ФНГ / РЭНГМ / Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием
(автор - student, добавлено - 28-01-2013, 23:02)
Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием
1. Сущность ТГХВ • на забое скважины сжигается пороховой заряд, спускаемый на эл.кабеле Время сгорания регулируется (от нескольких минут до долей секунды), в связи с чем газоприток (скорость выделения газа при сгорании пороха) изменяется – это определяет давление и температуру в зоне горения Интенсивность процесса регулируется и количеством сжигаемого заряда (20 - 500 кг) разновидности процессов. • 1) При быстром сгорании (доли секунды) давление на забое достигает 30—100 МПа, столб жидкости в скважине играет роль уплотнительного поршня, который не успевает быстро сдвинуться с места благодаря своей инерции - осуществляется механическое воздействие на пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и к расширению существующих (аналогично ГРП, но без закрепления образовавшихся трещин наполнителем) • 2) При медленном горении пороховых газов на забое скважины создается высокая температура (до 250 °С) - происходит прогрев ПЗС. Нагретые пороховые газы проникают по порам и трещинам в глубь пласта, расплавляют АСПВ, выпавшие в ПЗ в процессе эксплуатации скважины (аналогично термическому воздействию на пласт) 2. Механизм действия ТГХВ, При горении заряда образуется большое количество газообразных продуктов горения (углекислый газ) которые, растворяясь в нефти, снижают ее вязкость и поверхностное натяжение на границе с водой и породой продуктивность скважины повышается аппараты. аккумуляторы давления скважинные (АДС) Пороховые генераторы давления бескорпусные (ПГД БК) Преимущества ТГХВ, • Применение ТГХВ допускается в ДС и НС как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах • Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом или приемистостью составляет от двух месяцев до двух лет • операции ТГХВ просты и сравнительно дешевы - затрачивают 2—3 ч времени, тогда как на обычный гидроразрыв тратится 2—З сут расход порохового состава. На одну обработку ТГХВ в среднем расходуется 80 кг порохового состава, дополнительная добыча нефти составляет 9 т/кг, дополнительная закачка воды — 418 м3/кг 3. Основные особенности использования корпусных аппаратов АДС-5, АДС-6, и бескорпусных аппаратов ПГД-БК. • Заряд воспламеняется от электрической спирали • Сгорание порохового заряда сопровождается выделением газов с интенсивностью 1000—1500 л/с • Прочный корпус, в котором происходит горение, имеет в верхней и нижней частях штуцеры для регулировки скорости истечения газов в скважину • Давление газов в камере к концу горения достигает 100 МПа • Масса аппарата 160 кг. Корпус аппарата вместе с кабельной головкой выдерживает до 20 операций • ПГДБК – используют для создания трещин, АДС - для ТГХВ • ПГДБК состоят из отдельных пороховых зарядов с центральными каналами • Боковая поверхность зарядов обмотана лентой, пропитанной эпоксидной смолой, а торцы защищены паронитовыми прокладками 4. Условия эффективного применения ТГХВ. • при неправильном выборе скважины для обработки или нарушении технологии подготовительных работ показатели технологии ТГХВ резко ухудшаются или даже могут быть отрицательными • При глушении скважины водой или глинистым раствором перед обработкой эффективность ТГХВ резко снижается 5. Осложнения при ТГХВ (в добывающих и нагнетательных скважинах). • При быстром сгорании заряда происходят: • выбросы жидкости • прихваты кабеля • разрывы обсадной колонны • Для предупреждения выброса необходимо держать уровень жидкости ниже устья примерно на 50 м, а устье герметизировать специальным сальником (пространство над уровнем выполняет роль амортизатора или воздушного компенсатора) • часто не удается понизить уровень (происходят переливы с большей или меньшей интенсивностью) • В таких случаях на устье устанавливают сальник, через который пропускают кабель, а боковые отводы АУ оставляют открытыми на случай выброса 6. Проведение ТГХВ в пластах большой толщины с низкой проницаемостью. Обработка проводится ступенчато, т.