
(4.66) |
|||||||||
|
|
|
|
|
1 |
+ y è1 |
+ 0,43k р |
ø |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
где:S – площадь нефтеносности на одну скважину, га/скв. |
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
у – поправка |
|
а степень изученности месторождения: |
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
y=0,135(0,01Sгр) |
н, при Sгр<100 га; |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
y=0,135(0,01Sгр)0,75, при 100 ≤ Sгг < 400; |
|
|
(4.67) |
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
тр |
|
|
|
н |
|
|
|
|
0,385 |
при Sгр>400, |
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
y=0,382+0,01(Sгр-400 ) |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
где:Sгр – азведанная площадь нефтеносности на одну скважину, |
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пробуренных на момент составления ТСР. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Характеристики вытеснения |
|
|
|
|
|
||||||||||
Э |
|
е1. lgQ = А×lgQ + С (Говорова Г.Л., Рябинина З.К.), |
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
в |
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
2. ln Q = АQ + В |
(Максимов М.И.), |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
в |
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
61 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э
ана изе состояния разработки нефтяного месторождения, эффективности применения методов ОПЗ скважин и нефтеотдачи пласта.
|
3. lg(100 − Q ) = А |
|
|
|
|
+ В (Ковалев А.Г.), |
|
|
|
|
НИ |
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Q |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
ж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
4. |
|
lgW = А lg Qн |
|
+ В |
|
(Сазонов Б.Ф.), |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
Qн = А + В ln Qж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
||||||||||||||||||||||||
|
5. Qн |
|
= в + |
|
|
|
|
а |
|
|
|
(Пирвердян А.А.), |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Qв |
|
|
|
|
|
|
Qж |
|
|
|
|
Qж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
6. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= α |
|
|
|
|
+ в |
(Казаков А.А.), |
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
НИЗ − Qy |
|
|
|
|
НИЗ − Qн |
|
ка |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
В |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
7. Qн |
|
= А + |
|
|
|
|
|
|
(Камбаров Г.С.), |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Qж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
Qж |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
8. |
|
= А + ВQв (Назаров, Сипачев), |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
Qн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
еи, жидкости. |
|
||||||||
|
где Qв, Qн, Qж – накопленная добыча воды, нефт |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Qв |
|
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
о |
|
|
|
|
||
|
|
W = Qн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
9. |
Qн |
|
− Q0 |
= |
|
|
|
Qп |
− Qн |
|
(Борисов А.Ю.), |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
W |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
где: Qп – потенциально возможнаяб |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
(конечная) добыча нефти, |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Q0- безводная добыча нефти. |
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в – безразмерный параметр, характеризующий скорость (темп) об- |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
воднения добываемой продукции. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
10. qн = аQy + в |
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Пусть известны Qн и W для трех точек. Тогда параметр «в» |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
можно определить по формуле: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
Wз − (Q |
з − Q 2 )(W2 −W1 )−W1(Qн2 − Qн1 )(W3 −W2 ) |
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
в = |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
(W1 +W3 )− 2W2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Затем м жно вычислить Qп и Q0: |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qн 2 − Qн1 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
−W1W2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
Q0 |
|
= |
|
Qн1 −W2 − Qн 2W1 |
в |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
W2 −W1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
н1 |
− Q |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
Q |
|
|
= Q |
|
|
+ в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
п |
|
н1 |
|
|
|
|
|
W1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
Приведенные характеристики вытеснения широко используются при |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
л |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
62
Э
Глава 5 |
|
|
НИ |
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ |
|||
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ |
|
АГ |
|
|
|
||
5.1. Классификация и назначение методов повышения |
|||
нефтеотдачи пластов |
ка |
|
|
|
|
|
|
История развития нефтедобычи в нашей стране показала, что поддержание пластового давления путем закачки воды в пл ст является высокопотенциальным и эффективным методом разработ и нефтяных месторождений.
