Метод мощных взрывов

Метод подземных взрывов осуществляется с помощью термо­ядерных зарядов, помещаемых в нефтяные скважины. Основное его назначение — увеличение проницаемости за счет создания искусственной трещиноватости. Промысловые эксперименты и расчеты показывают, что с помощью мощных взрывов можно добиться значительного увеличения производительности скважин.

При оценке сферы эффективного применения новых методов воздействия на пласт целесообразно ориентироваться на следу­ющие геолого-промысловые факторы: глубина залегания объекта, тектонические особенности, пластовое давление; литолого-физические свойства пород, свойства нефти (вязкость, плотность, содер­жание парафина); условия залегания нефти, воды, газа и нефте-водонасыщеннорть коллекторов, стадия разработки (степень исто­щенности объекта), размещение скважин (плотность сетки сква­жин).

Глубина залегания, тектонические особенности. Глубина зале­гания объекта не ограничивает применение методов закачки ПАВ, ПАА, карбонизированной воды и обогащенного газа. Технико-экономические показатели методов закачки пара и горячей воды во многом зависят от глубины залегания объекта воздействия. С увеличением глубины растет давление, которое необходимо создать для нагнетания пара, потребное количество пара, потреб­ная мощность парогенераторов, увеличиваются потери тепла при нагнетании и т. п. Большинство проектов ВДОГ осуществлялось на объектах, расположенных на небольших глубинах (меньше 1000 м) по причинам того же порядка.

Глубинами около 1500 м ограничивалось применение закачки газа высокого давления, поскольку в залежах, приуроченных к небольшим глубинам (с небольшим пластовым и геостатическим давлениями), возможность создания высоких давлений лимити­руется опасностью разрыва сплошности пород и утечки газа. Разрывные тектонические нарушения также существенно ограни­чивают возможности эффективной закачки газа.

Литолого-физические свойства. Закачка воды с ПАВ, ПАЛ и СО2 может осуществляться в коллекторы различных типов с раз­личными коллекторскими свойствами и степенью геологической неоднородности. Однако эффективность такого воздействия в зна­чительной мере зависит от характера геологической неоднород­ности. Так, в слоисто-неоднородных пластах эффект от закачки воды с ПАВ, ПАА и СО2 сильно уменьшается.

Закачку газа высокого давления и сжиженного газа целесо­образнее осуществлять в пласты с низкой проницаемостью, где заводнение не дает необходимого эффекта.

При осуществлении термических методов, коллекторские свой­ства и неоднородность пластов также играют важную роль, по­скольку непроизводительные потери тепла в пласте возрастают с ухудшением этих свойств. Так, при мощности объекта воздей­ствия 6—10 м эти потери не превышают 20%; при мощности же менее 5 м они настолько высоки, что применение термических методов становится нецелесообразным. Чем выше пористость, тем больше нефть может быть нагрета и тем меньше потерь тепла (на нагрев самой породы) будет при термическом воздействии.

Свойства нефти. Закачка воды с ПАВ и закачка газа высокого давления по сравнению с обычным заводнением дает больший эффект при воздействии на объекты с маловязкой нефтью (не более нескольких сантипуаз) и высоким содержанием средних углеводородов. При разработке объектов с высоковязкой нефтью предпочтительнее закачка воды с загустителями ПАА или осуще­ствление термических методов. Так, например, закачку пара вы­годнее проводить, если нефть имеет вязкость в многие десятки сантипуаз.

Закачку горячей воды целесообразно предусматривать на на­чальной стадии разработки крупных объектов с высоко парафинистыми нефтями, т. е. в таких случаях, когда обычное заводнение может привести к охлаждению пласта и резкому повышению вяз­кости нефти вследствие выпадения значительных количеств пара­фина в твердую фазу.

Нефтенасыщешюсть и условия залегания нефти и газа. Эффек­тивность большинства из рассмотренных новых методов тем выше, чем выше нефтенасыщенность пластов. При очень низких значе­ниях нефтенасыщенности (на поздней стадии разработки) приме­нение новых методов воздействия на пласт может оказаться нецелесообразным. Это в первую очередь касается метода ВДОГ. Нагнетание газа высокого давления, обогащенного газа и сжижен­ного газа в истощенные пласты (с низкой нефтенасыщепностью) также малоэффективно. При наличии газовой шапки метод за­качки газа высокого давления осуществлять нецелесообразно, поскольку в этом случае неизбежны прорыв газа в газовую шапку и резкое снижение эффективности смешивающего вытес­нения.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ЗА РЕЖИМОМ ПРОВОДКИ СКВАЖИН

Геолог должен вести контроль за проведением всех видов исследовательских работ, предусмотренных в геолого-техниче­ском наряде:

1) замером кривизны ствола скважины с помощью инклино­метра через установленные интервалы;

2) промыслово-геофизическими исследованиями;

3) отбором керна в заданных интервалах;

4) качеством бурового раствора (путем отбора и исследования: проб);

5) испытанием герметичности эксплуатационной колонны;

6) вскрытием продуктивного пласта и т. д. Обязательным является контроль за появлением в буровом растворе признаков нефти и газа, а также отбор образцов для анализа.

Глинистый рас­твор должен удовлетворять следующим основным требованиям:

1) хорошо глинизировать стенки скважины, плотно закупо­ривая поры и трещины в породах;

2) не отфильтровывать в пласт значительного количества воды, что особенно важно при вскрытии продуктивного пласта;

3) образовывать на стенках скважины тонкую, почти непро­ницаемую плотную корку;

4) хорошо выносить с забоя частицы разбуренной породы, не давая им возможности осаждаться на забое при нарушении циркуляции, и легко очищаться от них в желобной системе на дневной поверхности.

Количество глинистого раствора или другой промывочной жидкости, закачиваемой в скважину за единицу времени, должно обеспечивать полное удаление с забоя и ^вынос на поверхность всех выбуренных частиц породы. Во время бурения должен быть организован круглосуточный контроль за изменением параметров глинистого раствора (плотностью, водоотдачей, стабильностью, содержанием песка и т. д.). Для этого на каждой бурящейся сква­жине должна быть переносная лаборатория или комплект необхо­димых приборов, а в конторе бурения,— стационарная лабора­тория.

Пробы глинистого раствора необходимо отбирать при его вы­ходе из скважины и в конце циркуляционной системы. Резуль­таты всех замеров показателей глинистого раствора заносятся в специальный журнал

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: