Вертикально-латеральное заводнение.
При более реальном условии завершения разработки по максимальной ве-
более равномерный фронт вытеснения закачиваемой воды. Основным фактором,
личине ВНФ достигаемый при латеральном заводнении КИН оказывается во многих
который может ограничить использование предложенной технологии, является не-
случаях кратно более низким, чем при вертикально-латеральном заводнении, и
докомпенсация в начальный период разработки. Снижение отрицательного действия
близким по величине к достигнутому на Талинском месторождении.
данного фактора может иметь место в результате следующих мероприятий.
Обоснованная на уровне патентной новизны «щадящая» технология верти-
Уменьшение расстояния между скважинами улучшает показатели разработ-
кально-латерального заводнения позволяет нейтрализовать отрицательное влияние
ки за счет более эффективного поддержания давления, при сохранении малых объе-
высокопроницаемых каналов. К положительным факторам относятся низкие обвод-
мов попутной добычи воды. Но при этом снижается величина накопленной добычи
ненность продукции и конечный ВНФ, при достаточно высоком достигаемом КИН.
нефти, приходящейся на одну скважину.
Очаговое заводнение, при котором нагнетательные скважины не связаны с одной общей системой и расположены на отдельных участках, применяется для выработки запасов нефти из небольших линзообразных залежей. Избирательное заводнение предусматривает расстановку нагнетательных скважин не строго в ряд, а исходя из распределения коллекторских свойств пластов по площади. Местоположение нагнетательных скважин при таком способе заводнения выбирается после разбуривания площади и изучения коллекторских свойств пластов.
|
|
|
Очаговое заводнение также применяется как дополнение к существующей системе для улучшения охвата пласта вытеснением, выработки линз, целиков нефти, застойных зон. Таким образом, при избирательном и очаговом заводнении расположение нагнетательных скважин имеет нерегулярный характер и определяется геологическими особенностями залежи.
Очаговое заводнение может найти широкое применение при разработке весьма неоднородных пластов нефтяных месторождений Западной Сибири, при разработке линзовидных, стратиграфически и литологически экранированных залежей продуктивных пластов. В настоящее время эта система разработки с успехом применяется на месторождениях Татарстана, Башкортостана, Пермской, Самарской, Оренбургской областей.
Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнения ( законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.), если они не обеспечивают влияние закачки воды по всей площади объекта. Очаги заводнения ( нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного его вида.
|
|
|
Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта ( застойных зон), на которые не распространяются влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.
Очаговое заводнение является не самостоятельной системой заводнения, а лишь средством устранения недостатков линейной системы разрезания.
|
|
|
Очаговое заводнение проводится на отдельных участках, главным образом для выработки запасов нефти из отдельных линз. Оно применяется как дополнение к основной внутрикон-турной или законтурной системам заводнения в целях более полного охвата залежи заводнением. Поэтому очаговые скважины бурят в зонах, где из-за прерывистого залегания пластов или вследствие их значительной неоднородности по проницаемости отдельные участки залежи оказываются не охваченными-процессом вытеснения нефти водой.
В других случаях очаговое заводнение используется по отдельным пластам эксплуатационного горизонта с целью вовлечения в разработку запасов нефти линз, не выходящих на существующие линии нагнетания, а также для дополнительной интенсификации разработки участков алевролита с низкой проницаемостью.
Управление разработкой на упруговодонапорном и упругогазонапорном режимах. Планирование, проведение и анализ результатов численных исследований.
Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь ( или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой. Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.
|
|
|
Проявлению УВР способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи.Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.
При упруговодонапорном режиме рекомендуется отбирать ив скважин большие дебиты, увеличивая их со временем. Для определения оптимального режима работы оборудования очень важно установить правильную глубину спуска насоса. При этом учиты-вается характер разработки продуктивного горизонта. Если объект разрабатывается на истощение, то глубина спуска насоса со временем может значительно изменяться. В процессе разработки объекта с поддержанием пластового давления в условиях высоких забойных давлений глубина спуска насоса может быть небольшой и постоянной.
При УВР основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.
При УВР движущейся силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящихся в ней. Упруговодонапорный режим еще называют упругим.
При УВР в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давления и, соответственно, дебитов нефти по скважинам.
При УВР газовый фактор остается постоянным при условии, что пластовое давление снижается не ниже давления насыщения.
При УВР контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается. В залежи нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением пор, занятых нефтью, не происходит, пластовое давление быстро падает, и со временем режим работы залежи с упругого может перейти в газовый.
