Методы регулирования без существенного изменения принятой системы разработки

Значительная часть задач регулирования раз­работки может быть решена путем управления процессом разработки без коренных изменений принятых проектным документом технологических решений. Современные систе­мы разработки нефтяных месторождений с заводнением имеют значительные возможности по регулированию процесса раз­работки с помощью пробуренных в соответствии с проект­ным документом нагнетательных и добывающих скважин. Путем проведения по скважинам различных геолого-техничес­ких мероприятий можно включать неработающие части за­лежей, интенсифицировать и замедлять разработку в дейст­вующей части объема залежи для реализации принятого прин­ципа регулирования. К числу таких мероприятий относятся:

ü оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфора­ции пластов объекта разработки;

ü установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин;

ü изменение направления фильтрационных потоков жидкос­ти в пластах;

ü воздействие на призабойную зону скважин; проведение гидроразрывов пластов;

ü применение одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и од­новременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) при многоплас­товом строении объекта;

ü изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение полностью обводнившихся скважин и пластов.

Установление технологического режима работы нефтя­ных добывающих скважин. Под режимом работы скважины понимают установленные на определенный период показате­ли ее эксплуатации, а также обеспечивающие это техничес­кие решения.

Режим работы добывающих скважин по каждому объекту разработки устанавливается промыслово-геологической служ­бой нефтедобывающего предприятия на период от одного до шести месяцев в зависимости от скорости изменения условий эксплуатации скважин. При этом по каждой скважине с уче­том ее местоположения на объекте и продуктивности плас­тов соответствующим документом задаются нормы суточного отбора нефти, число дней работы, забойное и устьевое дав­ление, обводненность, газовый фактор, определяется способ эксплуатации скважины; для фонтанной скважины устанавли­вается диаметр штуцера, а для механизированной - характе­ристика скважинного оборудования и параметры его работы.

Установление технологического режима работы скважин - оптимизационная задача, предусматривающая на определен­ный период распределение проектной (плановой) добычи нефти по объекту между добывающими скважинами и плас­тами, обеспечивающее рациональное выполнение показателей разработки.

Главное при установлении технологического режима рабо­ты скважин - обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины. Различают технические и технологи­ческие нормы отбора из добывающих скважин.

Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он ограничен по сравнению с технологической нор­мой. Одна из причин ограничения дебита заключается в недостаточной производительности оборудования, применяемого для подъема жидкости, не соответствующей производитель­ности скважины. Нормы отбора могут ограничиваться требо­ваниями безаварийной эксплуатации скважин. В частности, недопустимо снижение забойного давления ниже критическо­го, при котором может произойти слом (смятие) колонны или нарушиться герметичность цементирования. При слабой сцементированности продуктивных пластов ограничение де­бита должно производиться с целью предотвращения пробкообразования в скважине в результате разрушения и выноса породы. При изотропном строении пласта в водонефтяной и подгазовой зонах ограничение дебита нефти вызывается не­обходимостью предотвращения образования конусов воды и газа.

Технические нормы отбора обычно остаются постоянны­ми длительное время и меняются только после проведения каких-либо геолого-технических мероприятий, таких как смена оборудования, обработка призабойной зоны скважин, дополнительная перфорация и т.п.

Под технологической нормой отбора понимают макси­мально возможный дебит скважины, величина которого не ограничивается техническими возможностями, а зависит от принятой проектным документом динамики добычи по объ­екту в целом, принятого принципа регулирования, продук­тивности пластов, закономерностей обводнения скважин, со­стояния пластового давления и т.п.

Рассмотрим влияние перечисленных факторов на техноло­гическую норму суточного отбора из скважины.

Проектным документом обычно обосновываются уровни добычи нефти по каждому объекту в целом или с разделени­ем его между зонами с разным характером нефтегазоводонасыщения. Технологический режим должен составляться таким образом, чтобы проектный уровень добычи по объекту был оптимально распределен между действующими в этот период скважинами и сумма норм отбора по ним соответствовала этому уровню.

Нормы отбора, установленные с учетом продуктивности скважин, могут отвечать принятому принципу регулирования разработки объекта. В других случаях принятый принцип регулирования может потребовать внесения определенных корректив в нормы отбора по части скважин. Например, при необходимости равномерного продвижения контуров нефте­носности или фронта закачиваемой воды по скважинам, расположенным на участках, где отмечается опережающее про­движение воды, нормы отбора должны быть уменьшены, а по скважинам, расположенным на участках, где продвижение воды отстает, они должны быть увеличены.

