Какими негативными явлениями сопровождается эксплуат на поздней стадии

В связи с интенсивным износом основного эксплуатационного фонда нефтегазовых скважин на большинстве месторождений РФ находящихся в поздней стадии эксплуатации и в условиях недостаточного объема бурения по уплотнению сетки скважин, капитальный ремонт последних приобретает с каждым годом все большее значение. При этом решаются, как правило, две актуальные задачи - ликвидация нарушений технического состояния конструкции крепи обсаженных скважин эксплуатационного и нагнетательного фондов [1, 2] и восстановление соответственно их продуктивности и приемистости.Большинство нефтяных месторождений вступили в завершающую стадию разработки, которая характеризуется активным протеканием процессов реструктуризации запасов.

Если условно можно представить структуру начальных геологических запасов как состоящую из долей «активных извлекаемых запасов» (АИЗ) и «трудно извлекаемых запасов» (ТИЗ), то на начальной стадии разработки нефтяных месторождений они соотносятся соответственно как 2:1, а уже на завершающей стадии это соотношение меняется на обратное и становится соответственно равным 1:2.Особенности влияния геолого-физических факторов на процесс формирования ТИЗ

Трудно-извлекаемые запасы формируются, как правило, на участках коллектора имеющих неоднородную и сложную геологическую структуру.

К ним в первую очередь можно отнести участки выклинивания и литологического замещения продуктивных пластов, зоны нарушения их согласного залегания, в которых образуются тупиковые, застойные недренируемые области слабо подверженные воздействию приложенным к ним перепадам (градиентам) внешнего давления.

Другим важным геолого-физическим фактором, активно влияющим на формирование ТИЗ является существенная анизотропия ФЕС коллекторов, которая является причиной ухудшения охвата пласта воздействием по площади и мощности, и, как следствие, - приводит к неконтролируемым, «кинжальным» прорывам воды от нагнетательных скважин к забою добывающих. При этом давление по контуру нефтеносности резко снижается, а в зонах пласта не охваченных вытеснением начинают активно формироваться ТИЗ.

2. Особенности влияния гидродинамических факторов на процесс формирования ТИЗ

Существенную роль в вытеснении нефти из продуктивного коллектора играет величина его пьезопроводности. при этом влияние этого фактора является преобладающим даже по сравнению с параметром гидропроводности пласта. Дело в том, что движение пластовой жидкости к забою добывающих скважин происходит главным образом под влиянием приложенного к коллектору градиента давления определяемого разностью между его пластовым и забойным значениями.

При этом, если скелет горной породы содержит большое количество глинистых минералов или пластовой флюид, заполняющий поры коллектора, обладает повышенной газонасыщенностью, то перепад давления, приложенный к определенному участку пласта, претерпевает значительный эффект демпфирования за счет которого приложенный перепад давления полностью поглощается на этом интервале, а пьезопроводность пласта снижается до предельно малой величины неспособной обеспечить фильтрацию пластового флюида к забою добывающих скважин, что может служить одной из причин формирования ТИЗ на участках пласта с повышенной упругоемкостью.

3. Особенности влияния техногенных факторов на процесс формирования ТИЗ

Наиболее распространенными и значимыми техногенными факторами, оказывающими влияние на формирование ТИЗ являются охлаждение коллектора под воздействием нагнетаемой технической воды через систему ППД. а также активно протекающие в нем деформационные процессы вызванные неконтролируемыми колебаниями пластового давления (отбор- закачка) по сравнению с относительно стабильным горным давлением.

Охлаждение, коллектора ниже температуры кристаллизации парафина приводит с одной стороны к увеличению вязкости нефти, а с другой - к выпадению из нее парафиновой составляющей. Все это вместе взятое снижает гидропроводность коллектора и способствует формированию локальных зон концентрации ТИЗ как по площади простирания коллектора так и по его мощности.Исследованиями [12] было установлено, что деформации смыкания- размыкания флюидопроводящих каналов в горной породе под влиянием перепадов дифференциального давления разного знака носит, как правило, необратимый характер..Имеет место, так называемый «гистерезис деформационных процессов» [13], когда каждый последующий цикл смыкания-размыкания происходит в пределах постепенно уменьшающихся значений раскрытое™ флюидопроводящихканалов.В конечном счете, происходит процесс постепенной монолитизации горной породы сопровождаемый неуклонным ростом в ней внутренних напряжений.Смыканиефлюидопроводящих каналов приводит к защемлению нефти в поровом пространстве микроболоков горной породы и как следствие - к образованию трудно-извлекаемых запасов (ТИЗ).Как уже указывалось нами ранее (см. глава 1), остаточные запасы формируются в пласт еколлекторе под влиянием различных техногенных факторов, а также из-за нарушений технологии нефтедобычи. При этом часть негативных факторов оказывает преобладающее воздействие в ЛЗП, что определяется в основном влиянием прямых (при первичном вскрытии) и обратных (при эксплуатации) кольматационныхпроцессовДругая часть негативных факторов, влияющих на КИН, определяется протеканием процессов в межечважиннем пространстве (МСП), которые характеризуются двум?: ранее упомянутыми коэффициентами - К_вы„, и ^_иХв.

Что такое «мониторинг»

Под мониторингом процесса разработки нефтяной залежи обычно понимается осуществление постоянных наблюдений за текущим состоянием разработки и оценка эффективности проводимых геолого-технических мероприятий. Одним из приоритетных направлений развития мониторинга месторождений является технология мониторинга на основе создания и последующего использования постоянно действующей геолого-промысловой модели (ПДМ) нефтяной залежи. Основные задачи мониторинга с использованием ПДМ

Задачи мониторинга нефтяных месторождений с использованием функций ПДМ можно разделить на пять основных групп создание и ведение базы данных, построение геологической, технологической и фильтрационной моделей, оценка экономической эффективности. Кроме того, следует выделить ряд самостоятельных блоков, служащих для принятия управленческих (прикладных) решений. К ним относятся задачи оценки эффективности применения методов увеличениянефтеотдачи (МУН), прогноза ожидаемых результатов применения химреагентов различного действия, зарезки вторых стволов, проведения гидроразрыва пласта. Также необходимо выделить задачи визуализации результатов расчетов в виде различного рода 3D-моделей, графиков, таблиц. Аспекты организации мониторинга месторождений на основе ПДМ Сложность организации системы мониторинга месторождений на основе ПДМ заключается в необходимости решения целого ряда информационных, технических, алгоритмических и организационных задач (см. рис. 2). Решение только части задач не приводит к достижению положительных результатов. Так, например, простое приобретение программных средств без комплексного подхода не гарантирует эффективного решения проблем мониторинга в целом. К информационным проблемам можно отнести вопросы по подготовке и структуре исходных файлов, организации экспорта-импорта данных, технологии фильтрации ошибок, корректировки первичной промысловой и геофизической информации. Технические проблемы состоят в необходимости подготовки аппаратного обеспечения соответствующего уровня, а также установки серверов, создания локальных сетей предприятия. Организационные проблемы — это формирование номенклатуры принимаемых данных, техническая организация процесса обработки информации, способы хранения и обновления данных, структура выходной документации. Решение этих проблем ложится на службы нефтегазодобывающих предприятий и АСУ. Разработчики программного обеспечения сосредоточены на решении алгоритмических проблем, включающих такие сложные задачи, как разработка методик и алгоритмов построения геологических и фильтрационных моделей, системная интеграция и согласование моделей.