Несмотря на все достоинства метода заводн ния, он, тем не менее,
не обеспечивает необходимую конечную степень извл чения нефти из |
|||
|
о |
|
вязкости |
пластов, особенно в неоднородных пластах и при повышеннойе |
|||
и |
|
велись интенсивные |
|
нефти. Поэтому в 50-х-70-х годах прошлого ст летият |
|||
теоретические и лабораторные исследован я механизма заводнения неф-
тяных пластов и поиск методов повышен я эффективности заводнения и |
|||||
методов увеличения нефтеотдачи пластов/26,21,35/. |
|||||
|
|
|
|
б |
|
За рубежом, как правило, применяется трехэтапная схема разработки |
|||||
нефтяных месторождений: |
|
и |
|
л |
|
1. разработка на естественном реж ме, которая называется первичным |
|||||
методом разработки; |
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
2. поддержание пластового давления закачкой воды, (вторичный ме- |
|||||
тод); |
|
|
|
|
|
3. применение методов повышения нефтеотдачи пластов (МУН) (тре- |
|||||
тичные методы). |
|
|
|
|
|
В России разработка на естественном режиме играет вспомогательную |
|||||
|
н |
|
|
|
|
роль, т.е. применяется, в основном, двух этапная схема разработки. |
|||||
н |
|
|
|
|
|
Все методы повышеаяия нефтеотдачи пластов применяются в сочета- |
|||||
нии с заводнением. |
|
|
|
|
|
В прямом смысле методы повышения нефтеотдачи пластов – это та- |
|||||
кие методы, к т рые направлены на повышение степени извлечения неф-
ти из всего бъема пласта. С учетом того, что коэффициент нефтеизвлече- |
|
ния определяетсяо |
по формуле: |
тр |
КИН=Квыт·Кс·Кзав=Квыт·Кохв, |
|
|
к м тодам увеличения нефтеотдачи следует отнести такие, которые позво- |
||
|
к |
|
ляют ув личить хотя бы одну из его составляющих – коэффициента вы- |
||
тесненияе |
или коэффициента охвата заводнением. |
|
л |
|
|
|
|
63 |
Э
В50-х годах 20 -го века повышение эффективности заводненияНИосуществлялось, в основном, изменением схемы размещения нагнетательных
идобывающих скважин (законтурное, блоковое, очаговое, площадное за-
воднение), оптимизацией давления нагнетания, выбором объектов заводнения и др. АГ
Вначале 60-х годов начали усиленно изучать способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных химреагентов:
полимера, поверхностно-активных веществ, щелочи, кислот и др. Одновременно продолжалось совершенствование системыка разработ-
ки. Начали применять метод нестационарного заводнения и изменение
направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости, уплотнение сетки скважин. е
В80-х годах на месторождениях АО «Татн фтьт » проводились широкомасштабные опытно-промышленные работы по применению физикохимических и тепловых методов разработки. о
За период 1973-1994 гг. на Ромашкинск м месторождении за счет гидродинамических методов увеличения нефтеотдачии пластов было добыто дополнительно 25,8 млн. т. нефти, флз ко-х мических и тепловых –
12,4 млн.т.
Начиная с 90-х годов ХХ века начаб и широко применять горизонтальную технологию бурения скважини (ГС, разветвленный, боковые стволы) и микробиологическое (микроорганизмы – бактерии за счет разложения части нефти выделяют газы бПАВ) воздействия.