При УВР вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.
При УВР контур нефтеносности непрерывно перемещается и сокращается.
При УВР характер изменения показателей работы пласта и скважин будет иным.
В условиях УВР с целью повышения газо - и конденсатоотдачи в условиях неоднородного пласта по вертикали и площади большое внимание уделяется оптимальному расположению скважин на структуре для каждого месторождения и
Газоотдача при УВР зависит во многом от темпа разработки, масштабов и направления вторжения пластовых вод в залежь, эффективности вытеснения газа водой.
Расчеты для условий упруговодонапорного режима выполняются, как правило, в начале разработки залежи нефти, когда параметры продуктивного пласта и насыщающих жидкостей недостаточно изучены по небольшому числу скважин. Кроме того, специфика разведки нефтяных месторождений состоит в том, что, попав разведочной скважиной на нефтяное поле, бурение последующих разведочных скважин планируется таким образом, чтобы не выйти за пределы нефтеносности. Данные конечных результатов разведки показывают, что на стадии подготовки залежи нефти к разработке центральная нефтенасыщенная часть залежи более или менее изучена, а краевые и особенно законтурные части пласта изучены слабо.
В случае проявления УВР необходимо, чтобы пластовые давления были также примерно равны. Кроме того, следует учитывать продвижение газоводяных контактов в совместно разрабатываемых горизонтах, чтобы избежать преждевременного обводнения скважин.
Разработка залежи при известных условиях может заканчиваться еще в первой фазе режима, которая от первой фазы предыдущего режима практически ничем отличаться не будет. При меньших соотношениях запасов и более медленном темпе отбора нефти падение пластового давления дойдет до условного контура питания, но дальше снижаться не будет, и в таком случае через некоторое время упругие силы перестают себя проявлять. Таким образом, второй фазой грави-тационно-упруговодонапорного режима является гравитационно-водонапорный.
Величина газоотдачи при упруговодонапорном режиме зависит также от параметров разработки, в частности от темпа добычи газа, размещения скважин, возможности регулирования продвижения воды по пласту и др. Из числа указанных факторов наиболее существенным является темп отбора газа. Высокие отборы приводят к заметному снижению пластового давления. И хотя это усиливает вторжение воды, все же защемление газа происходит при меньших давлениях. Происходит как бы отставание вторжения воды в залежь. Поскольку пластовые потери газа зависят от величины остаточного давления защемленного газа газоотдача, по мере роста темпов отбора газа, возрастает. Теоретически за счет этого механизма газоотдачу можно поднять до уровня газоотдачи при газовом режиме, если допустить возможность снижения пластового давления до полного истощения залежи, до того как внедряющаяся вода обводнит пласт. Одни авторы считают, что в условиях упруговодонапор-ного режима необходимо поддерживать как можно более высокий темп отбора газа, другие - что на практике следует избегать как очень высоких, так и незначительных темпов разработки месторождений.
С целью недопущения перепада упруговодонапорного режима в режим растворенного газа осуществляют переход на искусственное воздействие на залежь путем поддержания пластового давления закачкой в залежь воды или иного агента воздействия.
УГР— внефтяной гидрогеологии — режим работы нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется к скважинам под действием напора гала, находящегося в газовой шапке.
При снижении давления в нефтяной залежи, залегающей на крыльях структуры, газовая шапка расширяется, окапывая давление на всю нефтяную залежь сверху. Выделившиеся из нефти пузырьки газа всплывают вверх и присоединяются к газовой шапке, снижая тем самым темп падения пластового давления по сравнению с газовым режимом. При Г. р. наблюдается также движение контурных вод, по скорость их обычно невелика и значительно уступает скорости движения контура газа. Вследствие этого при Г. р. происходит непрерывное снижение динамического пластового давления (см.) как в нефтяной залежи, так и в газовой шапке, а соответственно и снижение дебитов скважин.
Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.
Различают следующие режимы:
· водонапорный,
· упругий и упруговодонапорный,
· газонапорный или режим газовой шапки,
· газовый или режим растворенного газа,
· гравитационный,
· смешанный.
Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.
Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи.
Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.
Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.
В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более.
Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.
По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.
Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.
Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.
Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии
Повышение эффективности разработки неоднородных коллекторов при вертикально-латеральном заводнении с использование систем горизонтальных скважин. Планирование, проведение и анализ результатов численных исследований.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 882; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!