к. сжигание большого количества пороха опасно Ступенчатые обработки производят с постепенным увеличением массы порохового состава и не ранее чем через 2 ч после предыдущей обработки (из-за повышенной температуры в скважине может произойти преждевременное воспламенение заряда) Для исключения отрыва от кабеля горящего порохового снаряда (под действием собственного веса и реактивных сил, создаваемых струями горячих газов) и падения в зумпф на забой скважины целесообразно делать непосредственно ниже интервала перфорации искусственный забой намывом песка или созданием цементной пробки 7. Эффективность методов вторичного вскрытия пластов. • увеличение начального дебита скважин от 4,12 т/сут (2000 г.) до 8,9 т/сут (2008 г.). • наряду с другими ГТМ это дало возможность повысить средний дебит всего действующего фонда ДС от 3,76 до 4.21 т/сут Качественное вскрытие пластов перфорацией. • создание надежной г/д - связи скважин с продуктивным пластом • сохранение конструкции скважины 8. Типовая схема ВВП в ОАО «ТН». • спуск НКТ с шаблоном, промывка водным раствором ПАВ (МЛ-81Б) до полного осветления скважинной жидкости (не менее двух циклов) • вскрытие пласта кумулятивной перфорацией (в основном перфоратором ПК-105) с плотностью 10 отв/м в среде водных растворов МЛ-80, МЛ-81 Б • вызов притока свабированием или компрессированием с использованием азота Перечень работ после получения устойчивого притока пластового флюида. • выполняют ГДИС • прослеживают восстановление уровня жидкости при создании оптимального РЗАБ • для интенсификации притока в карбонатных коллекторах проводят СКО или виброакустическое воздействие 9. Положительные аспекты в области ВВП. • совершенствование кумулятивной перфорации (увеличение диаметра отверстий и глубины проникновения в пласт при почти двукратном снижении фугасности для уменьшения отрицательных последствий для крепи скважины) • увеличение объема работ по бесперфораторному вскрытию пласта (сверление, гидромеханическое вскрытие, применение разрушаемых заглушек) • увеличение объема работ по перфорации под депрессией; • разработка рецептур перфорационных жидкостей Способы ВВП на промыслах ОАО «ТН» • 86 % прострелочных работ выполняется кумулятивными перфораторами • 6-7 % - сверлящими (ПС-112, ПГСП, ОСП-1, УФПК-1) • 3-4 % - гидроабразивными • около 3 % - прочими (фильтрами, дыроколами) • предпочтение отдается перфораторам одноразового и многоразового использования с глубиной проникновения 0,8-1,2 м и диаметром отверстия 10-18 мм • Перфораторы одноразового использования (ПК-105С), обладают низким фугасным действием и позволяют за одну СПО простреливать протяженные интервалы • Применение зарядных модулей значительно упрощает и ускоряет сборку перфоратора на буровой 10. Факторы, влияющие на эффективность перфорации. • от состояния пласта к моменту перфорации (степени техногенной пораженности) • от неоднородности пласта • перфорация может оказаться эффективной при плотности 2-4отв/м и не привести к положительным результатам при плотности даже 40 отв/м (высокая неоднородность коллектора по продуктивности, частое чередованием в разрезе алевролитов и особенно аргиллитов) Плотность перфорации для песчаников и карбонатов. • для песчаников 5 отв/м • для карбонатов 10 отв/м 11. Сверлящая перфорация и её основные преимущества. • метод вторичного вскрытия пластов • создание канала в щадящем режиме без ударного воздействия и ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП Преимущества • при использовании сверлящих перфораторов наибольший эффект достигается при вскрытии нефтеносных пластов с подошвенной водой • объектов малой толщины, особенно при чередовании проницаемых и уплотненных прослоев 12. Перфорация на депрессии, варианты реализации. • одно из направлений совершенствования технологии ВВП • на депрессии выполняется только 4-6 % всего объема работ с кумулятивными перфораторами технология реализуется в двух вариантах: • а) с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на кабеле внутри колонны НКТ; • б) с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на колонне НКТ Преимущества • в процессе создания перфорационных каналов под действием больших градиентов РЗАБ возникает интенсивный приток флюидов в скважину • В результате происходит самоочищение перфорационных каналов и ПЗП • Дебит скважины при прочих равных условиях увеличивается в 2-3 раза, обводненность снижается в 2 раза, сроки освоения составляют в среднем от 6 до 8 сут условия вскрытия