Методы повышения нефтеотдачи пластов известный специалист в области нефтеотдачи Сургучев М.П. предлагает разбить на следующие группы/32/:
1. Гидродинамические методы, куда относятся технология нестацио-
нарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков, |
||
|
|
н |
метод форсированного отбора жидкости, оптимизация плотности сетки |
||
|
н |
|
скважин и разукруп е иеаяэксплуатационных объектов; |
||
2. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов. К ним |
||
о |
|
|
можно отнести закачку водных растворов поверхностно-активных ве- |
||
ществ (ПАВ), п лимеров, щелочей, эмульсий, кислот, воздействие на пласт физическими полями;
3. Газовые методы: закачка углеводородных газов, двуокиси углерода СО2, дымовых газов, азота;
|
4. Тепловые методы: закачка горячей воды, водяного пара, внутрипла- |
|
|
|
тр |
стовое горение. |
||
|
5. Микробиологические методы. |
|
|
к |
|
л |
е |
|
По целевому назначению и механизму воздействия можно выделить |
||
следующие группы: |
||
|
|
|
|
|
64 |
Э
1. |
Повышение охвата дренированием: |
|
|
|
|
|
НИ |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
· Совершенствование системы размещения скважин; |
|
|
|||||||||||
|
· |
Выделение объектов разработки; |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
· Совершенствование методов вскрытия пластов. |
|
|
|||||||||||
2. |
Выравнивание фронта вытеснения и повышение охвата заводнени- |
|||||||||||||
|
ем: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
|
|
|
· циклическое воздействие на пласт; |
|
|
|
|
|
||||||||
|
· |
закачка водогазовых смесей; |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
· |
щелочное заводнение; |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
· |
полимерное заводнение (загустители воды). |
|
|
|
|||||||||
3. |
Повышение Квыт и снижение остаточной нефти в заводненной зоне. |
|||||||||||||
|
Эти методы можно разбить на следующие направл ния: |
|
|
|||||||||||
3.1. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
Снижение вязкости нефти, объемное расшир ниеканефти: |
|
|||||||||||||
|
· |
тепловые методы воздействия на пласт; |
|
е |
|
|
||||||||
|
· |
закачка СО2; |
|
|
|
|
и |
о |
|
|
|
|
||
|
· |
микробиологические методы. |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
3.2. |
Снижение межфазного натяжен я: |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
· |
закачка микроэмульсии; |
|
б |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
· |
закачка растворов щелочи и ПАВ; |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
· |
закачка газов высокого давлениял. |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
3.3 Ослабление молекулярных связей: |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
· |
вибровоздействие; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
· |
воздействие физическими полями: электрическими, акустиче- |
|||||||||||
|
|
|
скими, магнитными. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
ая |
|
и всевозможных МУН конечный ко- |
||||||
|
За счет применения заводненияб |
|||||||||||||
эффициент извлечения нефти можно довести: |
|
|
|
|
|
|||||||||
· |
при вязкости нефти 10 мПа×с |
|
до 77-70%; |
|
|
|
|
|||||||
· |
|
|
|
|
н |
|
|
до 70-60%; |
|
|
|
|||
при вязкости нефти 10-50 мПа×с |
|
|
|
|||||||||||
· |
при вязкости ефти 50-200 мПа×с до 60-56%; |
|
|
|
||||||||||
|
Остаточные запасы нефти в пласте находятся в заводненных зонах, в |
|||||||||||||
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
слабопроницаемых заводненных зонах, а также в обособленных линзах в |
||||||||||||||
разрезе и в плане,нсовсем не охваченные дренированием системой сква- |
||||||||||||||
|
|
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
жин. При столь широком многообразии состояния остаточной нефти, а также п и большом различии свойств нефти и воды и неоднородности
нефтенасыщенных пластов не может быть одного универсального метода |
||
увеличения нефтеотдачи пластов. |
||
|
е |
|
|
Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов, в основном, ха- |
|
ракт ризуетсяк |
направленным воздействия на одну-две причины образова- |
|
л |
|
|
ния остаточной нефти.
