8.22. Понятие о регулировании разработки. Методы регулир-я раз-ки нефтяных и газовых залежей.

На основе анализа и контроля за разработкой неф-х и газ-х мест-ий выяв-ся расхождения м/д фак-ми и проек-ми показ-ми разр-ки, что служит основой для осущ-я мероприятий по приведению в соответствие фактического хода разраб-ки с проектным. Сово-ть этих мероприятий служит регулир-ем разр-ки эксп-ых объектов нефтяных и газовых месторождений, которое можно проводить чисто технол-ми методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

Регулирование разработки в каждом конкретном случае представляет собой сложную задачу, требующую как детального учета геологического строения объекта разработки и физико-химических свойств флюидов, так и текущего состояния разработки на момент начала регулирования.

Основная задача регулирования заключается в достижении равномерности выработки запасов углеводородов и создании таких режимов разработки, которые замедляют снижение скорости изменения фазовой проницаемости для нефти и газа. Разр-ка регулируется в основном с помощью гидродинамических методов.

К числу тех-ких ме-ов регу-я раз-ки неф-х мест-й от-ся: 1. Изменение режимов эксплуатации доб-х и наг-х скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласт веществ вплоть до прекращения экспл-и (отключения) скважин.

2.Общее и главным образом поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

Задача достиг-ся провед-ем доп-ой перфор-ей, гидропескостр-ой, дренированием пласта гориз-ми каналами.

3.Увел-е Рнагн до Рвскр трещин в ПЗП, поин-ая зак-ка раб реагентов в прослои пласта при дифференц-ом Рнагн или снижение Рнагн дниже Рнас, что приводитк использованию запаса энергии растворенного газа.

4. Изм-е напр-я фильт-х потоков в неод-х пластах, что приводит к вытеснению нефти из тупиковых зон. А в одн-х пл-ах приводит к увел-ю градиентов давления и расформированию застойных зон.

Методы регулирования связ-е с частичным изменением сис-мы раз-ки мест-й:

1.Очаговое или изб-ое возд-е (зак-ка в пласт агентов на отдельные участки)

2.Уплотнение сетки скважин при квадратно равномерной схеме их расстановки с целью интенсификации разр-ки остаточных запасов.

3.Установка в скважине пакерного оборудованияс целью частичного разукрупненияобъектов разработки.

4.Форсированный отбор жидкости (метод увеличения нефтеотдачи). При его использоваиирост добычи нефти выше, чем прирост добычи воды.

8.21. Понятие об охвате залежи разработкой. Коэффициент охвата вытеснением. Влияние на степень охвата геологических и технологических факторов.

При разра-ке газ местор-й, которая осущ-ся на природных режимах в услов-ях непрерыв-го снижения Рпл при большой подвижности газа, обычно весь объем залежи предст-ет собой единую газодин-ю сис-му, все точки кот-ой взаи-ют м/д собой. В этих ус-ях прак-ки весь объем залежи включ-ся в процесс дренирования.

При разр-ке неф-х местор-й с завод-ем осущ-ся напр-ое вытес-е нефти водой путем воздействия на продук-е пласты закачкой воды. В этом случае полнота дренирования объема залежи зависит от полноты охвата прод-ых пластов воздей-ем.

Степень вовлече-я объема эксп-го объекта в разр-ку хар-ся Кохвата прод-х пластов воздей-ем.

Под Кохвата понимают отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, экспл-го объекта), охваченного на опред-ю дату воздействием, ко всему нефтенасыщенному объему пласта (залежи, экспл-го объекта).

В связи со знач-ой геол-ой неод-ю большинства объектов разр-ки, прерывистостью, расчлен-ю, различием в фильтрац-х свойствах слагающих их пластов и прослоев редко удается обеспечить Кохвата , близкий к 1. Чем полнее принятая сис-ма разр-ки учитывает особ-ти геол-го строения прод-х пластов, тем выше Кохв, поэтому достижение возможно большей величины этого коэфф-та играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи.

При изучении степени охвата эксп-го объекта воздействием различают охват по мощности, по площади и по объему.

Кохв по мощности равен отношению нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтен-ой мощности объекта.

К охв по площади определяют для каждого объекта разработки в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной возд-ем, к общей площади распространения пласта коллектора в пределах залежи. На практике обычно с опр-ой долей условности отождест-ют Кохв по площади каждого отдельного пласта с Кохв по объему.

Охват пласта заводнением знач-но влияет на нефтеот-чу залежей, а след-но и на Qизв.

Qизв= Qо*Кв*Кохв, где Qизв и Qо запасы изв-е и геолог-е, Кв –средневзвешанный коэф-т вытеснения, Кохв – коэф-т охв-а пласта заводнением.

Практически при разр-ке наиб-е изменен-е величины изв-ых запасов связано с Кохвата пласта вытесняющим агентом, те Кохв в большей степени влияет на нефтеотдачу по залежи с данными физико-химическими свойствами нефти. С ростом таких факторов как геол-я неод-ть пласта, вязкость нефти, площадь залежи, приходящаяся на скважину, Кохвата уменьшается. Этот параметр в конечном счете опр-ся велич-ой охвач-ой возд-ем нефтен-ой толщины прод-го пласта. Для ее определения использую-ся геол-е профили, профили приемистости и отдачи по доб-щим и нагн-ым скважинам.

При оценке Кохв выд-ся активные, или работающие толщины пласта. Активная толщина пласта выделяется по наивысшей и наинизшей границам профилей отдачи, снятых при различных технологических режимах работы скважины. По данным активных толщин строят карты этих толщин по всем пластам.