Физика пласта

11 Гидродинамические  методы повышения нефтеотдачи  пластов.

          Коэффициент  нефтеотдачи (h) зависит суммарного объёма добычи и от  балансовых объёмов, характеризуется коэффициентом охвата (h_охв – отношение охваченной части пласта воздействием нагнетаемого рабочего агента ко всему объёму пласта), коэффициентом вытеснения (h_выт. – отношение вытесняемого объёма нефти ко всему объёму нефти в зоне воздействия рабочего агента, коэффициентом сетки (h_сет). Зависит от наличия или отсутствия физической или гидродинамической связи между отдельными участками продуктивного пласта.

 h = h_охв ∙ h_выт ∙ h_сет

              Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи (ГМПН) или методы регулирования представляют собой прогрессивные технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты с целью обеспечения высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного извлечения нефти из недр при режиме вытеснения нефти водой. Мероприятия (методы) по гидродинамическому воздействию на пласты преследуют цель повышения интенсивности воздействия на слабодренируемые запасы нефти и вовлечения в разработку выявленных в процессе разбуривания и эксплуатации недренируемых геологических запасов нефти в объекте разработки.

     Классификация гидродинамических методов повышения нефтеотдачи делятся по различию в технологии осуществления и степени воздействия их на продуктивные пласты на 2 группы:

К первой группе отнесены методы, которые чаще применяются на промыслах ввиду своей простоты в технологии реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы.

Первая группа. Методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабо дренируемых запасов.

Эти методы объединяются названием "нестационарное заводнение" и включают в себя:

в нагнетательных скважинах:

• повышение давления нагнетания;
• циклическое заводнение, т.е. периодическое снижение (прекращение) закачки воды;
• перераспределение расходов закачиваемого объекта по группам нагнетательных скважин(перемена направлений фильтрационных потоков);
• одновременно-раздельную закачку воды в разные пласты через одну скважину;
• избирательная закачка воды в низкопроницаемые пропластки и пласты, зоны и участки;
• ограничение или прекращение закачки в высокопроницаемые пропластки;
• методы обработки призабойной зоны, которые изменяют режим работы и восстанавливают потенциал скважин (гидроимпульсное, волновое воздействие и др.);
• механические методы изменения режимов работы нагнетательных скважин (гидроразрыв пласта, поинтервальные обработки, интенсивная перфорация, забуривание вторых стволов и др.);

в добывающих скважинах:

• изменение отборов жидкости в целом по объекту разработки, по отдельному пласту, блоку, зоне, участку или группе добывающих скважин;
• форсированный отбор жидкости из групп скважин или из отдельных скважин данного участка, зоны, блока;
• периодические временные остановки и пуски групп скважин или отдельных скважин;
• одновременно-раздельная эксплуатация скважин в многопластовых объектах;
• оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлениями;
• многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы);
• системные обработки призабойной зоны, гидроразрыв пласта, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.);
• забуривание вторых и горизонтальных стволов.

Ко второй группе отнесены методы воздействия, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия.

Вторая группа. Методы, направленные на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты, степень влияния их на технико-экономические показатели разработки весьма велика, и поэтому они обосновываются в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах.

К ним относятся:

-         перенос фронта нагнетания воды в имеющиеся скважины;

• организация дополнительных рядов нагнетательных скважин в блоковых системах разработки путем перевода добывающих скважин в нагнетательные;
• организация очагов закачки воды в отдельные добывающие скважины;
• вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов, перевода скважин с других объектов или пластов, разукрупнения объектов, организации зон и полей самостоятельной разработки;
• организация барьерной, площадной и других модификаций внутриконтурного воздействия путем закачки воды с целью выработки запасов нефти в обширных подгазовых зонах газонефтяных месторождений;
• другие новые технологии заводнения для сложнопостроенных залежей и трудноизвлекаемых запасов нефти.

Методы гидродинамического воздействия  на продуктивные пласты применяются  обычно в различных сочетаниях друг с другом одновременно, а эффективность какого-либо одного метода взаимосвязана с объемом применения других.