Организация процесса разработки залежей нефти при заводнении. Учебное пособие

разработку линз и приконтурных зон пласта, не участвовавших в процессе работы скважин основного фонда, предназначены резервные скважины второй категории. Эта категория скважин используется для регулирования процесса разработки в период отбора основных запасов нефти и на заключительном этапе разработки [28,32,33,34].

Если разработка объекта скважинами основного фонда протекает очень медленно, то для увеличения уровня текущей добычи нефти начиная с начального этапа бурятся резервные скважины третьей категории. Таким образом, скважины этой категории включают в процесс разработки те зоны пласта, где не обеспечиваются запланированные темпы отбора основным фондом. Если существующая система разработки не поддерживает необходимых темпов разработки, то резервный фонд скважин должен обеспечить во всех зонах запланированные показатели.

Конечной целью регулирования процесса разработки является достижение наиболее высокого КИН при высоких темпах добычи нефти из залежи за максимально возможный период времени. Считается, что при организации процесса разработки залежи нефти с заводнением одним из эффективных средств регулирования является бурение резервных скважин [58,25,24,72,65].

2. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ С ЗАВОДНЕНИЕМ

Основной задачей регулирования процесса разработки является обеспечение максимальной нефтеотдачи пластов при оптимальных затратах средств. Поэтому все мероприятия по регулированию процесса разработки должны быть направлены на интенсификацию выработки пласта и повышение нефтеотдачи. Под интенсификацией разработки следует понимать комплекс геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти за счет наиболее полного вовлечения в активную разработку всех запасов, предусмотренных проектом разработки месторождения. Методами повышения нефтеотда-

11

чи считаются методы разработки, обеспечивающие увеличение извлекаемых запасов выше проектных. Методы регулирования направлены на достижение проектной нефтеотдачи и содержатся в проекте разработки месторождения. Заводнение в настоящее время остается основным методом разработки месторождений. Однако по своим показателям заводнение не удовлетворяет промышленность по эффективности. Несмотря на развитие и модификации заводнения с законтурного к приконтурному, внутриконтурному, блоковому, очаговоизбирательному и площадному видам, необходимо существенно менять условия и технологии разработки. Принципы, направления и перспективы развития методов регулирования разработки нефтяных месторождений сформулированы М.Л. Сургучевым. Проблема регулирования разработки представляется автором как целенаправленное изменение условий дренирования продуктивных пластов. Необходимо так изменять условия разработки различных зон и участков залежи, чтобы получать оптимальные скорости фильтрации флюидов. В конечном счете, основной целью регулирования является организация мероприятий, обеспечивающих одну оптимальную скорость выработки всего нефтенасыщенного объема залежи [58,54,66,73].

М.Л. Сургучевым были сформулированы три принципа регулирования разработки залежи при заводнении. В соответствии с первым принципом отбор нефти необходимо производить там, где она сконцентрирована. Сложность геологического строения коллектора не гарантирует извлечение всей нефти скважинами, находящимися на значительном расстоянии от скопления углеродов. Практика разработки показывает наличие нефтенасыщенных зон вблизи полностью обводненных скважин. Даже имея значительный объем информации о строении залежи невозможно гарантировать отбор нефти из зон, удаленных от скважин. Добывающие и нагнетательные скважины необходимо бурить только в зонах скопления нефти. Второй принцип регулирования заключается в сокращении срока разработки менее проницаемых пластов. В основу регулирования залежей с неоднородными коллекторами положена интенсификация разработки низкопро-

12

дуктивных объектов, что является основой регулирования разработки нефтяных месторождений в целом. Третий принцип регулирования – это изменение направления фильтрационных потоков. Стационарные условия фильтрации флюидов при различных видах неоднородности коллектора приводят к образованию застойных зон, не охваченных воздействием рабочим агентом. Первым критерием, определяющим эффективность регулирования является работающая толщина пласта. Как правило, в добывающих скважинах она составляет 30–40 %, а в нагнетательных – немногим более 50 % толщины пласта. Например, в условиях Ромашкинского месторождения до 15 % объема залежей не вовлечено в процесс разработки. Только полная работающая толщина пласта как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах может обеспечить эффективное регулирование разработки месторождения. Вторым важным критерием эффективности регулирования является увеличение площади дренирования пластов. Необходимо таким образом разместить на площади неоднородного по простиранию пласта скважины, чтобы оставалось как можно меньше зон, не охваченных процессом разработки. Именно изменение направления фильтрационных потоков способствует решению этой задачи [9,8].

Существует два типа методов регулирования процесса разработки, из которых один называется статическим. К статическим относятся методы, которые невозможно изменить за короткий промежуток времени. Примером может служить система размещения скважин, которую можно изменить не более 1–2 раз в течение всего времени разработки залежи. Организовать такое изменение можно сменой местоположения скважин, бурением резервного фонда и т.п. Однако по экономическим соображениям этим вариантом широко пользоваться нельзя. В соответствии со вторым методом необходима организация дополнительной перфорации пласта или отдельных его интервалов, позволяющая увеличить охват воздействием рабочим агентом. Сюда входят также различные виды обработок призабойных зон скважин

[68,69,70].

13

Ко второму типу методов регулирования относятся динамические методы, которые можно часто повторять в течение процесса разработки. К ним относят изменение режима работы скважин, уровней отборов, объемов закачки, перенос фронта нагнетания, замену одних нагнетательных скважин на другие и т.д.

Существуют также методы регулирования, направленные на достижение текущих показателей, таких как текущая добыча, ограничение обводнения продукции скважин и т.д. Это регулирование практически не оказывает влияния на конечные показатели разработки.

Одним из вариантов улучшения эффективности разработки нефтяных месторождений с обширными водонефтяными зонами считается интенсивный отбор продукции из этих зон специальными скважинами. И только в последующем следует разобрать чисто нефтяные зоны залежи. Однако отрицательным результатом форсированного отбора из высокообводненных скважин является интенсивный расход пластовой энергии и рабочего агента. В то же время в нефтенасыщенной зоне пласта процесс разработки замедляется. При высокой неоднородности пластов исключение из действующего фонда скважин с небольшой обводненностью продукции также не рационально. Оставшимися скважинами не представляется возможным компенсировать значительные потери нефти в результате таких действий.

Остановка обводненных скважин, как правило, приводит к снижению их продуктивности. Практика показала целесообразность эксплуатации скважин с 80÷90 %- ной обводненностью непрерывно и на оптимальных режимах. При таком значении обводненности охват заводнением зоны дренирования скважины составляет 40÷50 %. В залежи остается значительное количество нефти. Извлечь оставшуюся нефть удаленными скважинами не представляется возможным. Причиной тому – ухудшение условий дренирования пласта из-за исключения из действующего фонда скважин с высокой обводненностью продукции [59,60,61,62].

Извлечение нефти частично обводненными скважинами не только не нарушает сложившуюся систему фильтрационных потоков, но

14

обеспечивает до конца процесса разработки объекта добычу остаточной нефти. Отечественной и зарубежной практикой нефтедобычи установлено активное влияние действующего высокообводненного фонда скважин на существующую систему разработки. Так, в США считается целесообразным отбирать продукцию из скважин с 90÷98 %- ной обводненностью. Безусловно, такие решения принимаются после тщательного анализа предшествующего периода разработки и моделирования перспектив на будущее.

Оптимальные условия регулирования вырабатываются для объекта разработки в целом, а также для наиболее характерных скважин. Необходимо учитывать изменение условий эксплуатации скважин на разных стадиях разработки. Только радикальные меры регулирования процесса разработки обеспечат в перспективе долгосрочную практику применения заводнения.

3. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ РАЗРАБОТКИ ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ИЗМЕНЕНИЕМ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ

Важнейшим условием повышения эффективности процесса разработки залежей нефти является организация комплекса мероприятий, способствующих увеличению охвата пласта заводнением при сокращении добычи попутной воды.

