Технологии воздействия на МСП гидродинамическими методами

По общепринятой классификации (см. рисунок 59 в) к гидродинамическим методам интенсификации добычи и повышения КИН относятся следующие:

- гидроразрыв пластов (ГРП);

- бурение боковых стволов и горизонтальных скважин (БС и БГС);

- нестационарное заводнение и смена направления фильтрационных потоков.

Гидроразрыв пласта [76] предпочтительно проводить тогда, когда радиус ухудшенной (закольматированной) зоны пласта превышает 2 метра (см. таблицу 6). При этом в зависимости от глубины вскрытия пласта можно рассматривать по крайней мере три разновидности ГРП: локальный или малопроникающий (2-5 м), среднепрокающий (10-40 м)и глубокопроникающий (10-100м) [77].

Локальный ГРП применяют, как правило, для вскрытия зоны кольматации в высокопористых пластах. Среднепроникающий – для дренирования коллекторов с пористостью в пределах 10-15%, а массированный – в низкопоровых коллекторах (3-5%) для создания глубокого канала дренирования с целью интенсификации процесса отбора нефти и повышения КИН трудноизвлекаемых запасов.

Известно [77], что трещина, образующаяся при ГРП может иметь две ориентации в пласте: горизонтальную и вертикальную. Горизонтальная ориентация трещины преобладает до глубин 700-800 метров, где вертикальная составляющая веса горной породы может быть преодолена гидравлическим давлением жидкости нагнетаемой в скважину, без механического разрушения конструкции ее крепи (колонны и цементного кольца).

На больших глубинах формируются, как правило, трещины вертикальной ориентации, т.к. на них максимальное напряжение бокового распора всегда бывает меньше вертикальной составляющей веса горной породы, которое легко может быть преодолено гидравлическим давлением жидкости нагнетаемой в скважину при ГРП.

В случае формирования вертикальной трещины она имеет по отношению к скважине два крыла, которые развиваются (формируются) в породе симметрично в двух противоположных направлениях. При этом направление формирования трещины определяется ориентацией вектора минимальных напряжений бокового распора и, как правило, является ортогональным по отношению к нему. Отсюда следует вывод о том, что возможность управления развитием трещины при ГРП по заранее заданному направлению практически отсутствует, хотя вероятность предсказания этого направления является достаточно большой, если хорошо изучить факторы, влияющие на величину и направление напряжений бокового распора в горной породе. При этом не следует упускать из виду тот факт, что трещина при ГРП развивается по механически ослабленным зонам пласта, наличие которых сопровождается концентрацией в них естественной трещиноватости. Этот факт дает достаточные основания для надежного прогноза направления развития трещины при ГРП, поскольку ослабленные зоны пласта, сопровождаемые наличием естественной трещиноватости могут быть надежно выделены с помощью ВСП [78].

Применение ГРП на старых месторождениях длительное время разрабатываемых с применением системы ППД требует особенно тщательного и взвешенного подхода, когда важность правильного прогноза направления развития трещины многократно возрастает.

В случае ошибки при прогнозе достаточно одному крылу трещины попасть в зону промытого пласта, как это необратимо приведет к полному обводнению продукции после ввода скважины в эксплуатацию. Такие случаи чаще являются правилом, чем исключением, особенно на месторождениях в поздней стадии эксплуатации.

Технология бурения боковых стволов (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), выполняя ту же роль, что и формирование трещины при ГРП, т.е. создавая в пласте глубокие и протяженные каналы дренирования, имеет перед искусственной трещиной то преимущество, что их можно прокладывать в нужном заранее заданном направлении и обеспечивать тем самым более эффективное извлечение ТИЗ из известных застойных зон пласта.

Вышеуказанные преимущества и недостатки технологий ГРП и БГС хорошо иллюстрируются рисунками 65 а, б, 66 а, б, из которых видно, что существенное влияние на эффективность этих МУН оказывает налчие достоверных данных о конфигурации границы остаточных целиков нефти вблизи скважины и возможность прогноза трещины при ГРП, а также правильность выбора направления забуривания БГС.

Рисунок 65 – Выбор объектов для ГРП

Рисунок 66 – Выбор направления при строительстве БС и БГС

Нестационарное заводнение получило свое признание у нефтяников в последние годы. Основной целью его применения было желание максимально снизить обводненность продукции при эксплуатации месторождении на поздней стадии, когда она неуклонно росла и достигла, наконец, такого уровня (>80%), стало существенно отражаться на рентабельности разработки.