При реализации принципа регулирования, предусматрива­ющего опережающее продвижение воды по более продуктив­ным зонам пласта, в расположенных в пределах этих зон скважинах нормы отбора следует увеличить. Аналогичные коррективы вносятся и при других принципах регулирования.

В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливаются нормы отбора жидкос­ти, которые определяются с учетом обеспечения оптимальной динамики обводненности продукции по объекту разработки. При этом необходимо выделить главные факторы, оказыва­ющие в данный период времени доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.

При внедрении законтурного и приконтурного заводнения или разрезании залежи на широкие полосы (т.е. при малой вязкости нефти, относительно однородном строении и высокой проницаемости продуктивных пластов) обводнение сква­жин на разных стадиях разработки при нормировании отбо­ров учитывается следующим образом.

На I стадии разработки залежей, когда обводненность продукции по скважинам обычно невелика, ее можно не учи­тывать при установлении технологических норм отбора.

К концу II стадии, при подходе внутреннего контура неф­теносности или фронта закачиваемой воды к внешнему до­бывающему ряду, с целью выравнивания фронта и замедле­ния обводнения скважин этого ряда целесообразно умень­шить нормы отбора из них, одновременно увеличив нормы отбора из безводных скважин внутренних рядов.

На III стадии разработки значительная часть скважин внешних рядов в связи с их высокой обводненностью выво­дится из эксплуатации. Это вызывает необходимость даль­нейшего увеличения отбора жидкости из скважин внутренних рядов.

На IV стадии на участках с повышенной неоднородностью пластов целесообразно форсирование отборов жидкости, т.е. значительное увеличение норм отбора жидкости. Форсирова­ние проводится как по действующим, так и по ранее оста­новленным скважинам.

При повышенной вязкости нефти, низкой проницаемости коллекторов и значительной неоднородности продуктивных пластов, когда применяются разрезание залежи на узкие по­лосы, площадные и избирательные системы воздействия, об­воднение скважин начинается уже на I стадии разработки, и примерно к середине III стадии практически весь фонд сква­жин оказывается обводненным до 50-80 %. В дальнейшем обводненность продукции скважин возрастает меньшими темпами.

В этих условиях регулирование разработки путем измене­ния норм отбора по отдельным скважинам не дает результа­тов. В обеспечении запроектированных уровней добычи неф­ти и нефтеотдачи основное значение приобретает постепен­ное наращивание отбора жидкости по всему фонду действу­ющих скважин, обусловливающее замедление падения дебита нефти и более эффективную промывку пласта.

Состояние пластового давления при установлении норм отбора учитывается в основном на I стадии разработки при дефиците закачки воды и существенном снижении пластово­го давления на отдельных участках залежи. По добывающим скважинам, расположенным на участках со сниженным плас­товым давлением, нормы отбора необходимо ограничивать, чтобы не допустить снижения пластового давления ниже дав­ления насыщения более чем на 10-15 % и тем самым предот­вратить развитие режима растворенного газа, ведущего к снижению нефтеотдачи.

Установление режимов работы нагнетательных скважин. При разработке залежей нефти с заводнением в ее регулиро­вании особо важную роль играет нормирование закачки воды как по каждой скважине, так и по каждому пласту многопла­стового объекта в целом.

В условиях существенного развития фильтрационных свойств пластов закачка воды в каждый из них в объемах, соответствующих заданным отборам жидкости из участков пластов, прилегающих к тем или иным нагнетательным сква­жинам, - основной способ регулирования разработки.

При установлении норм закачки необходимо исходить из того, что на объекте в целом и на каждом участке, находя­щемся в сфере действия той или иной группы нагнетатель­ных скважин, объем закачиваемой воды должен компенсиро­вать объем отбираемой жидкости (нефти и воды). Показате­ли компенсации должны находиться в полном соответствии с поведением пластового давления. Если накопленная с начала разработки закачка воды меньше накопленного отбора жид­кости, среднее пластовое давление по залежи (участку) будет ниже начального; при избыточной накопленной закачке среднее пластовое давление возрастает по сравнению с на­чальным. При недостаточной текущей (годовой) компенсации отбора жидкости закачкой должно происходить снижение среднего пластового давления, а при избыточной текущей компенсации давление должно возрастать.

