Назначение и область применения форсированного отбора жидкости из групп скважин или из отдельных скважин данного участка, зоны.

Форсированный отбор жидкостей применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75 %. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Таким образом, технология проведения форси- рованного отбора жидкости заключается в постоянном увеличении отборов пластовой жидкости, за счет чего создается перепад давления между пропластками с различной проницаемостью. В результате нефть из нефтенасыщенного (низкопроницаемого) пропластка вовлекается в гидродинамический поток и выносится к добывающей скважине.

Ученые Н.А. Черемисин, В.П. Сонич, Ю.Е. Батурин связывают положительное влияние форсированного отбора жидкости на нефтеотдачу пластов с увеличением коэффициента вытеснения нефти водой благодаря действию следующих факторов:

– в гидрофильных коллекторах при увеличении скорости потока происходит вовлечение в разработку капиллярно- защемленной нефти;

– в гидрофобных коллекторах в результате увеличения отборов жидкости происходит более эффективный доотмыв пленочно-связанной нефти.

Форсированный отбор – наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи.

На практике разработаны основные подходы к успешному внедрению метода. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит скважин на 30–50 %, а затем – в 2–3 раза. Для применения форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи и использование газлифта, эффекта подъема жидкости за счет энергии смешанного с ней газа под давлением.

ФОЖ рекомендуется применять как завершающий процесс эксплуатации залежи, находившейся под воздействием естественного или искусственного заводнения.

Геолого – геофизические критерии выбора объектов интенсификации притоков нефти и газа.

Основным критерием при выборе объектов интенсификации притоков является наличие достоверной геолого-промысловой информации, полученной в процессе их испытания, как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине, а также их сопоставляемость с результатами интерпретации материалов геофизических исследований скважин. Анализ геолого-промысловых условий вскрытия и возбуждения пластов, физико-литологических свойств коллекторов, а также свойств объекта испытания по материалам ГИС позволил выделить основные факторы при планировании работ по интенсификации притоков нефти продуктивных.

1. Значение геофизического параметра αпс.

2. Степень нефтенасыщенности коллекторов – Кн.

3. Наличие скин-эффекта (зоны проникновения) в прискважинной зоне пласта – S.

4. Объем карбонатно-глинистого цемента – Vц.

5. Минералогический состав глинистого материала.

6. Начальная продуктивность скважины.

Значения параметров пласта, найденные по результатам испытания объекта в колонне, ниже, чем параметры, определенные при испытании в открытом стволе.

Скин-эффект рекомендуется выявить по результатам ГИС (наличие зоны проникновения). Значение геофизического параметра aпс определяется по материалам ГИС.

Коэффициент нефтенасыщенности определяется также по материалам геофизических исследований по вышеприведенной методике.

Объем глинистого цемента можно определить из корреляционных зависимостей, а его минералогический состав – по данным рентгеноструктурного анализа.

Максимальное влияние на выбор объекта и способа интенсификации притоков будут иметь параметры в совокупности (по степени убывания): Кн – S; αпс – S; Кс – Vц; αпс – Кн.

Билет 18

Назначение и область применения механических методов изменения режимов работы нагнетательных скважин (интенсивная перфорация, забуривание вторых стволов).

Благодаря применению глубокой интенсивной перфорации коэффициент освоения нефтяных слоев, который, как правило, бывает при обычно применяемой технологии освоения заметно ниже единицы (заметно меньше 100 %), теперь будет близким к единице (к 100 %).

Чтобы нефтяные горизонты работали вместе не хуже, чем порознь, перфорация должна быть глубокой и интенсивной по методу Шлюмберже или другому аналогичному методу, она должна преодолеть прискважинную зону засорения.

При применении глубокой перфорации нефтяных пластов дебит дополнительно увеличивается в 1,2 раза.

Забуривание второго ствола из обсадной колонны позволяет решать следующие задачи:

– увеличить дебит скважины за счет вскрытия продуктивного пласта дополнительным стволом, как наклонно-направленным, так и горизонтальным

– отремонтировать бездействующую скважину, которая не эксплуатировалась по техническим причинам (заклинка ЭЦН, расхождение колонны и т. д.)

– уменьшить объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на разработку месторождений.

На основе опыта применения зарезки и бурения второго ствола в эксплуатационных скважинах можно следующим образом сгруппировать скважины, где использование метода является наиболее целесообразным:

- Бездействующие, в которых в результате сложной аварии с подземным оборудованием забивается ствол.

- С наличием дефектов в эксплуатационной колонне (слом, смятие или отвод), не поддающихся исправлению.

- Выбывшие из эксплуатации вследствие нарушения призабойной зоны, восстановить которые известными способами невозможно.

- В которых при опробовании произошли прорывы высоконапорных нижних вод, не поддающихся изоляции; при этом новый ствол бурят без вскрытия горизонтов, являющихся источниками обводнения нижними напорными водами.

- Бездействующие вследствие прорыва верхних вод, поддающихся изоляции.

- Расположенные на участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурить новые скважины нецелесообразно.

- Метод зарезки и бурения второго ствола следует рассматривать как один из методов доразработки залежей, способствующих рациональному использованию запасов нефти в пластах месторождений, находящихся в поздней стадии разработки.

Применение результатов промыслово-геофизического контроля при геомоделировании.

В связи с тем, что в последнее время информация, получаемая при контроле разработки месторождения, становится более широкой и значимой, традиционный подход к созданию моделей заменяется алгоритмом, предполагающим итерационный подход к построению модели.

При этом подходе геологическая модель постоянно обновляется и дополняется с появлением новых данных. На основе собранной информации строится первый вариант геологической модели. Далее, на этапе перехода от геологической к гидродинамической модели большая роль уделяется результатам ГДИС. В частности, трехмерное распределение проницаемости строится на основе результатов базовых ГДИС с учетом ГИС и керна, что позволяет без применения в модели «заплаток» проницаемости воспроизвести историю отборов/нагнетания по скважинам.

БИЛЕТ 19