Поиск технологами наиболее приемлемых режимов эксплуатации привел их к мысли о том, что непрерывный (стационарный) во времени цикл закачки воды в системе ППД надо сокращать и чередовать его с периодами паузы, когда закачка временно прекращается.

Интересно, что на эту простую по гениальности идею натолкнул технологов анализ результатов применения на некоторых месторождениях в системе ППД пресной воды из наземных водоемов. В силу быстрого замерзания зимой водоводов с пресной водой закачку на зимнее время приходилось приостанавливать на 5-6 месяцев, а затем возобновлять с наступлением тепла. Оказалось, что такой периодический режим мало сказался на продуктивности скважин, зато обеспечил существенное снижение обводненности добываемой из них продукции.

Когда эта идея стала всеобщим достоянием технологов-нефтедобытчиков, то с этого момента стали появляться и опробоваться различные варианты технологии нестационарной закачки. К ним в первую очередь можно отнести следующие наиболее перспективные технологии, а именно:

- нестационарная, циклическая закачка с одновременным отбором;

- нестационарная, циклическая закачка с паузой между периодом закачки и отбора;

- стационарная закачка со сменой фильтрационных потоков;

- нестационарная, циклическая закачка со сменой фильтрационных потоков;

- нестационарная, циклическая закачка со сменой фильтрационных потоков с паузой между периодом закачки и отбора.

При всем кажущемся разнообразии этого вида МУН, общим для них остается механизм вытеснения нефти из коллектора при прохождении по нему чередующихся во времени и пространстве репрессионно-депрессионных упругих волн давления.

Если принять за основу строения пласта-коллектора трещинно-блоковую модель, то объяснить процесс вытеснения нефти из коллектора нагнетаемой водой можно следующим образом [69].

Как следует из этой модели блоки горной породы, имеющие межзерновую природу пористости, являются аккумуляторами нефти. Межблоковые трещины – флюидопроводящими каналами по которым нефть из блоков движется к забоям добывающих скважин.

При высоком уровне обводнения продукции обусловленном высокими темпами и объемами закачки воды через нагнетательные скважины, вода, обладающая гидрофильными свойствами и движущаяся по флюидопроводящим трещинам от нагнетательных скважин к забоям добывных, отсекает нефть, находящуюся в блоках горной породы приводя тем самым к образованию в них застойных, невыработанных зон.

В этих условиях, добываемая из скважин продукция имеет высокий уровень обводнения сопровождаемый значительной концентрацией в пласте (его блоках) остаточной (невыработанной) нефти.

В случае применения нестационарной, циклической закачки, когда по межблоковой трещинам движутся волны давления и разряжения, то в силу гидрофильности и гидрофобности воды и нефти это приводит к тому, что на пике волны давления вода не может глубоко проникнуть в поровое пространство нефтенасыщенного пласта, а в основном только повышает в нем внутрипоровое давление, тогда как на следующей стадии прохождения по трещинам волны разряжения, происходит «подсос» гидрофобной фазы (нефти), из порового пространства блока горной породы непосредственно в флюидопроводящую трещину, что существенно облегчается «поджатым» состоянием нефти в его поровом пространстве.

Все это вместе взятое приводит к тому, что при циклическом режиме закачки по флюидопроводящим трещинам разделяющим нефтенасыщенные блоки, движутся непрерывно и последовательно друг за другом чередующиеся фазы воды и нефти.

Оптимизация подобного режима заводнения достигается путем обоснованного выбора оптимального соотношения между продолжительностью периода закачки и паузы в зависимости от конкретных геолого-физических и геолого-промысловых условий.

Учитывая все вышесказанное относительно промысловой эффективности инициирования релаксационных процессов в продуктивных коллекторах и нестационарного режима заводнения, обеспечивающих повышение КИН при добыче ТИЗ из целиков нефти сформировавшихся в МСП можно сделать вывод о том, что в ранее рассмотренную нами формулу (17) необходимо добавить еще один член - , который будет характеризовать степень дренирования продуктивного пласта. При этом не является величиной постоянной и будет меняться в зависимости от разности между горным и пластовым давлениями, которое получило определение «дифференциального давления».

Связь между коэффициентом дренирования и дифференциальным давлением можно выразить в виде формулы:

, (30)

где - коэффициент, зависящий от особенностей структуры порового пространства и отражающий ее дифференциальные способности;

- дифференциальное давление, МПа.

Тогда с учетом формулы 30, формула 17 примет следующий вид

. (31)