Если накопленная компенсация отбора закачкой по объ­екту (участку) достигнута, то в технологическом режиме ра­боты нагнетательных скважин норма закачки воды должна быть равной норме отбора жидкости, установленной техно­логическим режимом работы по сумме дебитов добывающих скважин на тот же период времени (или превышать ее не более чем на 5-10 % с учетом возможных потерь воды).

Если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды по объекту (участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды на некоторый период нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнета­тельных скважин больше норм текущих отборов жидкости на 20-30 % и более, исходя из производительности применя­емого для закачки воды оборудования и приемистости дейст­вующих нагнетательных скважин.

При больших размерах залежи и значительной неодно­родности объекта разработки с целью обеспечения наиболее полного охвата пласта воздействием по площади нормы за­качки воды следует устанавливать сначала для групп нагнета­тельных скважин, расположенных на участках с различной характеристикой пласта, и только после этого в пределах участков - для каждой скважины.

Выделение участков производят на основе детального изу­чения строения пластов и взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин. При внутриконтурном заводнении це­лесообразно, чтобы каждый участок включал в себя отрезок разрезающего ряда нагнетательных скважин с прилегающими к нему с двух сторон рядами добывающих скважин. Для удобства желательно границы между участками проводить так, чтобы в многопластовом объекте они совпадали по всем пластам и были постоянными в течение всего периода разра­ботки.

Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом и для участков должна быть рас­пределена между отдельными пластами. Для обеспечения этих норм необходимо учитывать объем поступающей в каждый пласт воды с помощью глубинных расходомеров. При несо­ответствии объемов воды, поступающей в пласты, нормам отбора жидкости из этих пластов необходимо принимать меры по увеличению приемистости слабопринимающих плас­тов (увеличение давления нагнетания, селективный гидрораз­рыв, применение оборудования для одновременно-раздельной закачки), ограничивать приемистость пластов с излишней за­качкой, а при необходимости осваивать дополнительные на­гнетательные скважины селективно на пласты с недостаточ­ной закачкой воды.

Установление технологического режима работы газовых скважин. Объемы текущего отбора газа из газоносного пла­ста или объекта в целом устанавливаются проектными доку­ментами на разработку месторождения. Этот объем добычи газа распределяется между отдельными скважинами. Сумма норм отбора по скважинам должна быть равна проектной норме отбора по объекту в целом.

Технологические режимы работы газовых скважин со­ставляют ежеквартально. В них предусматриваются дебиты скважин, забойные давления (рабочие депрессии), давление и температура на буфере и в затрубном пространстве, количе­ство жидких компонентов (конденсата, воды) и твердых примесей. При составлении технологических режимов работы отдельных скважин учитывают различные технологичес­кие и технические ограничения, включая требования по регу­лированию разработки. К числу таких ограничивающих фак­торов относятся разрушение призабойной зоны пласта, об­разование конусов и языков обводнения, техническое состо­яние скважин, температурный режим работы скважин, усло­вия сбора и транспорта газа и др.

В зависимости от конкретных условий и действующих в данный период ограничений в скважинах могут устанавли­ваться следующие режимы: постоянного градиента давления; постоянной депрессии; постоянной скорости фильтрации га­за в призабойной зоне пласта; постоянного давления на устье (головке) скважины; постоянного дебита.

Для скважин, эксплуатирующих пласты, сложенные неус­тойчивыми породами, с целью предотвращения разрушения призабойной зоны и выноса песка, приводящего к разъеда­нию подземного и наземного оборудования и образованию песчаных пробок, в технологическом режиме предусматрива­ется постоянный градиент давления против фильтра эксплуа­тационной колонны. Максимальный градиент давления, при котором не происходит разрушения призабойной зоны, оп­ределяется опытным путем в процессе исследования скважин на разных штуцерах.

В случае возможности образования конусов и языков об­воднения в скважинах, расположенных в газоводяной зоне, расчетным или опытным путем устанавливаются максимально допустимые депрессии, из которых и исходят при установле­нии режима работы скважины в данных условиях.

