Критерии применимости МУН

1.

Критерии применимости МУН
Потокоотклоняющие технологии
Основными критериями для подбора участков/скважин для проведения технологии ПОТ являются:
– вертикальная и площадная неоднородность пласта;
– неоднородный профиль приемистости по ПГИ;
– резкая динамика обводнения реагирующих добывающих скважин с характерным увеличением темпов
обводненности выше средних значений по объекту.
Подбор технологии определяется также из дополнительных условий геолого-физической характеристики
пласта и технологических показателей эксплуатации скважины/участка.
Критерием применимости технологий ПОТ является наличие минимум трех реагирующих добывающих
скважин на одну нагнетательную. Реагирующие скважины определяются по результатам трассерных
исследований либо по коэффициентам корреляции взаимовлияния скважин (косвенный способ).
Техническая пригодность нагнетательных скважин для применения технологии ОПР определяется наличием
или отсутствием заколонных перетоков или непроизводительного ухода жидкости закачки из продуктивного
разреза.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

Основные геологические критерии применимости потокоотклоняющих технологий:
– проницаемость коллектора – от 0,05 до 0,5 мкм2 (от 50 до 500 мД);
– температура пласта – не ниже 70 °С для термотропных составов;
– коэффициент расчлененности – не менее 1,4.
Указанный диапазон изменения проницаемости обусловливает значение приемистости нагнетательных
скважин.
При проницаемости коллектора менее 0,05 мкм2 приемистость нагнетательных скважин низкая и
процесс закачки происходит при высоких устьевых давлениях.
Проницаемость ниже 0,05 мкм2 снижает приемистость нагнетательной скважины на 10–20 %.
Расчлененность пласта и коэффициент вариации проницаемости должны рассматриваться в комплексе,
необходимо определить наличие недренируемых или слабодренируемых прослоев в разрезе нагнетательной
скважины.
Если ее разрез представлен равномерным чередованием прослоев с малым разбросом коэффициента
проницаемости, то эффективность ПОТ в такой скважине будет существенно ниже, чем в скважине с
наличием неработающих интервалов либо прослоев.

9.

Вольф А.А. и др. Матрица применения методов увеличения нефтеотдачи. Молодой ученый №4 (294), январь 2020, с.223-224.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

17.

18.

19.

20.

21.

22.

23.

24.

25.

Общие критерии применимости МУН
Необходимо учитывать влияние следующих параметров:
1.Трещиноватость
2. Газовая шапка
3. Нефтенасыщенность пласта
4. Активный водонапорный режим
5. Вязкость нефти
6. Жесткость и соленость воды
7. Глинистость коллектора
1.Трещиноватость пластов.
Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв
дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование.
Объем трещин не превышает 1,5-2% от общего объема пор пласта, а гидропроводность их может
достигать 60-80% от общей гидропроводности пластов, поэтому в сильнотрещиноватых пластах
при низком охвате рабочим агентом и малой дополнительной добыче нефти наступает предел
экономической рентабельности процесса при неоправданных затратах.

26.

2. Газовая шапка.
Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или
искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые
рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20 - 100 раз более высокой
проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате, как и в трещиноватом пласте,
происходит неэффективный расход рабочих агентов.
3. Нефтенасышенность пластов.
Высокое водосодержание нефтяного пласта (более 70-75%) недопустимо для
применения МУН по экономическим причинам, так как вытесняющая способность агентов
используется лишь на 25-30%. Многие МУН неприменимы при нефтенасыщенности
пластов менее 50% из-за неокупаемости затраченных средств. Если остаточная нефть
находится в заводненном объеме в рассеянном состоянии, то требуется применение
методов, способных сделать ее подвижной (углекислый газ), а если она размещена в
неохваченных слоях и прослоях, то требуются методы, повышающие охват вытеснением
(ЭЦ, ПДС, КДС, ВДС, полимеры, водогазовые смеси, щелочи).

27.

4. Активный водонапорный режим.
Когда нефтяная залежь разрабатывается при
активном естественном водонапорном режиме (обычно это
небольшие по размеру залежи с высокопродуктивными
пластами и малой вязкостью нефти), то при этом
достигаются высокий охват пластов заводнением, и низкая
остаточная нефтенасыщенность пласта (менее 25-30%).
5. Вязкость нефти.
Этот фактор очень важный и решающий по
экономическим критериям. Все физико-химические МУН
экономически оправданы только при вязкости нефти менее
150мПа∙с.
Термические методы (вытеснение нефти паром,
горение, пароциклические обработки) целесообразно
применять при более высокой вязкости нефти, так как в
этом случае достигается большой эффект снижения ее
вязкости при нагреве. Однако при вязкости нефти более
1000мПа∙с для залежей глубиной свыше 1000м тепловые
методы уже нерентабельны: требуется очень плотная сетка
скважин (менее 1-2га/скв.), что связано с большими
затратами, расходами энергии и не всегда экономически
оправдывается.

