Управление продуктивностью скважин и методы увеличения нефтеотдачи

1. Управление продуктивностью скважин

ЛЕКЦИЯ № 1
Введение в дисциплину. Геолого-физические факторы,
определяющие характеристику продуктивных пластов и
производительность скважин

2. Соотношение извлекаемых и остаточных запасов нефти

• Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов
современными,
промышленно
освоенными
методами
разработки во всех нефтедобывающих странах на
сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом
что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в
год.
• Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным
странам и регионам составляет от 25 до 40%.
• Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной
Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в
Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–
37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от
структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.

3.

Увеличение извлекаемых запасов нефти, снижение
обводненности продукции, повышение и стабилизация
добычи на этой стадии – задача номер один для
нефтедобывающей отрасли!
Продуктивность нефтедобывающих скважин - один из
основных показателей, определяющих эффективность
добычи нефти при разработке месторождений, особенно в
сложных геолого-физических условиях.
Управление продуктивностью - совокупность действий,
основанных на определенной информации и направленных
на поддержание или улучшение функционирования
объекта.

4.

Система управления
включает управляющие элементы /воздействия и объекты управления.
Она должна строиться на определенных принципах:
• 1) необходимо знать цель управления;
• 2) необходимо, чтобы принимались в расчет не только кратковременные
(текущие) результаты функционирования объекта, но и результаты, которые будут
получены в перспективе;
• 3) система управления должна быть адаптивной, способной к изменению своей
структуры и способов воздействия на объект в соответствии с накопленным
опытом и изменениями в системе, включающей объект управления.
Объект управления - добывающая скважина и часть продуктивного
пласта, дренируемая этой скважиной
• они являются элементами общей системы, называемой геолого-техническим
комплексом (ГТК).

5.

Изменение условий в ОДНОЙ
части пласта - система
перестраивается - изменения в
структуре и свойствах
ДРУГИХ ее отдельных
элементов (участков),
дренируемых отдельными
скважинами.
• Управление
продуктивностью отдельной
скважины с дренируемым
участком пласта должно
быть частью управления
геолого-техническим
комплексом в целом.
Система управления
отдельным объектом должна
вписываться в общую систему
управления.
• Продуктивный пласт,
включающий участки,
дренируемые отдельными
скважинами, представляет
собой ЕДИНУЮ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКУ
Ю СИСТЕМУ.
Управление продуктивностью
может осуществляться путем
воздействия на геологофизические характеристики,
технические и
технологические
характеристики системы
«пласт – скважина».
• Продуктивность
добывающих скважин
определяется совокупностью
ряда факторов:
естественных и
искусственных.

6. Виды остаточной нефти

Остаточные
запасы нефти
(100%) по видам количественно распределены
Виды
остаточной
нефти
следующим образом:
• 1) нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой – 27%;
• 2) нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%;
• 3) нефть оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%;
• 4) капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30%.
Остаточная нефть (70% остаточной нефти), которая не охвачена процессом заводнения вследствие
высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками
жидкости в пластах - ОСНОВНОЙ РЕЗЕРВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.
• Повысить нефтеотдачу пласта за счет этой части нефти можно в результате совершенствования
существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения
нефтеотдачи пластов.
Капиллярно-удержанная и пленочная нефть (30% остаточной нефти) остается в обводнённых
коллекторах вследствие их микронеоднородности и может извлекается только в результате воздействия
на нее различных физических и физико-химических процессов и явлений.

7. Силы, удерживающие остаточную нефть

Изменение свойств нефти в процессе разработки может происходить как в
сторону утяжеления, так и в сторону облегчения добываемой нефти.
Утяжеление нефти связано с уменьшением пластового давления в
процессе разработки, потерей легких фракций нефти при дегазации,
окислением нефти при взаимодействии с закачиваемой водой, за счет
перемещения в глубь залежи утяжеленных нефтей из периферии
приконтурных зон.
Силы, удерживающие остаточную нефть - малая или нулевая скорость
фильтрации нефти в слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и
линзах, следствие кольматации призабойных зон при бурении и
нагнетании воды.

8. Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и

упругие силы.
Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз давление порядка 0,01 – 0,3
МПа.
• Величина определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды,
размером пор и поровых каналов.
Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорциональны вязкости нефти.
• В очень медленных процессах переформирование насыщенности пластов нефти и водой
незначительно.
Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности
плотностей нефти, газа и воды.
• действие приводит к всплытию воды в нефти или газа в нефти.
Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение
трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности.

9.

Причины образования остаточной нефти
Расчлененность,
прерывистость
составляет 0,1 - 0,8 объема залежи
пластов
Пути извлечения
Повышение охвата дренированием за счет системы
размещения скважин, выбора объектов, вскрытия
пластов, оптимизации давления нагнетания.
Выравнивание
проводимости
пластов
за
Неоднородность пластов по проницаемости от
уменьшения фазовой проницаемости для
0,01 до 3 - 4 мкм2
увеличения вязкости и др.
счет
воды,
Вязкость нефти больше вязкости воды Снижение вязкости нефти, увеличение вязкости воды;
и изменяется от 1 - 5 до 50 - 1000 мПа·с объемное расширение нефти
Межфазные, молекулярные силы на контакте
Устранение межфазного натяжения на контакте нефть нефти с водой и породой составляют 18 - 30
вода; гидрофилизация пористой среды
мН/м
Микронеоднородность составляет 1·10-4 -1см;
Ослабление
молекулярных
удельная поверхность пористой среды - (0,05гравитационных сил
3)104 см2/см3 или (0,02—1,5 м2/г)
и
проявление

10. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов

Назначение
Способ воздействия
Рабочий агент
Повышение вязкости вытесняющего агента Полимеры , Мицеллярные растворы
Воздействие на
Понижение вязкости нефти
нефть, оставшуюся в
пласте в
макромасштабе - Увеличение (расширение) объёма нефти
повышение охвата
вытеснением
Увеличение дренируемой (работающей)
толщины пласта
Достижение смешиваемости нефти и
Воздействие на
нефть, оставшуюся в вытесняющего агента
Снижение межфазного натяжения
пласте в
микромасштабе вытеснение
Повышение смачиваемости пласта водой
рассеянной
Повышение фазовой проницаемости для
остаточной нефти
нефти и снижение для воды
Пар , Воздух + вода (горение)
Углекислый газ
Воздух +вода (горение), ПАВ,
Полимеры, Водогазовые смеси,
Щелочи
Вода (циклическое заводнение)
Углекислый газ
Газ высокого давления
Мицеллярные растворы
Щелочи
Водорастворимые ПАВ
Водогазовые смеси

11.

Методы увеличения нефтеотдачи пластов - мероприятия,
повышающие продуктивность скважин и эффективность
извлечения нефти из продуктивных пластов
• 1. Интегральное воздействие - методы, реализация которых приводит к
искусственному воздействию на залежь в целом.
• 2. Локальное воздействие - методы, реализация которых приводит только к
воздействию на призабойную зону пласта в зоне дренирования его той или иной
скважиной (воздействие на ПЗП).
• 3. Методы воздействия на призабойные зоны добывающих скважин, направленные
на снижение их обводненности.

12.

Процесс добычи нефти
и газа
Первый— движение нефти и газа по
пласту к скважинам, благодаря
искусственно создаваемой разности
давлений в пласте и на забоях скважин.
Он называется разработкой нефтяных
и газовых месторождений.
Третий этап—сбор
продукции скважин и
подготовка нефти и газа к
транспортированию
потребителям.
Второй этап— движение нефти и газа
от забоев скважин до их устьев на
поверхности. Его называют
эксплуатацией нефтяных и газовых
скважин.

13.