При разработке газовых месторождений на газовом ре­жиме, когда пластовые или контурные воды не внедряются в залежь, путем выбора оптимального режима работы скважин добиваются предотвращения непроизводительных потерь пластовой энергии. За счет этого продлевается период бес­компрессорной эксплуатации, сокращается потребность в мощности дожимных компрессорных станций и установок искусственного холода.

При разработке газоконденсатных месторождений на ре­жиме истощения проектный (плановый) отбор по скважинам также следует распределять так, чтобы до минимума сокра­тить потери пластовой энергии. Это обеспечивает повыше­ние конденсатоотдачи пласта.

Во всех этих случаях при установлении технологических режимов работы газовых скважин оптимальные дебиты и забойные давления молено определять как с помощью гидродинамических расчетов или электромоделирования процесса разработки, так и на основании опытной подборки, путем опробования работы скважин на разных штуцерах.

В газовых скважинах, эксплуатируемых при низких плас­товых давлениях, возможно гидратообразование в призабойной зоне пласта. Его предотвращают путем установления со­ответствующей депрессии на пласт, определяемой расчетным путем. Иногда, особенно на газовых месторождениях в се­верных районах страны, при малых дебитах скважин в связи со значительным влиянием теплообмена с окружающими породами возможно гидратообразование в стволе скважин. В этих случаях при установлении режимов работы скважин дебиты должны приниматься выше критических, устанавливае­мых расчетным путем.

Технологический режим с заданным давлением на устье (головке) скважины устанавливается в случае необходимости дальней транспортировки газа при отсутствии или недостатке мощности дожимных насосных станций. Цель технологическо­го режима с заданным во времени дебитом - бесперебойное обеспечение газом потребителей, особенно в зимнее время.

Обоснование выбора интервалов перфорации. Положение интервалов перфорации в действующих скважинах в значи­тельной мере определяет характер движения флюидов по продуктивным пластам при их разработке. Путем выбора интервалов перфорации или их переноса можно регулировать степень охвата объема залежи разработкой, создавать более благоприятные условия для движения нефти, сокращать ко­личество попутно добываемой воды.

При обосновании выбора интервалов перфорации исходят из того обстоятельства, что для повышения охвата нефтяной залежи разработкой желательно максимальное вскрытие перфорацией всей нефтенасыщенной толщины продуктивно­го разреза, а для продления безводного и безгазового перио­дов работы скважин и ограничения отбора попутной воды оказывается целесообразным вскрывать только часть нефтенасыщенной толщины объекта. Причем в зависимости от строения объекта и применяемой системы разработки может быть разный подход к решению этой задачи.

Ниже характеризуется подход к выбору интервалов пер­форации при разработке нефтяного объекта на естественном водонапорном режиме и при законтурном или приконтурном заводнении продуктивных пластов.

Однопластовый нефтяной объект разработки с узкой водонефтяной зоной (рис. 121). Как указывалось ранее, при законтурном или приконтурном заводнении добывающие скважины обычно размещаются в пределах внутреннего кон­тура нефтеносности. В этих случаях для обеспечения полноты охвата залежи разработкой в скважинах внутренних рядов продуктивный пласт перфорируют по всей толщине. В сква­жинах внешних рядов для продления безводного периода их эксплуатации целесообразно перфорировать только верхнюю часть пласта (50-70 % нефтенасыщенной толщины).

Рис. 121. Перфорация про­дуктивного пласта однопластового объекта разра­ботки с узкой водонефтяной зоной.

Условные обозначения см. на рис. 120

Однопластовый объект разработки с широкой водонефтяной зоной (рис. 122). Пластовые залежи с широкими водонефтяными зонами или повсеместно подстилаемые подош­венной водой обычно разбуриваются по всей площади, за исключением периферийной части с малой нефтенасыщенной толщиной. Вытеснение нефти по таким объектам обычно сопровождается подъемом ВНК. Для продления безводного периода работы добывающих скважин, расположенных в пределах водонефтяной зоны, интервалы перфорации в них располагают на некотором удалении от поверхности ВНК (на 2-4 м). В ближайших к внутреннему контуру скважинах чис­то нефтяных зон нижняя часть пласта также не перфориру­ется. Чем выше вертикальная проницаемость пласта и чем он однороднее, тем на большем расстоянии от ВНК можно рас­полагать нижние перфорационные отверстия.