пластов на депрессии. осуществляется в скважинах, в которых РПЛ превышает гидростатическое до 1,5 МПа, коллекторы преимущественно песчано-алевролитовые (m >15 %, kпр>10-2 мкм2) - в большей степени кольматируются при перфорации При выборе депрессии учитываются прочностные свойства пород и качество цементного камня 13. Основные факторы, влияющие на выбор перфорационных жидкостей. • характеристики продуктивных пород, • физико-химических свойства пластовых флюидов • пластовое давление • тип промывочной жидкости 14. Состав перфорационных жидкостей при ВВП. В качестве П/Ж используют пластовые воды • плотностью 1180 кг/м3 (девонские отложения) и 1120 кг/м3 (карбоновые отложения), обработанные водорастворимыми ПАВ • Пластовая вода хлоркальциевого типа (Д) способствует агрегированию глинистых частиц в пласте, в результате уменьшаются негативные последствия вскрытия пласта с промывкой глинистым раствором 15. Бесперфораторное вскрытие пластов. • использование в составе ЭК фильтра с магниевыми заглушками, которые после цементирования колонны растворяются соляной кислотой • при ВВП по этой технологии средний дебит скважин увеличивается в 2 раза, а безводный период эксплуатации - в 3-4 раза • Наибольший эффект получен в карбонатных коллекторах за счет совмещения вскрытия и СКО ПЗ 16. Регулирование охвата воздействием при вторичном вскрытии пластов. Область применения. • Объекты разработки, имеющие неоднородность по коллекторским свойствам или насыщенности • Вторичное вскрытие после бурения или при различных воздействиях на пласты в ДС и НС (при ОПЗ, ГРП, ГПП, бурении горизонтальных стволов, селективной изоляции пластов и т.д.) самостоятельно или в сочетании с другими методами регулирования выработки запасов нефти 17. Регулирование охвата воздействием при вторичном вскрытии пластов. Цель совершенствования вторичного вскрытия. • увеличение нефтеотдачи пластов за счет повышения охвата выработкой, вовлечения в работу невырабатываемых пластов при их совместной разработке • сокращение сроков разработки месторождений достижением равномерности выработки отдельных прослоев пласта или отдельных пластов многопластового объекта разработки 18. Последовательность регулирования равномерности выработки пластов многопластового объекта разработки при ВВП • согласно техсхеме или текущему состоянию разработки выбирают пласт или пласты, подлежащие вскрытию • выбирают интервалы с различными коллекторскими свойствами (например, проницаемостью выбранного пласта или пластов) • проводят перфорацию с различной плотностью в зависимости от проницаемости отдельных прослоев пласта и отдельных пластов, при наличии в пласте ВНК перфорацию нефтенасыщенной толщины производят плотностью от оптимальной на кровле пласта до нуля по направлению к ВНК по толщине пласта • при необходимости вскрытие отдельных пластов или прослоев пласта перфорацией совмещают с другими методами вскрытия 19. Исходная информация для регулирования равномерности выработки запасов нефти при ВВП. • Изучение динамики распределения нефтенасыщенности по толщине и площади пластов • Построение карт распределения текущей и остаточной нефтенасыщенности по пластам • Использование информации геофизических, гидродинамических исследований по пластам (расходометрия, дебитометрия, термометрия, индикаторные кривые) • Данные по обводненности, перепадам давления и зависимостям дебита нефти скважин, темпов отбора нефти от различных параметров Оптимальное вторичное вскрытие пластов. Это вскрытие пласта или пластов многопластового объекта разработки, обеспечивающее: - максимальный текущий и накопленный отбор нефти со скважины - наибольший охват запасов нефти выработкой - равномерное вытеснение нефти закачиваемым агентом (водой) к добывающим скважинам по всем продуктивным пластам и прослоям пласта 20. Улучшение эффективности выработки отдельных пластов (ОПЗ, ВИР, ПДМ) • Проведение различных воздействий на продуктивные интервалы (закачка кислот, растворителей, гидродинамическое воздействие, ГРП, бурение боковых стволов) • Применение методов ограничения притока из отдельных прослоев пласта или пластов • Разработка и внедрение ПДМ геологических объектов, возможность проведения сложных гидродинамических расчетов с учетом состояния выработки запасов нефти межскважинных интервалов 