Методы увеличения производительности скважин. Управление продуктивностью скважин. Лекция № 1

1. Управление продуктивностью скважин

ЛЕКЦИЯ № 1
Методы увеличения производительности
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. Виды остаточной нефти

Остаточная нефть, которая не охвачена процессом заводнения вследствие высокой макронеоднородности
разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всех
остаточных запасов, представляя 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.
По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам количественно распределены
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%
Остальная часть остается в обводненых коллекторах вследствии их микронеоднородности и может
извлекаться только в результате воздействия на нее различных физических и физико-химических
процессов и явлений.

4. 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 дегозации, 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.
• Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение
трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности.

5. 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 поверхностных сил
определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью
пористой среды, размером пор и поровых каналов.
Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление)
пропорционально вязкости нефти. В очень медленных процессах
переформирования насыщенности пластов нефти и водой
незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси).
Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент
давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды.
Величина этого градиента может составлять 0,1 – 10 МПа/м. Его
действие приводит к всплытию воды в нефти илигаза в нефти.

6. Причины образования остаточной нефти и пути ее извлечения

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

7. Цели применения МУН

• 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)

8. Цели применения МУН

Цели
применения
Цели
применения
МУН
МУН
• 2. Закачка воды, газа и т.п.
• На втором этапе реализуются методы
поддержания пластового давления путем
закачки воды или газа. Эти методы принято
называть вторичными

9.

Цели применения МУН
• 3. Применение МУН
• На третьем этапе для повышения
эффективности
разработки
месторождений применяются методы
увеличения нефтеотдачи

10. 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.

11.

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.
С точки зрения воздействия на
пластовую систему в большинстве
случаев реализуется именно
комбинированный принцип
воздействия, при котором сочетаются
гидродинамический и тепловой
методы, гидродинамический и физикохимический методы, тепловой и
физико-химический методы и так
далее.

12. Классификация методов увеличения нефтеотдачи

6. Физические методы увеличения дебита скважин.
Использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным
потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего
нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта.
Кроме того, физические методы 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;
• другие аналогичные методы.

13. Химические методы обработки призабойной зоны пласта (ПЗП)

14. Технологии ограничения водопритоков

15. Технология создания гидроизолирующих экранов

16. Тепловые обработки ПЗП

17. Виброобработка скважины

18. Бурение боковых стволов

19. Выбор скважин для забуривания бокового ствола

20. Механические методы увеличения производительности скважин

21. Глубокопроникающая перфорация

22. Гидравлический разрыв пласта

23. Основные операции гидравлического разрыва пласта

24. Использование койлтюбинга при ГРП