Рис. 122. Перфорация продуктивного пласта однопластового объекта разра­ботки с широкой водонефтяной зоной:

а — непроницаемые породы; остальные условные обозначения см. на рис. 120

При наличии на уровне ВНК или несколько выше его не­проницаемого пропластка со значительной площадью рас­пространения пласт перфорируют до кровли непроницаемого прослоя.

В законтурных (приконтурных) нагнетательных скважинах пласт перфорируют по всей эффективной толщине. Во внутриконтурных нагнетательных скважинах перфорируется вся нефтенасыщенная толщина пласта.

Многопластовый объект разработки (рис. 123). В много­пластовых объектах вытеснение нефти водой обычно проис­ходит преимущественно в результате послойного продвиже­ния воды. В этих условиях в добывающих и нагнетательных скважинах, расположенных в пределах внутреннего контура нефтеносности, все продуктивные пласты (прослои) объекта перфорируют по всей их нефтенасыщеннои толщине.

В водонефтяной зоне в каждой добывающей скважине нефтенасыщенный пласт, являющийся в ней нижним, перфо­рируют в том случае, если пласт прерывист и нефть на этом участке не может быть вытеснена к забоям скважин, распо­ложенным в следующем (по ходу движения жидкости) экс­плуатационном ряду. Если нефть из нижнего пласта может быть вытеснена к забоям других добывающих скважин, этот пласт обычно не перфорируют. В нагнетательных скважинах перфорируют все пласты.

Массивная залежь с большим этажом нефтеносности (см. рис. 120). В таких залежах вытеснение нефти водой происхо­дит преимущественно за счет подъема ВНК. В этих условиях, особенно при неоднородном по проницаемости коллекторе, придерживаясь ранее описанного принципа регулирования, в добывающих скважинах обычно перфорируют интервалы нефтенасыщенной толщины снизу вверх. Сначала в скважине перфорируют интервал 20-40 м в нижней части залежи, уда­ленный от начального ВНК на 10-15 м. Эксплуатация сква­жины продолжается до ее обводнения в результате подъема ВНК. После этого обводненный интервал изолируют и перфорируют следующий вышележащий интервал с некоторым отступлением от текущего ВНК. Количество переносов ин­тервалов перфорации в каждой скважине зависит от высоты залежи, положения скважины на структуре, характера и сте­пени неоднородности продуктивного разреза.

Рис. 123. Перфорация продуктивных пластов многопластового объекта разработки:

1—4 — индексы пластов-коллекторов; остальные ус­ловные обозначения см. на рис. 120

В редких случаях, когда пласт-коллектор характеризуется однородным строением и другими весьма благоприятными условиями (активный водонапорный режим, значительная проницаемость коллектора, низкая вязкость нефти), значи­тельный охват объема залежи вытеснением может быть обеспечен при перфорации с начала разработки только верхней части продуктивного разреза.

Сводовая газонефтяная залежь, подстилаемая водой (рис. 124). При разработке нефтяных оторочек, приурочен­ных к монолитным пластам, основные сложности заключа­ются в образовании конусов воды и газа в призабойной зоне скважин, приводящем к быстрому обводнению и загазированию скважин в процессе их эксплуатации. Для предотвраще­ния этого явления в каждой скважине должно выбираться оптимальное положение интервала перфорации, при котором нижние перфорационные отверстия находятся на определен­ном удалении от ВНК, а верхние - от ГНК. Одновременно обосновывается и устанавливается предельный дебит сква­жин, при котором вершины конусов не достигают интерва­лов перфорации, благодаря чему скважины длительное время не обводняются и не загазовываются.

Рис. 124. Перфорация нефте­насыщенной части пласта сводовой газонефтяной залежи, подстилаемой водой:

а — газонасыщенные кол­лекторы; остальные условные обозначения см. на рис. 120

Обоснование оптимального положения интервала перфо­рации в сочетании с предельным безводным и безгазовым дебитом можно проводить расчетным или опытным путем.

При резко анизотропном строении пласта, связанном с наличием непроницаемых прослоев, интервал перфорации следует размещать под ближайшим непроницаемым просло­ем. Если в процессе разработки залежи происходит посте­пенное перемещение ГНК и ВНК в связи с уменьшением толщины нефтяного слоя, то безводный и безгазовый дебиты следует постепенно уменьшать.