28.

6. Жесткость и соленость воды.
Свойства пластовой воды и воды, используемой для приготовления рабочего агента
имеют важное значение, так как часть физико-химических МУН снижает свою эффективность
при высокой солености, особенно при большом содержании солей Са и Mg в пластовой воде,
используемой для приготовления растворов, вследствие деструкции молекул, адсорбции
химических реагентов, образования осадков, инверсии структуры и снижения вытесняющей
способности растворов. Для приготовления растворов из воды необходимо удалить кислород и
бактерии, чтобы устранить условия для образования H 2S в пласте. При тепловых методах
свойства воды не имеют значения, если не считать, что для приготовления пара в
парогенераторах требуется чистая умягченная, лишенная кислорода вода.
7. Глинистость коллектора.
Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10%) противопоказано для
большинства МУН. При высоком содержании глины в пластах физико-химические методы
снижают свою эффективность вследствие большой адсорбции химических продуктов.
Адсорбция химических реагентов пропорциональна удельной поверхнсти пористой среды,
которая для алевролитов и полимиктовых коллекторов в 10 - 50 раз выше, чем для кварцевых
песчаников. В результате этого химические продукты выпадают из растворов, оседают в
окрестности нагнетательных скважин, а в основной части пласта нефть вытесняется
обедненными растворами.

29.

Дополнительные геолого-физические критерии применимости различных методов
увеличения нефтеотдачи пластов
1. Вытеснение нефти углекислым газом.
Вязкость нефти должна быть менее 10-15мПа∙с, так как при более высокой вязкости
ухудшаются условия смешивания С0 2 с нефтью. Все известные промышленные опыты с
углекислым газом проводились на месторождениях с меньшей вязкостью нефти.
Пластовое давление должно быть более 8-9 МПа для обеспечения лучшей смесимости
углекислого газа с нефтью, которая повышается с увеличением давления.
Толщина монолитного пласта более 25м снижает эффективность из-за проявления
гравитационного разделения газа и нефти и снижения охвата вытеснением.
2. Нагнетание водогазовых смесей. Вязкость нефти более 25 мПа∙с неблагоприятна для
применения метода. Как и при обычном заводнении, происходит неустойчивое вытеснение нефти.
Большая толщина пласта способствует гравитационному разделению газа и воды и снижению
эффективности вследствие уменьшения охвата вытеснением.

30.

3. Полимерное заводнение.
Температура пласта более 70°С приводит к разрушению молекул полимера и
снижению эффективности. При проницаемости пласта менее 0,1мкм2 процесс
полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше
размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое
разрушение молекул.
В условиях повышенной солености воды и содержания солей кальция и магния
водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми, нарушается их структура и
пропадает эффект загущения (повышения вязкости) воды. Полимеры биологического
происхождения не нуждаются в этом ограничении.
4. Нагнетание водорастворимых ПАВ.
Температура пласта более 70ºС недопустима по тем же причинам, что и для
полимера. Пласт с высокой смачиваемостью водой (гидрофильные) неблагоприятны
применению водорастворимых ПАВ, поскольку их эффект направлен на повышение
смачиваемости пористой среды.

31.

5. Вытеснение нефти мицеллярными растворами
Так как мицеллярные растворы обязательно применяются вместе с полимерными, то на
них распространяются те же ограничения по температуре, проницаемости пласта и
солености.
Мицеллярные растворы на основе нефтяных сульфонатов при большом содержании солей
кальция и магния в пласте, вследствие ионного обмена этих солей с натрием в сульфонате,
превращаются высоковязкие эмульсии, резко снижающие проводимость пластов.
Вязкость нефти допускается не более 15мПа∙с, так как для выравнивания подвижности
требуется повышать вязкость мицеллярного раствора за счет дорогостоящего компонента
(спирта).
Возможно применение только в песчаниках, поскольку в карбонатных пластах содержится
много ионов кальция и магния, которые разрушают нефтяные сульфонаты и мицеллярные
растворы.