Разработка нефтяного или газового месторождения — это комплекс мероприятий,
направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин,
предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на
площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и
поддержание определенного режима их работы.
• 1. Естественная энергия пласта
• В
целях
повышения
экономической
эффективности
разработки
месторождений,
снижения прямых капитальных вложений и
максимально
возможного
использования
реинвестиций весь срок разработки месторождения
принято делить на три основных этапа.
• На первом этапе для добычи нефти
максимально возможно используется естественная
энергия
пласта
(упругая
энергия,
энергия
растворенного газа, энергия законтурных вод,
газовой
шапки,
потенциальная
энергия
гравитационных сил)

14. 2. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону

• 2.1 Методы поддержания пластового давления
(заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта);
• 2.2 Методы, повышающие проницаемость пласта и
призабойной зоны (солянокислотные обработки
призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и др.);
Их можно разделить на
• 2.3 Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи
три группы
пластов.

15.

• 2.1 Закачка воды, газа и т.п.
• На втором этапе реализуются искусственные
методы,
дополняющие
естественную
пластовую энергию и механизмы первичной
добычи – методы поддержания пластового
давления путем заводнения (в различных
модификациях).
• Метод
заводнения
в
международной
практике не считается методом увеличения
нефтеотдачи. Не случайно синоним его
названия – метод поддержания пластового
давления.

16. Методы поддержания пластового давления

• Искусственное поддержание пластового
давления достигается методами
законтурного, приконтурного и
внутриконтурного заводнения, а также
закачкой газа в газовую шапку пласта.
Схемы внутриконтурного заводнения
Схема законтурного заводнения
Схема расположения скважин при закачке газа в пласт

17.

• 2.2 Методы, повышающие проницаемость
пласта и призабойной зоны
• Механические, химические и физические методы солянокислотные обработки призабойной зоны пласта,
гидроразрыв пласта и др. Важным фактором в принятии
решений по применению МУН является время!
• 2.3 Методы повышения нефтеотдачи и
газоотдачи пластов
• Методы увеличения нефтеотдачи (МУН), изменяющих
природные силы в залежи с целью увеличения конечной
нефтеотдачи: закачка в пласт воды+ПАВ; вытеснение
нефти растворами полимеров; закачка в пласт углекислоты;
нагнетание в пласт теплоносителя; внутрипластовое
горение; вытеснение нефти из пласта растворителями.

18. Классификация методов увеличения нефтеотдачи

1. Тепловые методы:
• паротепловое воздействие на пласт;
• внутрипластовое горение;
• вытеснение нефти горячей водой;
• пароциклические обработки скважин.
2. Газовые методы:
• закачка воздуха в пласт;
• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
• воздействие на пласт двуокисью углерода;
• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
3. Химические методы:
• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
• вытеснение нефти растворами полимеров;
• вытеснение нефти щелочными растворами;
• вытеснение нефти кислотами;
• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
• микробиологическое воздействие.

19. Классификация методов увеличения нефтеотдачи

4. Гидродинамические
методы:
интегрированные технологии;
• вовлечение в разработку недренируемых запасов;
• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
• нестационарное (циклическое) заводнение;
• форсированный отбор жидкости;
• ступенчато-термальное заводнение.
5. Группа
комбинированных
методов.
Сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и
физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.
6. Физические
методы увеличения
дебита скважин.
Чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к
временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.
К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:
• гидроразрыв пласта;
• горизонтальные скважины;
• электромагнитное воздействие;
• волновое воздействие на пласт и др.

20. Химические методы обработки призабойной зоны пласта (ПЗП)

21. Технологии ограничения водопритоков

22. Технология создания гидроизолирующих экранов

23. Тепловые обработки ПЗП

24. Виброобработка скважины

25. Бурение боковых стволов

26. Выбор скважин для забуривания бокового ствола

27. Механические методы увеличения производительности скважин

28. Глубокопроникающая перфорация

29. Гидравлический разрыв пласта

30. Основные операции гидравлического разрыва пласта

31. Использование койлтюбинга при ГРП