При внутриконтурном заводнении во внутреннем контуре нефтеносности добывающих и нагнетательных скважинах обычно перфорируется вся нефтенасыщенная толщина экс­плуатационного объекта.

Регулирование разработки воздействием на призабойную зону скважин. На процесс выработки запасов существенно влияет состояние призабойной зоны добывающих и нагнета­тельных скважин. Поэтому целенаправленное изменение фильтрационных свойств в прискважинной зоне относится к эффективным средствам регулирования разработки.

Эта работа начинается уже на этапе бурения скважин. Фильтрационные свойства пластов ухудшаются в процессе вскрытия их при бурении (первичное вскрытие) и при пер­форации (вторичное вскрытие). Это связано с избыточным гидродинамическим перепадом давления между заполненным промывочным раствором стволом скважины и пластовым дав­лением, также с недостаточным качеством раствора. Вследст­вие высокой плотности бурового раствора (около 1,2 г/см) и высокой водоотдачи (5-40 см/ч) в призабойную зону пласта проникает его фильтрат на расстояние до 2-3 м от стенки скважин, а в поры пласта на глубину до 3-5 см проникают глинистые частицы.

Происходит частичная закупорка пор прискважинной зо­ны пластов раствором, разбухание глинистых частиц пласта, образуются стойкие водонефтяные эмульсии, снижается фа­зовая проницаемость для нефти. Столь же отрицательные явления происходят и при вторичном вскрытии.

Закупорка пор происходит также и при цементаже сква­жины.

В результате таких воздействий проницаемость и соответственно продуктивность скважин может снижаться в 2-3 раза и более.

Такой подход к вскрытию пластов преобладал в те перио­ды, когда страна обладала богатой сырьевой базой, в разра­ботку вводились высокопродуктивные залежи. В процессе освоения скважин и в начальный период их эксплуатации часть фильтрата бурового раствора и глинистых частиц вы­носилась из пласта и призабойная зона частично очищалась. В результате, несмотря на то что природные возможности пластов использовались не полностью, достигались достаточ­но высокие дебиты скважин и этот вопрос не вызывал до­статочной озабоченности.

В последние годы в разработку вводятся в основном зале­жи с низкими коллекторскими свойствами. Чем хуже коллекторские свойства пластов, тем меньше возможный при­родный дебит скважин и тем сильнее ухудшаются их свойст­ва при завершении строительства скважин.

Результат всего этого - настолько низкие дебиты скважин, что разработка залежей оказывается экономически нерента­бельной.

Таким образом, возникла серьезная проблема поиска и применения новых технологий заканчивания скважин при бурении. Эта проблема решается довольно активно.

Создан целый набор оптимальных рецептур промывочных жидкостей для первичного и вторичного вскрытия пластов. В целом эти рецептуры направлены на максимально возможное снижение гидростатического давления столба промывочной жидкости в скважине на призабойную зону вскрываемых пластов и на предотвращение отрицательного физико-химического воздействия этой жидкости на нефтенасыщен-ность породы-коллектора. Созданы и применяются полимерглинистые растворы с уменьшенным содержанием глинистой фракции, растворы высокомолекулярных полимеров, аэри­рованные жидкости, газожидкостные смеси на основе водно­го раствора полимера, жидкости на основе пластовой мине­рализованной воды, обработанные полимером и полиспирта­ми и др.

При цементаже скважины также решается задача умень­шения перепада давления на продуктивный пласт, интервал продуктивного пласта подготавливается к цементажу путем прокачки буферной жидкости, ограничивающей поступление фильтрата и твердых частиц тампонирующих смесей.

При перфорации наряду с мероприятиями по исключению проникновения в пласт фильтрата и твердых частиц раствора производят вскрытие пластов с применением специальных конструкций перфораторов, не наносящих вреда структуре пустотного пространства, а также конструкций, обеспечива­ющих возможно большую глубину перфорационных кана­лов - вплоть до 60-70 см, вместо достигаемых при традиционной перфорации 20-25 см.

Большое внимание уделяют технологии освоения новых скважин, не только добиваясь обеспечения их природной продуктивности, но, по возможности, и повышая ее сверх природной, путем обработки призабойной зоны пластов. В комплекс мероприятий при этом входят дренирование плас­та, обработка призабойной зоны растворами на углеводо­родной основе, гидравлический разрыв пластов, при повы­шенной вязкости нефти - термическая обработка и др.

