Регулирование разработки нефтяных месторождений на основе выявленных закономерностей фильтрации флюидов в призабойной зоне скважины

• Автор: Собин, Александр Михайлович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2015
• Место защиты: Ухта
• Количество страниц: 137 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
СПИСОК СОКРАЩНИЙ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ОБЗОР ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ РАБОТ И ИССЛЕДОВАНИЙ..
1.1 Анализ состояния отрасли знаний и имеющиеся проблемы
1.1.1 Регулирование систем разработки месторождений
1.1.2 Искусственное воздействие на пласт
1.1.2.1 Основы методов воздействия на пласт и их сущность
1.1.2.2 Выбор объекта воздействия
1.1.2.3 Контроль над реализацией технологий воздействия
1.1.3 Применение горизонтальных скважин
1.1.4 Призабойная зона скважины и методы воздействия
1.1.4.1 Призабойная зона скважины
1.1.4.2 Причины снижения проницаемости в призабойной зоне
1.1.4.3 Гидродинамическое несовершенство скважин
1.1.4.4 Методы воздействия на призабойную зону пласта
1.1.4.5 Подбор скважин для обработки призабойной зоны
1.1.4.6 Причины низкой успешности методов воздействия
1.1.4.7 Схематизация строения прискважинной зоны пласта
1.2 Обоснование предмета и необходимости проведения исследований... 60 ГЛАВА 2. ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДА МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ ФЛЮИДА..
2.1. Постановка задачи
2.2. Обоснование расчетной методики
2.3 Исходные данные для технологических расчетов
ГЛАВА 3. ФИЛЬТРАЦИЯ ФЛЮИДА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ
3.1 Приток жидкости к скважине и распределение притока вдоль создаваемых каналов .!...;
3.2. Приток жидкости к каналам по видам геолого-технических мероприятий в разных по продуктивности коллекторах
ГЛАВА 4. О ВОЗМОЖНОСТИ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПОМОЩЬЮ СОВЕРШЕНСТВА ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА
4.1 Оценка эффективности применения неравномерного подхода к вовлечению коллектора в работу при разработке пластовой залежи
4.2 Вскрытия коллектора в массивно-сводовых залежах
ГЛАВА 5. ПРИМЕНИМОСТЬ ПРИНЦИПА СУПЕРПОЗИЦИИ ДЛЯ ПРОГНОЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
АСПО - Асфальто-смолисто-парафиновые отложения
АХВ - Акустико-химическое воздействие
ВГВ - Водогазовое воздействие
ВНК - Водонефтяной контакт
ГНК — Газонефтяной контакт
ГРП — Гидроразрыв пласта
ГТМ - Геолого-техническое мероприятие
ДП — Депрессионная перфорация
ИДТВ - Импульсно-дозированное тепловое воздействие
ИДТВ (ТТ) - Иимпульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой
КИН - Коэффициент извлечения нефти
МУН - Методы увеличения нефтеотдачи
НКТ - Насосно-компрессорные трубы
ОПЗ - Очистка призабойной зоны
ОРЭ - Одновременно-раздельная эксплуатация
ПАВ — Поверхностно-активные вещества
ПАА - Полиакриламиды
ПЗ - Призабойная зона
ПЗС — Призабойная зона скважины
ПНП - Повышение нефтеотдачи пластов
ПК - Перфорация кумулятивная
ППД - Поддержание пластового давления
СКО — Соляно-кислотная обработка
СПС - Сшитый полимерный состав
ТБХО - Термобарохимическая обработка
ТГХВ - Термогазохимическое воздействие
ЭС - Эмульсионный состав

В работах [41, 69] анализ эксплуатации горизонтальных скважин показал, что при разработке контактной водонефтяной зоны использование горизонтальных скважин предпочтительней вертикальных при соблюдении нескольких условий. Во-первых, ствол горизонтальной скважины должен размещаться как можно ближе к кровле пласта. Во-вторых, при помощи моделирования или экспериментального исследования необходимо подобрать оптимальный режим эксплуатации горизонтальных скважин, при котором обводненность продукции достаточно долго будет низкой. В-третьих, высокие отборы горизонтальных скважин должны компенсироваться закачкой.
В работе [43] говорится о первой горизонтальной скважине в Республике Коми, пробуренной в 1992 году на фаменской залежи нефти Усинского месторождения. Скважина сравнивается с вертикальной, находящиеся в более благоприятных условиях и введенная практически в одно время. За один и тот же промежуток времени накопленная добыча нефти по горизонтальной скважине оказалась почти в 10 раз выше, при этом обводненность по ней составила 74,6 % против 95,9 %, по вертикальной. Водонефтяной фактор по горизонтальной скважине составил 1, по вертикальной — 5,1.
В работе [15] рассмотрен приток жидкости к пологой скважине с учетом гидравлических и местных сопротивлений в стволе скважины на основе математической модели. Из рассчитанных профилей притока к пологому стволу скважины при различном числе перфорационных отверстий в скважине получено, что максимальная интенсивность притока наблюдается на краях ствола скважины, в середине ствола приток к перфорационным отверстиям минимален. Данная зависимость объясняется интерференцией перфорационных отверстий, которая имеет максимум именно в центре ствола скважины. Чем больше перфорационных отверстий, тем больше их интерференция и тем ниже интенсивность притока. В скважине расположенной у непроницаемой подошвы пласта, наблюдается снижение дебита к перфорационным отверстиям. Более того, сама величина дебитов перфорационных отверстий ниже соответствующих значений для скважины, расположенной в середине толщи пласта.