Геолого-геофизические аспекты проведения ГТМ в высокообводненных пластах.

ГТМ – это геолого-технические мероприятия. Геолого-технические мероприятия включают в себя работы, которые проводятся на скважинах для регулирования разработки месторождения, а также поддержания плановых уровней добычи нефти. Благодаря геолого-техническим мероприятиям можно добиться выполнения проектных значений установленных для каждого конкретного месторождения. От всех других мероприятий, ГТМ отличаются тем, что по итогам их получают увеличение объема добываемой нефти.

К геолого-техническим мероприятиям можно отнести следующие направления:

- ГРП – гидроразрыв пласта;

- ОПЗ – обработка призабойной зоны;

- ПВЛГ – перевод на вышележащий горизонт;

- ОРЭ – одновременно-раздельная эксплуатация;

- бурение боковой скважины;

- РИР – ремонтные изоляционные работы.

Кроме того, к геолого-техническим мероприятиям могут быть отнесены и другие работы – реперфорация, вывод из консервации или бездействия и другие мероприятия.

При высокой обводненности продукции (96%) доизвлечение остаточных запасов из ГСК происходит за счет капиллярной пропитки при длительной и экономически малоэффективной промывке. В связи с этим, изменение фильтрационных потоков и технологии оптимизации кинематики потоков, как по площади, так и по разрезу скважин в гидродинамически связанных коллекторах, с постоянным ГИС – контролем, играют важную роль.

Пространственное распределение остаточных извлекаемых запасов нефти в значительной степени определяются комплексом искусственных (техногенных) факторов. К техногенным факторам, влияющим на вытеснение нефти, относятся, прежде всего, процессы развития трещин и образования в связи с этим системы промытых каналов в прискважинной зоне в результате нагнетания воды. Характерной чертой трещин является то, что степень их раскрытости зависит от давления нагнетания. Высокая приемистость нагнетательных скважин при наличии трещиноватости объясняется значительной фильтрующей поверхностью трещин, возможностью перемещения загрязнений вглубь пласта и образованием в процессе эксплуатации новых трещин по мере засорения существующих.

Билет №24

Гидродинамические исследования при мониторинге добычи и контроле разработки.

При разработке месторождений существуют различные течения жидкости в пласте: радиальный, нерадиальный, псевдорадиальный,режим истощения

Существует типы гидродинамических исследований:

1) гидродинамический мониторинг на основе изучения радиальной фильтрации (определяются распределение давления, радиусы контуров, модель квазистрационной радиальной фильтрации жидкости, скин-фактор, приведенный радиус скважины, типовые кривые для модели нестационарной радиальной фильтрации и.т.п)

2) гидродинамический мониторинг на основе изучения нерадиальной фильтрации (определяются оценка расхода,основные закономерности стационарного линейного течения жидкости, распределения давления, линейный скин-фактор, модели послепритока, модели скважины, резервуара, границ, комплексные модели «скважина-пласт», межпластовые перетоки и т.п)

3) гидродинамический мониторинг на основе изучения радиальной фильтрации газа

4) гидродинамический мониторинг скважин, работающих многокомпонентной продукцией

5) гидродинамический мониторинг скважин с динамическим уровнем

Классификация методов воздействия на прискважинную зону пласта.

1.ХИМИЧЕСКИЕ (кислотные обработки, обработки ПАВ, химреагентами и органическими растворителями);

 Соляной кислотой HCl 8–15%-ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), а также загрязняющие частицы.

Плавиковая кислота HF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора. 

Уксусная кислота CH3COOH добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы.

 Концентрированная серная кислота H2SO4 снижается вязкость нефти и увеличивается дебит скважины; при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, улучшающие приток нефти из пласта в скважину; предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками.

 Угольная кислота применяется для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолистые отложения.

Обработка ПАВ: цель – удаления воды и загрязняющего материала; попадая на забой скважины, вода “закупоривает” часть пор, припятствуя притоку нефти и газа, а вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это уменьшает дебит скважины. ПАВ снижают поверхностное натяжение раствора.

Обработка химреагентами и органическими растворителями (газовый конденсат, толуол и др.): удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

2 МЕХАНИЧЕСКИЕ (гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование);

ГРП. При создании высоких давлений (до 60 МПа) на забое жидкостью, закачиваемой в скважину (нефтью, пресной или минерализованной водой, нефтепродуктами: мазутом, керосином, дизельным топливом) в пласте образуются новые и расширяются имеющиеся трещины.

 В образовавшиеся трещины нагнетают песок (или стеклянные, пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха), чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа. Этапы ГРП: закачка жидкости разрыва для образования трещин;

закачка жидкости – песконосителя;

закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин

Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью (200–260 м/с) из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины.

 Струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта.

 Жидкость с песком (содержание песка 50–200 г/л) направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

 Скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

ФИЗИЧЕСКИЕ

Тепловое воздействие на призабойную зону:используют, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей (нефть); паротепловая обработка.

Термокислотная обработка скважин: перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким- либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений.

Виброобработка забоев скважин: на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды.

БИЛЕТ 25

1) Модель заколонного перетока и результативность ГДИС при выявлении перетока.

На многих месторождениях в эксплуатационных скважинах методами промыслово-геофизических исследований часто фиксируется наличие заколонных межпластовых перетоков. Перетоки связаны с двумя основными причинами:

- негерметичностью цементного камня в заколонном пространстве скважины

- связью пластов по трещине, возникающей в процессе гидроразрыва.

Модели перетока включают два однородных пласта, один из которых перфорирован. Пласты отличаются фильтрационными свойствами, совершенством вскрытия (скин-фактором), соединены между собой цилиндрическим каналом с сечением в форме кольца (заколонным пространством скважины) в первом случае и в форме прямоугольника (трещиной гидроразрыва) во втором. Основные влияющие факторы, которые необходимо учитывать при исследовании модели – пластовые давления, проницаемости сред и геометрические параметры пластов и канала перетока.

Результативность ГДИС при выявлении перетока по негерметичному цементному камню. Приоритетная роль при решении задач диагностики перетока принадлежит промыслово-геофизическим исследованиям. Для решения этой задачи используется очень большой арсенал методических средств (нестационарная термометрия, закачка в скважину меченых веществ, солевых растворов повышенной минерализации на основе хлора).

Успех обычно достигается при их разумном комплексировании.

Результативность ГДИС при выявлении перетоков по трещине гидроразрыва.Надежность заключения о наличии заколонного перетока по результатам одноцикличных ГДИС невысока. Проблема заключается в сложности однозначного толкования результатов исследований. Поведение логарифмической производной может соответствовать и другим моделямРезультативность ГДИС при выявлении перетоков по нестабильной трещине в нагнетательной скважине. Трещина появляется, если в режиме нагнетания превышено давление разрыва пласта и смыкается при полной остановке скважины или уменьшении интенсивности закачки. По результатам ГДИС на нескольких циклах работы скважины (закачки воды в пласт – КСД, простоя скважины – КПД), отличающихся репрессией на пласт, можно не только отслеживать динамику раскрытия трещины при изменении репрессии на пласт, но и диагностировать подключение к работе вследствие перетока неперфорированных пластов.