В процессе дальнейшей эксплуатации обработка призабойных зон может неоднократно повторяться. Большое вни­мание необходимо уделять улучшению профилей притока до­бывающих скважин и профилей приемистости нагнетатель­ных скважин, что особенно важно для регулирования разра­ботки многопластовых и неоднородных по толщине однопластовых объектов.

Для решения этой задачи проводят следующие мероприя­тия:

• проводят выборочную дополнительную перфорацию и на­правленный гидроразрыв менее проницаемых пластов;
• повышают давление нагнетания воды, обеспечивающее приемистость ранее не принимавших воды малопроницаемых пластов;
• уменьшают приемистость высокопроницаемых пластов (прослоев) путем их частичной закупорки нагнетанием хими­ческих реагентов, пен, воды с механическими добавками, за­гущенной воды;
• снижают забойное давление в добывающих скважинах, способствующее включению в работу малопродуктивных пла­стов;
• организовывают раздельную закачку воды в пласты с раз­личной проницаемостью и раздельный отбор жидкости из этих пластов путем их разобщения с применением специаль­ного оборудования.

Регулирование разработки с помощью оборудования для одновременно раздельной работы нефтяных пластов в скважине. Применение специального оборудования создает условия для независимого регулирования эксплуатации плас­тов с различной проницаемостью. Это оборудование позволяет с помощью пакера разобщить в стволе скважины два пласта (или две группы пластов) и вести отбор из каждого пласта (или закачку) по своей колонне насосно-компрессорных труб или одного из них по насосно-компрессорным трубам, а другого - по межтрубному прост­ранству.

Применению одновременно раздельной эксплуатации в це­лях регулирования разработки должен предшествовать неко­торый период совместной работы пластов. В этот период необходимо выполнить комплекс геолого-промысловых ис­следований для получения данных о характере эксплуатации каждого из пластов в условиях их совмещения, о их приеми­стости, дебите, взаимовлиянии и др. На базе обобщения ре­зультатов исследования определяют задачи по регулированию, которые могут быть решены с помощью этого метода как по каждой скважине в отдельности, так и по объекту в це­лом. В первую очередь под одновременно раздельную эксплуатацию должны быть оборудованы нагнетательные скважи­ны, так как регулирование разработки закачкой воды более эффективно и технически более доступно.

Путем применения одновременно раздельной эксплуатации можно решать такие задачи регулирования, как вовлечение в разработку менее продуктивных пластов разреза, выравнива­ние темпа отбора запасов по пластам разной продуктивнос­ти.

Выбор параметров оборудования производится с учетом свойств пластов. Скорость движения в пласте фронта нагне­таемой воды при поршневом вытеснении

(XVI. 1)

Где - проницаемость пласта; - перепад давления; - вязкость пластовой жидкости; т - эффективная пористость пласта; - коэффициент нефтенасыщения; - коэффи­циент извлечения нефти; - длина участка пласта.

Разница в скорости движения фронта воды по двум сосед­ним пластам вследствие близости значений многих парамет­ров, входящих в уравнение, обусловлена главным образом различием проницаемости пластов и перепадов давления:

(XVI.2)

Для обеспечения равной скорости перемещения воды по пластам необходимо во втором пласте при нагнетании воды создать перепад давления

Следовательно, в менее проницаемом пласте по возмож­ности нужно создавать перепад давления, превышающий пе­репад давления в другом пласте во столько раз, во сколько раз меньше проницаемость этого пласта.

Применение оборудования для раздельной эксплуатации пластов в добывающих скважинах целесообразно начинать после того, как исчерпаны возможности регулирования раз­работки путем подбора оптимальных режимов нагнетания воды по пластам и получены надежные данные о том, что возможности раздельной закачки исчерпаны.

К сожалению, метод одновременно раздельной эксплуата­ции пластов широкого применения не наплел, но в дальней­шем ему следует уделять большее внимание.

Регулирование разработки с целью ограничения непроиз­водительных отборов попутной воды. При разработке за­лежей путем вытеснения нефти водой вместе с нефтью добы­вается значительное количество попутной воды. Основная часть этой воды выполняет полезную работу по вытеснению нефти, и поэтому ее извлечение на поверхность технологиче­ски необходимо и экономически оправдано. В то же время из скважин может отбираться и вода, уже не участвующая в процессе вытеснения. Отбор такой воды приводит к непро­изводительным затратам и ухудшает технико-экономические показатели разработки.