Различные МУН характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов:
65
Э
водогазовое воздействие |
на 5-10%; |
|
НИ |
|
полимерное заводнение |
на 5-8%; |
|
||
щелочное заводнение |
на 2-8%; |
|
||
закачка СО2 |
на 8-15%; |
АГ |
||
закачка пара |
на 15-35%; |
|||
|
||||
внутрипластовое горение |
на 15-30%. |
|
||
Для нормального развития технологии и уменьшения риска неэф- |
||||
фективных затрат на применение новой технологии она проходит сле- |
||||||||||
дующие этапы: |
|
|
|
|
|
|
|
ка |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
1. |
Изучение физико-химических свойств, гидрогазотермо- |
|||||||||
динамических явлений; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. |
Определение условий вытеснения нефти, воздействия на нефть и |
|||||||||
пористую среду; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. |
Проведение лабораторных опытов по вы |
сн нию и изучение ме- |
||||||||
ханизма процесса; |
|
|
|
|
|
о |
е |
|
|
|
4. |
Реализация технологии в промысловых условияхт |
на опытных уча- |
||||||||
стках; |
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. |
Проектирование – создание математ ческих моделей, методов |
|||||||||
проектирования, изучение технологии; |
|
|
|
|
|
|
||||
6. |
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
Промышленные испытания в раз ичных геолого-физических ус- |
||||||||||
ловиях; |
|
|
и |
|
л |
|
|
|
|
|
7. |
Технико-экономическое обоснование применения метода в про- |
|||||||||
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
мышленном масштабе, определен е потребных материально-технических |
||||||||||
средств и масштаба применения; |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
8. |
Задание и производство химических продуктов, технических |
|||||||||
средств и, оборудования; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9. Промышленное внедрение технологии на месторождениях. |
||||||||||
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наряду с метод ми увеличения нефтеотдачи пластов на месторож- |
||||||||||
дениях применяются большоеая |
количество различных методов интенсифи- |
|||||||||
кации добычи ефти и обработки призабойной зоны скважин. Нередко ряд |
|
|
о |
авторов эти методы также относят к методам увеличения нефтеотдачи |
|
пластов, что невернон. |
|
тр |
|
К методам увеличения нефтеотдачи следует отнести только те мето- |
|
ды, кото ые, воздействуя на объем пласта, приводят к увеличению извлекаемых запасов нефти.
толь о ус оряют (интенсифицируют) процесс извлечения нефти из пласта.
Методык ОПЗ, в отличие от методов увеличения нефтеотдачи пластов,
Они воздействуют только на малый объем пласта, поэтому принципиаль- |
|
л |
|
но не могут повысить ни коэффициент вытеснения, ни коэффициент охва- |
|
та процессоме |
заводнения. |
|
66 |
Э
Следует, однако, заметить, что в определенных условиях воздействие на призабойную зону скважин может способствовать увеличению нефте-
отдачи пласта. |
|
|
|
|
|
|
|
|
НИ |
5. 2. Определение технологического эффекта |
|
||||||||
от применения метода |
|
|
|
|
|
||||
Эффективность метода может выражаться следующим показателя- |
|||||||||
ми: |
|
|
|
|
|
|
ка |
АГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
- увеличение добычи нефти;. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- снижение объемов добычи воды; |
|
|
|
|
|
|
|||
- экономия материалов; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- увеличение межремонтного периода рабо ы скважин, снижение за- |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
трат на проведение подземного и капитальн го рем нта скважин; |
|
||||||||
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
Из указанных показателей эффективн сти внедрения методов повы- |
|||||||||
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
шения нефтеотдачи пластов наиболее важной является оценка дополни- |
|||||||||
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
тельной добычи нефти, которая относится к одному из сложных и спор- |
|||||||||
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
ных вопросов в нефтепромысловой практикеи. |
|
|
|
|
|
|
|||
Величина дополнительной до ычи нефти, как правило, зависит от |
|||||||||
базы сравнения. |
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
На стадии проектирования опытно – промышленных работ за базу сравнения принимаются технологические показатели базового варианта
разработки, которые определяются на основе гидродинамических расче- ая
тов или специально поставленными физическими экспериментами на моделях пласта.
