 |
Критерии выбора технологий воздействия на пласт»
|
|
|
|
Анапиз результатов применения методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти показал, что их технологическая эффективность, в основном, определяется особенностями геологического строения пласта и состоянием разработки залежи.Основными параметрами пласта, определяющими эффективность применения технологий являются нефтенасыщенная толщина, начальная нефтенасыщенность порового пространства, фильтрационные свойства коллектора, наличие водонасыщенных интервалов, изолированность нефтенасыщенных интервалов от водоносных, расчлененность пласта и др.
Физико-химические методы воздействия на пласты
На основании анализа результатов применения стандартных методов воздействия на пласты месторождений ОАО «Сургутнефтегаз», лабораторных и промысловых исследований эффективность применения методов различного вида воздействия можно следующим формулам:
- методы воздействия на ПЗП добывающих скважин (ОПЗ) —
DQ = 6.672´(Кн-0,3)´Кп´(1-Кв)´Ö(aпс-0,3)´hн´С´103
- методы воздействия на ПЗП нагнетательных скважин (ОПЗ) —
DQ = 9,947´(Кн-0,3)´ Кп´Ö (1-Кв1)´(aпс-0,3)´hн´С´103
- методы воздействия на ПЗП через нагнетательные скважины (МУН) —
DQ = 38,433´(Кн-0,3)´Кп´Ö(1-Кв)´(aпс-0,3)´hн´С´103
где DQн дополнительная добыча нефти, тонн;
Кн начальная нефтенасыщенность, доли ед.;
Кп пористость, доли ед.;
Кв обводненность продукции в добывающей скважине воздействия, доли ед.;
Кв1 средняя обводненность продукции в скважинах, окружающих нагнетательную, доли ед.;
aпс средняя амплитуда диффузионно-адсорбционного потенциала пласта в скважинах воздействия
|
|
|
hH — нефтенасыщенная толщина пласта в скважине воздействия, м;
С — коэффициент технологии.
Первоначально перед оценкой технологической эффективности согласно герлого-физическим критериям, для каждого объекта воздействия подбирается комплекс технологий. Затем по предложенным формулам выбирается наиболее эффективный метод воздействия на пласт с учетом затрат на проведение мероприятия.
Гидроразрыв пласта
Выбор скважин для проведения ГРП также производится в два этапа. На первом этапе исходя из особенностей геологического строения пласта и состояния его разработки, подбираются скважины, где проведение ГРП даст технологический эффект. При этом использются следующие критерии.
Для добывающих скважин:
- нефтенасыщенная толщина интервала пласта, рекомендуемая к гидроразрыву не менее 3 м и данный интервал пласта в ближайших добывающих скважинах (до 500-600 м) дает продукцию с обводненностью менее 70%;
- начальная нефтенасыщенность коллекторов в интервале, рекоменду-емому к гидроразрыву, должна быть выше —
Кн>0,4+0,15´aпс´Ö2300/Н
где: aпс— амплитуда диффузионно-адсорбционного потенциала,
Н — абсолютная глубина залегания пласта, м;
толщина перекрывающих и подстилающих экранов должна быть не менее 3 м или перекрывающая и подстилающая нефтенасыщенная неперфори-рованная толщина пласта более 4м.
При пониженных фильтрационных свойствах ближайших водоносных интервалов (амплитуда aпс водоносного интервала в 1.5 и более раз меньше, чем нефтенасыщенного интервала) допустимая мощность экрана уменьшается до 2 м, а водоносный интервал с амплитудой aпс равной или меньше нефтенасыщенного не учитывается, если отношение его мощности к мощности нефтенасыщенного интервала не превышает 0.25;
- отношение текущего пластового давления к начальному должно быть не менее 0,9. При отношении давлений менее 0.9 за 2-3 месяца до проведения ГРП в ближайших нагнетательных скважинах должно быть организовано или усилено ППД;-
|
|
|
- состояние цементного камня в заколонном пространстве на 20 м выше и ниже интервала перфорации при наличии водоносных прослоев должно быть хорошим;
- в скважине перед выбором интервалов для ГРП должны быть проведены исследования по выделению работающих интервалов и наличию заколонных перетоков;
- накопленная добыча нефти по скважине должна отвечать соотношению:
Qн/(151,1-h´Кп´Кн)<0.3´aпс
где: Qн – накопленная добыча нефти, тыс.тонн;
Кн – начальная нефтенасыщенность, доли ед.;
Кп – пористость, доли ед.;
Hн – нефтенасыщенная толщина, м;
- обводненность продукции интервала ГРП должна быть не выше 25%;
- угол отклонения ствола скважины должен соответствовать соотношению:
0.40/hперф ³ sin a
где: sin a — синус угла отклонения ствола скважины от вертикали в интервале пласта
hперф— интервал перфорации, м.
Для нагнетательных скважин:
- нефтенасыщенная толщина в окружающих добывающих скважинах в среднем более 5 м;
- начальная нефтенасыщенность коллекторов в окружающих добывающих скважинах в среднем выше —
Кн > 0,4+0,15´aпс´Ö2300/Н, доли ед.;
- накопленная компенсация закачки воды на участке проведения ГРП должна отвечать соотношению:
SQ > qв/aпс,
где: Qн — суточная добыча жидкости по окружающим скважинам м3;
qв — приемистость скважины, м3/сут;
aпс — среднее значение диффузионно-адсорбционного потенциала перфорированного интервала пласта в нагнетательной скважине;
- мощность подстилающих и перекрывающих экранов более 3 м или перекрывающая и подстилающая нефтенасыщенная неперфорированная толщина пласта не менее 4 м;
- состояние цементного камня при наличии водоносных прослоев в зональном пространстве не менее 20 м выше и ниже интервала перфорации должно быть хорошим;
- в скважине перед выбором интервала ГРП должны быть проведены исследования по выделению принимающих интервалов и наличию заколонных перетоков;
- суммарная накопленная добыча нефти по окружающим добывающим скважинам должна отвечать соотношению;
SQ/151,1´n´hн´Кп´Кн < 0,4´ Öaпс
где n — количество добывающих окружающих скважин;
|
|
|
ГРП рекомендуется при полудлине трещины, заполненной проппантом (более 25 м), определяется по формуле
L = 60,72+57,141 ´ lg(hн1´aпс1/hн ´ aпс), м
где: hн1 – средняя нефтенасыщенная толщина пласта в окружающих скважинах, м;
hн – нефтенасыщенная толщина пласта в нагнетательной скважине с ГРП, м;
aпс1 – средняя амплитуда aпс пласта в окружающих добывающих скважинах;
aпс – средняя амплитуда aпс пласта в нагнетательной скважине с ГРП;
- удельная приемистость скважины должна быть менее 20´aпс/м перфорированной толщины пласта.
На втором этапе по результатам проектирования ГРП и оценки технологической эффективности от его проведения производится окончательный выбор скважин для проведения гидроразрыва пласта.
Данная временная инструкция по выбору технологий воздействия на пласты по их геолого-физической характеристике и состоянию разработки залежей на участке воздействия действует в течении 1998-2000 гг. По мере накопления дополнительного материала и изменения состояния разработки залежей инструкция будет переработана с введением других технологий, используемых на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».
|
|
|