21. Возможности совершенствования вторичного вскрытия • Увеличение Кохв при разработке отдельных пластов с различной проницаемостью (до 20%) • Увеличение (до двух раз) темпов отбора нефти многопластовых объектов • Увеличение объема вовлеченных в разработку запасов нефти в скважинах • Увеличение КИН (до 10%) и темпа отбора нефти пластов с ВНК 22. Задачи применения ГТ. • Выработка запасов под населенными пунктами и санитарно-защитными (природоохранными, курортными) зонами • Форсирование ввода запасов нефти в разработку • Выработка запасов нефти тупиковых и линзовидных участков нерентабельных по запасам для размещения самостоятельной сетки ВС • Выработка запасов нефти из алевролитов и глиносодержащих коллекторов • Уменьшение затрат на 1 т добытой нефти за счет уменьшения проектного фонда ДС и экономии на инфраструктуре Способы зарезки БС в ОАО «Татнефть». • Удаление части обсадной колонны вырезающими устройствами – удаляется 8-10 м колонны, устанавливается цементный мост и затем - выход бурением в горную породу забойным двигателем, снабженным переводником с перекосом осей (широко освоенный и отработанный способ) – 2002-2006 гг. • Вырезание щелевидного окна в стенке обсадной колонны с помощью клина-отклонителя («уипсток») и компоновки фрез – длина окна ограничивается длиной обсадной трубы (3,5 – 6 м) (сокращение времени на выход бурением из «окна», многозабойное бурение, сокращение длины бокового ствола) – перспективный способ Объекты, разрабатываемые с применением ГТ. 1. Башкирско-серпуховской 2. Тульско-бобриковский 3. Турнейский 4. 87% от общего числа ГС в РТ пробурено с целью выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из карбонатных коллекторов среднего и нижнего карбона 23. Геологические и технологические критерии приоритетности ГТ. • Увеличение фильтрационной поверхности • Увеличение коэффициента охвата дренированием запасов • Увеличение коэффициента нефтеизвлечения • Увеличение дебита нефти • Уменьшение обводненности • Снижение затрат на 1 т добытой нефти Оптимальная длина горизонтального ствола. • Для башкирского горизонта – 350 м • Для бобриковского горизонта – 250 м • Для турнейского яруса – 200 м 24. Применение горизонтальных скважин при разработке месторождений и их основные преимущества. • Эффективно как на начальной стадии разработки, так и на поздней (при благоприятном геологическом строении). • Обеспечивает высокий охват пласта заводнением и выработкой (из-за наличия протяженной зоны дренирования и низкого фильтрационного сопротивления ПЗ ГС). Г С позволяют: • включать в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудноизвлекаемыми запасами нефти • решить ряд важных проблем РНМ • разрабатывать месторождения при пластовых давлениях, близких начальному • получать дебиты в 2,5-3 раза выше, чем дебиты вертикальных скважин в аналогичных геологических условиях 25. Достоверные данные при забуривании ГС. • детальное строение пластов, • карты изобар по каждому из пластов эксплуатационного объекта • карты толщин и проницаемостей • данные о положении ВНК Основные правила при определении положения ГС • Забой горизонтальной скважины не должен быть направлен в сторону ВНК и навстречу фильтрационному потоку (нагнетательной скважине) • Забой горизонтальной скважины не должен располагаться вдоль границы зон различной проницаемости 26. Организация ГС в трещиновато- пористых карбонатных коллекторах • При направлении фильтрационного потока вдоль трещин происходит резкое обводнение продукции. Безводный период может составлять десятые и даже сотые доли объема пор пласта. Блоки разрабатываются слабо, конечная нефтеотдача не превосходит 40% при прокачке 3-4 объемов пор воды. • При вытеснении нефти вкрест простирания трещиноватости разработка блоков происходит принудительно, высокая гидропроводность трещин способствует охвату по фронту. При трещинах конечной длины имеет место переток жидкости от одной трещины к трещине соседнего ряда «поперек блока» аналогично перетокам в слоисто-неоднородных пластах Безводный период возрастает до 0,4 объема пор, конечная нефтеотдача - до 60%, а затраченный объем закачки составляет 1,2 – 1,3 объема пласта. 