На стадии внедрения величина дополнительной добычи нефти опре-
деляют по характеристикам вытеснения. Наиболее простым из них явля-
ются кривые изме е ия месячной добычи или среднесуточного дебита |
||
нефти во време и. Прин |
этом фактическую кривую изменения дебита |
|
скважины срав ивают с кривой, полученной путем экстраполирования |
||
данных до внедрениян метода. |
||
Часто за базуо |
сравнения используют значение дебита скважины пе- |
|
добычи нефтри, если бы скважина эксплуатировалась без применения новых методов, поэтому показывает заниженный эффект. Если скважина пе-
ред внедрением метода. Этот метод не учитывает дальнейшее снижение
р д пров дением данного мероприятия длительное время не работала из- |
||
|
к |
|
за отсутствия притока жидкости к скважине, всю добычу, полученную по- |
||
с е внедренияе |
данного метода, следует отнести к дополнительной добыче. |
|
л |
|
|
|
|
67 |
Э
Иногда дополнительную добычу нефти определяют путем сравнения добычи нефти на контрольном участке. Однако выбор контрольного участка часто является невозможным.
После определения технологического эффекта необходимо дать эко-
номическую оценку эффективности метода. Для этого сначала производят |
|
расчет дополнительных затрат, затем определяют величину прибыли. |
НИ |
|
|
Новые технологии разработки, как правило, бывают защищенными
патентами на изобретение и внедряются в производство по специальному |
|
ка |
АГ |
плану предприятия. Часть полученной прибыли выпл чив ется авторам патента в виде вознаграждения, часть - работникам предприятия, прини-
мавшим непосредственное участие при внедрении. |
е |
||||
|
|||||
|
|
|
|
т |
|
5. 3. Технология нестационарного заводнения |
|||||
|
|
|
о |
|
|
с изменением направлений фильтрационных потоков |
|||||
|
|
и |
|
|
|
При благоприятных условиях геолог ческого строения месторожде- |
|||||
ний заводнение может обеспечить КИН до 60-65%. |
|
||||
Однако полнота охвата заводнением и КИН резко снижается при |
|||||
усилении неоднородности пласта. |
б |
|
|
|
|
В сильно неоднородных пластах продвижениел |
фронта закачиваемой |
||||
воды неравномерно, вода в добывающ е скважины прорывается по высо- |
||
|
б |
|
копроницаемым пропласткам. Образуются слабо промытые зоны, или во- |
||
обще незаводненные участки. |
|
и |
Одним из эффективных |
способов повышения охвата заводнением |
|
является циклическое заводнение послойно неоднородных пластов, пред-
ложенное впервые М.Л Сургучевым. Иногда его называют импульсным |
||||
методом, нестацион рным з воднением. |
||||
|
|
|
|
н |
|
Суть метода циклического воздействия и изменения направления |
|||
фильтрационных потоковаяжидкости заключается в искусственном созда- |
||||
нии в пласте нестацио арного давления. |
||||
|
|
|
о |
|
|
Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины |
|||
или отбора жидк нсти в определенном порядке путем их периодического |
||||
|
|
тр |
|
|
повышения и снижения. |
||||
|
В результате этого в пласте периодически проходят волны повыше- |
|||
ния и понижения давления. |
||||
|
Малопроницаемые участки, зоны обладают низкой пьезопроводно- |
|||
|
е |
|
|
|
стью, с орость распространения давления в них значительно ниже, чем в |
||||
высокопроницаемыхк |
заводненных зонах. Поэтому между ними возникают |
|||
л |
|
|
|
|
различные по знаку перепады давления.
При повышении давления в пласте, т.е. увеличении объема нагнетания или снижения отбора жидкости, в заводненных высокопроницаемых
68
Э
зонах пластовое давление выше, а в низкопроницаемых слабо промытых зонах ниже. При снижении давления в пласте, т.е. при уменьшении объема нагнетаемой воды или увеличении отбора жидкости – наоборот, т.е.