Все рассмотренные выше способы регулирования разра­ботки в той или иной мере решают и задачу уменьшения объемов добываемой попутной воды. Наряду с ними необхо­димо принимать меры, непосредственно направленные на ограничение непроизводительных отборов попутной воды, такие как своевременное прекращение эксплуатации добы­вающих скважин при достижении предельной обводненности, отключение в скважинах обводненных пластов и интервалов путем проведения изоляционных работ, прекращение нагне­тания воды в заводненный пласт и др.

Работы по ограничению непроизводительных отборов по­путной воды проводятся с учетом результатов анализа состо­яния разработки объекта с тем, чтобы выбрать наиболее эффективное в данных условиях мероприятие и сохранить отбор той воды, которая обеспечивает повышение нефтеизвлечения. Характер мероприятий определяется с учетом зако­номерностей перемещения воды в пластах.

При вытеснении нефти за счет подъема ВНК следует про­водить изоляцию нижней обводненной части пласта. Для это­го выполняется цементирование обводненного интервала под давлением с установкой цементного стакана или моста. Наи­больший эффект достигается в тех случаях, когда на уровне текущего ВНК имеется значительный по толщине и широко распространенный по площади прослой непроницаемых по­род.

При фронтальном перемещении воды по монолитному пласту с благоприятным соотношением вязкостей нефти и воды, т.е. когда оставшаяся в районе обводненной скважины нефть может быть вытеснена к другим добывающим скважи­нам, обводняющиеся скважины (кроме скважин стягивающих рядов) могут выводиться из эксплуатации при обводненности около 90 %.

Названные мероприятия по уменьшению непроизводи­тельных отборов воды проводят на протяжении всего основ­ного периода разработки каждой залежи вплоть до обводне­ния продукции до 70-80 %.

Доразработка пластов при такой и далее более высокой обводненности недостаточно эффективна вследствие того, что вода поступает в скважины по обводненным высокопро­ницаемым слоям, в то время как малопроницаемые прослои остаются невыработанными. Нефтяниками многие годы овла­девала идея поиска селективных методов изоляции, при ко­торых обводненные слои изолировались бы, а малопроница­емые включались в работу. Но к широкомасштабному созда­нию и промышленному внедрению подобных высокоэффек­тивных технологий приступили лишь в самое последнее вре­мя, когда стало очевидным, что по многим залежам получить традиционными методами запроектированное нефтеизвлечение вряд ли удастся.

Создан целый арсенал физико-химических методов, осно­ванных на комплексировании разных компонентов, добавля­емых к нагнетаемой воде.

Эти методы обеспечивают резкое уменьшение проницае­мости обводненных более проницаемых слоев, в результате чего воды направляются в менее проницаемые прослои. При этом происходит существенное увеличение дебита нефти до­бывающих скважин за счет включения неработавших про­слоев, снижение обводненности и соответственно уменьше­ние отборов попутной воды.

Среди новых физико-химических технологий выделяют гелеобразующие и полимердисперсные.

Гелеобразующие технологии основаны на добавке к на­гнетаемой воде реагентов, образующих в обводненных слоях пласта неподвижные гели. Для улучшения и продолжительного сохранения в пласте структуры неподвижных гелей в за­качиваемый гелевый раствор доставляют различные химичес­кие элементы - "сливатели".

Взамен дорогостоящего полиакриламида изыскивают воз­можность применения более доступных - оксиэтилцеллюлозы, композиций на основе низкомодульного жидкого стекла, биополимеров и др.

Полимердисперсные технологии предусматривают нагнета­ние в пласты дисперсионной фазы - водного раствора поли­мера, содержащего в виде дисперсной фазы глинопорошок, торф, мел, песок или другие материалы. Вместо дефицитного полиакриламида при реализации такой технологии также на­чали применять заменители. В высокопроницаемых обвод­ненных прослоях дисперсный материал образует осадок, за­крывающий крупные фильтрационные каналы (кольматация высокопроницаемых прослоев), содержащие воду, оставляя в работе нефтесодержащие прослои с мелкими каналами.