32.

6. Вытеснение нефти горением.
Вязкость нефти должна быть более 10 мПа∙с, так как для
поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточное
содержание в ней кокса (асфальтенов).
При толщине пласта менее 3м и проницаемости менее 0,1мкм2 этот
метод нецелесообразен из-за больших непродуктивных потерь тепла
через кровлю и подошву залежи.
Требуется глубина пласта более 150м, чтобы обеспечить достаточную
толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и
не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.

33.

7. Вытеснение нефти паром.
Толщина пласта менее 6м недопустима по экономическим
соображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится
невыгодным из-за больших потерь тепла через кровлю и подошву
залежи.
Глубина залегания пласта не должна превышать 1200м из-за потерь
тепла в стволе скважины, которые достигают 3% на каждые 100м
глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн,
особенно у устья скважин.
Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2-0,3мкм2, а
темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения
потерь тепла в кровлю и подошвы залежи.
Общие потери тепла в стволе скважин и в пласте не должны
превышать 50% поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы
получить экономический эффект от процесса.

34.

8. Вытеснение нефти раствором щелочи.
Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи
пластов минимальные.
Эффективность его применения зависит прежде всего от состава
пластовой нефти.
Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом
кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе
нефти) — 0,5 мг/г.
Применение щелочных растворов не ограничивается температурой и
типом коллектора. В отличие от всех других физико-химических
методов щелочные растворы вполне применимы при температуре до
150 - 200°С, а также в карбонатных пластах.

35.

36.

37.

Условиями эффективного применения ФОЖ
а) обводненность продукции не менее 80 — 85 % (начало завершающей
стадии разработки);
б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные
давления;
в) возможность увеличения дебитов (коллектор устойчив, нет опасений
прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются
условия для применения высокопроизводительного оборудования,
пропускная способность системы сбора и подготовки продукции
достаточна).

38.

Применение ГС эффективно при:
- разработке трещиноватых коллекторов с высокой
горизонтальной проницаемостью,
- освоении залежей углеводородного сырья с ограниченной
площадью для установки БУ,
- повышении нефтеотдачи пластов при доразработке
месторождений на поздней стадии разработки,
- разработке продуктивных коллекторов в условиях
интенсивного образования газового и водяных конусов,
- разработке локальных залежей УВ и др.

39.

Основными требованиями, предъявляемыми к профилю бокового ствола,
являются:
- участок забуривания бокового ствола должен располагаться в устойчивой части
разреза, забуривание бокового ствола осуществляется на 30-50 м выше кровли
или на 10-20 м ниже подошвы неустойчивых пород;
- интенсивность искривления ствола скважин должна обеспечивать
беспрепятственное прохождение КНБК бурильной колонны, хвостовика с
оснасткой и нефтепромыслового оборудования.
- профиль ствола скважины должен обеспечивать возможность вращения
бурильной колонны в процессе бурения с сохранением её прочностных
характеристик;
- профиль ствола скважины должен исключать нарушение герметичности
резьбовых соединений обсадной колонны в процессе спуска и длительной
эксплуатации;
- профиль ствола скважины должен обеспечить достижение проектного
смещения точки входа в продуктивный пласт и прохождение ствола под
заданным углом в продуктивном пласте.

40.

41.

42.

Критерии выбора скважин для проведения ГРП
Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным
критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи
нефти. В зависимости от начальной проницаемости пласта и состояния призабойной зоны скважины критерии
сгруппированы по двум нижеследующим позициям.
1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности), при
этом должны соблюдаться следующие критерии.
1.1. эффективная толщина пласта не менее 5 м;
1.2. отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;
1.3. продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми
разделами, толщиной более 8-10м;
1.4. удаленность скважины от ГНК и ВНК должна превышать расстояние между добывающими скважинами;
1.5. накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;
1.6. расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) - не более 3-5;
1.7. скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны так и сцепление
цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже
фильтра на 50м
1.8. проницаемость пласта не более 0,03 мкм2 при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа.с.

43.

2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой
проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации
повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне.
2.1. начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности
окружающих скважин;
2.2. наличие скин-эффекта на КВД;
2.3. обводненность продукции скважин не должна превышать 20%;
2.4. продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться
от проектно-базовой.
Как следует из вышеизложенного, приведенные критерии позволяют провести
разностороннюю предварительную экспертную оценку каждой скважины с
технической, технологической и геолого-промысловой позиций.