перепад давления между различными зонами меняет знак. |
АГ |
|||||||||||||||
|
|
Под действием знакопеременных перепадов давления Р происходит |
||||||||||||||
перераспределение жидкости. Одновременно ускоряется противоточнаяНИ |
||||||||||||||||
капиллярная пропитка водой нефтенасыщенных зон. |
|
|
||||||||||||||
|
|
Изменение направления потоков жидкости между скважинами (в |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
плане) усиливает процесс повышения охвата пласта заводнением. |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
т |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
циклов нестационарного заводнения t в |
|||||||
Рис.5.1. Диаграмма для определения длительностии |
||||||||||||||||
зависимости от пьезопроводности пласта и удаления фронта вытеснения l /32/. |
|
|||||||||||||||
|
|
На основе экспериментального и теоретического изучения определе- |
||||||||||||||
ны следующие параметры технологического процесса. |
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.Относительн я ч стота смены циклов изменения расходов нагне- |
||||||||||||||
таемой воды: |
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
w = w рβµ m l2 |
k-1, |
|
(5.1) |
|
|
|
|
|
|
|
||
где: |
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
w- относительнаянчастота смены циклов,; µ, m, k, β – вязкость нефти, по- |
||||||||||||||||
|
|
|
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ристость и коэффициент, проницаемость, упругоемкость пласта; l –длина |
||||||||||||||||
пласта; w – абочая абсолютная частота колебаний расхода. |
|
|||||||||||||||
|
|
Ус ановлено, что оптимальное значение относительной частота сме- |
||||||||||||||
ны ци лов w=2. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Оптимальная рабочая частота смены циклов определяется по форму- |
||||||||||||||
ле: |
|
|
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
wр =2 æ / l2 или t = l2 /2 æ, |
(5.2) |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
где t- длительность полуцикла, æ – коэффициент пьезопроводности.
69
Э
можно пользоваться диаграммой (рис. 5.1) НИ
Из (10.2) следует, что длительность цикла должна быть тем больше, чем хуже упругая характеристика пласта; по мере продвижения фронта
вытеснения (с ростом l) продолжительность цикла должна увеличиваться.
Для определения длительность циклов нестационарного заводнения АГ
2. Относительная амплитуда колебаний расхода нагнетаемой воды,
равная отношение превышения (снижения) уровня нагнетания воды при
циклике над средним объемом нагнетания к среднему уровню закачки при обычном заводнении:
где: Qiз - максимальный или минимальный уров нь закачки при циклике;
в = (Qiз –Qоз )/Qоз |
(5.3) |
ка |
|
|
Qоз – средний уровень закачки при обычном заводн нии i=1,2 – номер фа- |
||||
зы цикла. |
|
о |
е |
|
Если сохранить средний объем закачки при цикликет |
равным объему |
|||
|
и |
|
|
|
при обычном заводнении, то в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться до 2-х раз, а в полупериод сни-
жения давления – сокращаться до ну я (вп оть до отключения нагнета- |
|||||
тельной скважины) |
|
t* |
б |
|
|
|
|
|
и |
|
закачки воды мож- |
3.Относительное время начала нестационарнойл |
|||||
но оценить по формуле: |
б |
|
|
|
|
|
|
|
, (5.4) |
|
|
|
τ = |
|
|
|
|
|
tпр |
Ki |
|
||
|
|
|
|
||
где: t*- длительность разработки объекта до начала циклики при обычном заводнении; tпр- длительность эксплуатации объекта от начала заводнения до момента прорыва воды по наиболее проницаемому слою с проницаемостью кi.
Чем меньше слоистая неоднородность пласта, тем больше должна |
|
|
ая |
быть амплитуда колеба ия расхода воды, и, соответственно, колебание |
|
давления нагнета ия. |
|
н |
|
На практике амплитуда колебания расхода воды ограничивается воз- |
|
можностями нас снв. Сокращение объемов нагнетания воды приводит к |
|
ра не должно снижаться более чем на 15-20% Рнас.
снижению пластового давления. Практика показывает, что Рпл в зоне отбо- |
|
тр |
о |
Эффекк ивность циклического заводнения снижается с ростом относительного времени начала циклики τ*, чем раньше начало применения цикликие, тем больше может быть добыто дополнительной нефти.
Иссл дования показывают, что циклика применима везде, где разработкал осуществляется с использованием заводнения. Чем больше неоднородность пласта, тем эффект от применения циклического заводнения выше.
70