|
8.6. Изменение или выравнивание профиля приемистости (ВПП).
Из-
менение или увеличение (выравнивание) профиля приемистости нагнета-
тельных скважин иногда называют потокоотклоняющими технологиями,
что наш взгляд неверно, поскольку направление потоков закачиваемой во-
ды может не измениться. А вот увеличение интервала приемистости, в ко-
торый поступает закачиваемая вода, происходит. Или должно происходить
при правильно подборе химических реагентов и достоверных геофизиче-
ских данных об интервале приемистости.
Пласт, состоящий из нескольких прослоев разной проницаемости
и толщин, в силу расчлененности, разрабатывается неравномерно, модель
Каземи или Серра, глава 4, параграф 4.2.3. По высокопроницаемым про-
пласткам (ВП) происходит вытеснение нефти и, следовательно, быстрое
обводнение продукции. Низкопроницаемые пропластки практически не ра-
ботают, нефть из них не вытесняется. Для изоляции, отсечения высокопро-
ницаемых пропластков, обладающих поровыми каналами большего диа-
метра, закачиваются специально подобранные химические растворы, кото-
рые проникают в поровое пространство этих каналов. Размеры молекул по-
добранных химических соединений сопоставимы с размерами каналов вы-
сокой проницаемости. Под воздействием температуры и взаимодействием с
поверхностью поровых каналов они образуют вязкую неподвижную или
малоподвижную субстанцию, которая при увеличении давления на забое
нагнетательной скважины практически не движется и не позволяет переме-
щаться по ним воде. В низкопроницаемые каналы этот раствор не проника-
ет. При последующей закачки вода начинает поступать в пласт с низкими
фильтрационными свойствами, начинается вытеснения нефти из прослоев
ранее не охваченных заводнением. Тем самым увеличивается коэффициент
охвата пласта заводнением и, следовательно, нефтеотдача.
Рис. 8.4.
Схема изменения профиля приемистости: а) h
1
– толщина
высокопроницаемого пропластка до применения технологии, б) h
2
, h
3
толщины
низкопроницаемых пропластков после изоляции высокопроницаемого прослоя
На Самотлорском месторождении широкое применение технологий
ВПП началось в 1995 г. За весь период разработки, накопленный объем
дополнительной добычи нефти за счет методов ВПП составил более 14
млн. т. Тем не менее, в целом по месторождению, эффективность их сни-
жается. В ряде случаев применение одних и тех же технологий дает диа-
метрально противоположные результаты.
При этом за последние годы на Самотлорском месторождении приме-
нялись более девяностых различных композиций по ВПП. И если спектр
используемых составов по своим физико–химическим свойствам (прочно-
сти и устойчивости к деструкции), уже адаптирован к термобарическим
условиям пластов, то подходы к выбору участков, очередности воздей-
ствия на скважины, определению объемов приемистости, периодичности
работ, подбора составов реагентов в зависимости от геологических усло-
вий пластов требуют дальнейшего совершенствования.
Применяемые химические реагенты разделяют на три основных типа
составов:
дисперсные
– по принципу превалирующей роли дисперсной
фазы;
осадко-гелеобразующие
растворы, образующие гели или осадки;
и
комплексные составы
, состоящие, например, из геле и осадкообразу-
ющих композиций, а также из смеси гелеобразующих и дисперсных со-
единений. Комплексные составы подразумевают сочетание (закачку
в пласт) в определенной последовательности отдельных композиций,
различных по своим реологическим и дисперсным свойствам, основная
цель которых – это комплексное воздействие на ближние и удаленные
зоны пласта.
В зависимости от геологического строения и выбранной системы раз-
мещения скважин интенсивность обработок должна составлять 1,5–2 на
одну действующую нагнетательную скважину в год.
Таблица 8.1. Типы составов реагентов, применявшихся
на Самотлорском месторождении
Заметим, что вышеприведенные типы составов не охватывают весь
применяемый в нефтяной промышленности спектр реагентов. Для
изменения профилей приемистости и увеличения профилей притока также
используются и биологические вещества.
Do'stlaringiz bilan baham: |