27. Объекты применения горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. • залежи массивного типа, приуроченные к карбонатным породам нижнего и среднего карбона; • залежи пластового типа, приуроченные к терригенным нефтенасыщенным пластам, чередующимся с плотными глинистыми прослоями, относящимися к отложениям нижнего карбона и девона. Доразработка месторождений системой ГС. • позволяет решить две взаимосвязанные проблемы: 1. снижения затрат на добычу нефти; 2. увеличения темпов отборов нефти, текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения. 28. Преимущества доразработки «старых» месторождений системой ГС • затраты на бурение ГС существующих скважин значительно дешевле бурения новой скважины (до 2 раз); • использование ранее отведенных под строительство скважин территорий без дополнительного отвода земель; • использование всех ранее построенных коммуникаций системы нефтесбора и заводнения; • увеличение на порядок дебитов нефти ранее эксплуатируемых скважин за счет повышения коэффициента совершенства вскрытия пласта и площади дренирования; • увеличение охвата выработкой запасов нефти 29. Геологические и технологические критерии при выборе скважин, планируемых к зарезке боковых горизонтальных стволов. • минимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 4 м; • наличие непроницаемого экрана (уплотненной пачки пород) между нефтенасыщенными и водонасыщенными или газонасыщенными коллекторами; • возможность бурения горизонтального ствола в верхней части пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород; • проводка горизонтального ствола по горизонтальной, либо по нисходящей линии и недопущение седловидных перегибов в его вертикальной плоскости в целях предотвращения вероятности образования гидрозатвора; • расположение невыработанных и слабо дренируемых зон пласта по площади и разрезу с учетом реализованной системы разработки; • степень выработанности запасов; • текущие пластовые и забойные давления; • дебиты скважин на перспективных участках пласта; 30. Геологические и технико-технологические критерии, сдерживающие широкое внедрение метода ГС в Татарстане • вероятность разбухания и осыпания глинистых пропластков в процессе бурения и эксплуатации скважин; • вероятность пересечения водоносных пропластков или пластов в межскважинном интервале • отсутствие или малое количество надежного инструмента для перехода с вертикального ствола на горизонтальный с малым радиусом искривления; • трудность точного прохождения горизонтального ствола по пласту с отклонениями от вертикали не более 1-3 м и по азимуту не более 10-20 м от проекта; • сложность проведения исследований по всему стволу в процессе бурения горизонтальных стволов и эксплуатации скважины 31. Основные выводы по доразработке заводненных коллекторов системой ГС. Бурение горизонтальных стволов из существующих вертикальных скважин на поздней стадии разработки является одним из самых эффективных ГТМ, позволяющих увеличить на порядок дебиты скважин и коэффициент извлечения нефти за счет увеличения охвата пластов воздействием. 2. Профиль горизонтальных стволов проектируется с учетом профиля вертикальной скважины, геологического строения, коллекторских свойств пластов и состояния выработки запасов нефти на участке их бурения. 3. Процесс проводки горизонтальных стволов должен сопровождаться непрерывной достоверной информацией о траектории их бурения и геолого-физических свойствах проходимых пород. Повышение эффективности разработки заводненных пластов. • Применение в ГС ПАВ в низкопроницаемых коллекторах, • Применение биологических методов ПНП, • Применение технологий ПНП на основе изменения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых зон в обводненных зонах и САВ • Все мероприятия позволяют увеличить в два раза остаточные запасы нефти, вовлеченные в разработку 32. Методы воздействия на призабойную зону скважин. Влияние тепловых методов на охват пласта воздействием. 33. Методы упруго-волнового воздействия на пласт. Акустические методы воздействия. Комплексные технологии – акустико-химическое воздействие (АХВ). 34. Методы упруго-волнового воздействия на пласт. Сейсмоакустическое воздействие (САВ). Виброобработка забоев скважин. Вибросейсмическое воздействие. 35. Методы упруго-волнового воздействия на пласт. Имплозионные методы. 36. Методы упруго-волнового воздействия на пласт. Ударно-депрессионные методы. |
|