Назначение и область применения механических методов изменения режимов работы нагнетательных скважин (гидроразрыв пласта, поинтервальные обработки).

Поинтервальные обработки применяют в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах с открытым забоем, а также в скважинах, закрепленных обсадной колонной. Проводить их целесообразно в начальный период эксплуатации скважин или после выхода их из бурения.

Для технологии поинтервальных обработок характерно двухэтапное выполнение работ - временная кольматация высокопроницаемых участков пласта специальными составами и воздействие активным раствором на низкопроницаемый коллектор.

После поинтервальных обработок происходит изменение профиля приемистости и увеличение закачки по сравнению с приемистостью окружающих скважин.

Гидроразры́в пласта́(ГРП) — один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины. Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент —проппант(обработанный кварцевый песок), в карбонатных — кислота, которая разъедает стенки созданной трещины.

После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов.

Область применения ГРП распространяется практически на все типы продуктивных пластов

Методика выбора участков и технологий нестационарного заводнения

Разработка программ нестационарного заводнения (НЗ) – состоит из трех основных этапов: выбор участков на месторождении, классификация участков по степени возможной эффективности НЗ (выявление зон остаточной нефти по площади залежи) и формулировка программы применения НЗ.

Участки выбираются преимущественно в зонах с наличием разнопроницаемых литологически связных пропластков на скважинах, которые определяются по распределению комплексного параметра по площади промыслового объекта. Значение этого параметра от 0 до 0.2 означает, что на таких участках отсутствуют скважины со связными пропластками и они бесперспективны для применения циклического заводнения. Значение параметра Fco от 0.3 до 1 означает, что такие участки считаются наиболее перспективными для постановки циклического заводнения.

При линейной системе разработки объекта участки выбираются так, чтобы их границы проходили посередине расстояния между рядами нагнетательных скважин. На выбранных участках строится четырехслойная геологостатистическая модель, основанная на использовании четырехслойной геолого-статистической модели, учитывающей наличие литологической связности низко- и высокопроницаемых пропластков. При этом для каждого слоя по материалам лабораторных исследований, ГИС и ГДИС определяются: проницаемость (абсолютная), эффективная толщина, пористость и нефтенасыщенность.

БИЛЕТ 20

Назначение и область применения ограничения или прекращения закачки в высокопроницаемые пропластки.

Ограничение или прекращение закачки в высокопроницаемые пропласткипроизводится в нагнетательных скважинах и относится к методам гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.Эти методы объединяются названием "нестационарное заводнение".

После вытеснения нефти из высокопроницаемых зон пласта дальнейшее увеличение объемов закачки и давления нагнетания приводит к резкому росту объемов попутно извлекаемой воды и, как следствие, повышению себестоимости добываемой продукции при значительных невыработанных запасах нефти в низкопроницаемой части коллектора и обширных водонефтяных зонах.

Наиболее вероятными причинами обводнения добываемой жидкости являются прорыв контурных и закачиваемых вод по высокопроницаемым прослоям неоднородного коллектора в добывающие скважины, образование конусов подошвенной воды и поступление ее из смежных водонасыщенных пластов по заколонному пространству. Эти процессы могут происходить на отдельных участках и в скважинах на всех этапах разработки нефтяного месторождения. Поэтому комплексное решение проблемы рационального использования энергии закачиваемых вод для повышения нефтеотдачи пластов должно включать крупные технологические мероприятия:

качественное разобщение продуктивных пластов в процессе строительства скважин;

ограничение притока воды в добывающие скважины путем проведения изоляционных работ;

ограничение движения воды в промытых высокопроницаемых пропластках нефтеводонасыщенного коллектора.

Последние два мероприятия взаимосвязаны между собой: в первом случае задача решается путем ограничения притока подошвенных и нижних вод через добывающие скважины, во втором – через нагнетательные ограничением движения закачиваемых и контурных вод по всему пласту.

Система контроля разработки месторождений нефти и газа на основе результатов промысловых геофизических исследований.

Оперативное планирование исследований

Предполагает организацию работ по конкретному объекту (скважине, пласту) с целью решения локальной геолого-технической задачи. При организации работ должно быть представление о решаемости стоящих перед ПГИ и ГДИС задач в условиях конкретных скважин и пласта, о средствах и технологии измерений, порядке замеров. В получении ответа на эти вопросы состоит цель оперативного планирования.

Системность гидродинамического контроля разработки по ПГИ

Системность ПГИ исследований направлена на получение результатов, необходимых для настройки и экспертизы создаваемых по месторождениям цифровых постоянно- действующих геолого-технологических цифровых моделей, и в конечном счете – на оптимизацию работы скважин и месторождений. Решение этих задач зависит от реализации на производстве современных технологий, включая корректные испытания и исследования пластов, а также массовый переход на проведение мониторинговых исследований в добывающем фонде скважин стационарными датчиками, устанавливаемыми на забое под ЭЦН.

3. Соблюдение требований к периодичности и охвату ПГИ, обеспечивающих необходимую полноту и качество исходных данных для текущего мониторинга работы пластов, скважин и подземного оборудования.