Неоднородность пласта по проницаемости определяется степенью охвата воздействием объекта разработки. Ее можно условно разделить на так называемую слоистую (расчлененность пласта) и зональную (изменение свойств по простиранию). Неоднородность пласта по проницаемости в условиях многопластовых объектов обеспечивает опережающую выработку высокопроницаемых пластов, Малопроницаемые же пласты и зоны только на поздней стадии разработки включаются в процесс, потому что выработка высокопроницаемых зон осуществляется опережающими темпами на начальной стадии, как и их обводнение. На поздней стадии разработки приток

15

нефти происходит из низкопроницаемых зон. Степень активности системы разработки также является определяющим фактором при оценке эффективности процесса заводнения. Такие технологические показатели, как сетка размещения добывающих и нагнетательных скважин на площади залежи и их количество, способствуют разновременной выработке элементов объекта. Элементом эксплуатационного объекта считается участок залежи, ограниченный рядом скважин и образующий блок или другие элементы системы площадного заводнения. Элементы могут различаться размерами, запасами и темпом их выработки. Наилучшим вариантом считается равноскоростная выработка всех элементов залежи. Поэтому целесообразна организация такой системы разработки, при которой применяемые технологии обеспечили бы равномерность текущего уровня добычи нефти на различных участках объекта. В этом случае необходимы мероприятия по сдерживанию темпов отбора из отдельных элементов с высокой скоростью выработки, возможно, даже до временного прекращения эксплуатации элемента. Если же отключение элемента вызывает затруднение, то на поздней стадии эксплуатации следует ожидать интенсивного поступления воды именно по этому элементу.

Различные темпы выработки отдельных элементов залежи можно представить как технологическую неоднородность залежи. Она оказывает значительное влияние на эффективность вытеснения нефти водой. Несогласованность в темпах выработки элементов залежи, в конечном счете, может привести к состоянию, аналогичному разработке объекта с высоковязкой нефтью. Разработка такого разбалансированного объекта невозможна без регулирования заводнения. Создание более активной системы заводнения в элементах с низкими отборами позволяет восстановить паритет выработки залежи в целом. Это может быть осуществлено внедрением организации очагового заводнения, разрезанием залежи, увеличением давления нагнетания, формированием блоковых систем, бурением резервных скважин [18,26,17,64].

Крупные блоки могут быть разрезаны на несколько меньших по размеру размещением нагнетательных скважин на менее продуктив-

16

ный пласт между скважинами эксплуатационных рядов. Закачка воды и отбор продукции при этом производятся из обоих пластов. Такая комбинированная блоковая система заводнения с повышенным давлением закачки в малопродуктивный пласт позволит интенсифицировать его выработку. Торможение разработки элемента с высоким темпом отбора менее выгодно, чем активизация разработки элемента с малым темпом отбора за счет интенсификации системы заводнения. Как правило, низкая проницаемость и сложная литология характерны для элементов с низким темпом отбора и низкой приемистостью нагнетательных скважин. Поэтому регулирование разработки таких элементов должно проводиться избирательно и только при наличии ухудшенных коллекторских свойств объектов.

Практикой разработки было установлено, что воздействие на хорошо проницаемую часть залежи приводит к значительному повышению темпа разработки объекта в целом, но в результате – к уменьшению нефтеотдачи пласта. Воздействие же на плохо проницаемую зону не обеспечивает необходимого уровня добычи нефти, но приводит к увеличению конечной нефтеотдачи. Таким образом, регулировать разработку зонально неоднородных объектов целесообразно системой заводнения. Отрегулировать систему разработки можно усилением системы заводнения в элементах с низким темпом отбора. Это позволит сократить добычу попутной воды и увеличить нефтеотдачу пласта. Однако, получив кратковременное увеличение добычи нефти за счет избирательного усиления системы заводнения элементов с высоким темпом разработки, можно в итоге не достичь запланированной величины коэффициента нефтеотдачи пласта. Это характерно для начальной стадии разработки объекта. На поздней стадии разработки увеличение темпа отбора из наиболее проницаемых элементов может и не обеспечить увеличения уровня отбора нефти, так как они могут быть уже выработаны. Регулирование разработки на поздней стадии воздействием на элементы с низким темпом отбора может существенно увеличить уровень отбора нефти [75,76]. Представление о степени неоднородности объекта, как правило, корректируется в процессе бурения и разработки в связи с получением дополнительной информации.

17

Метод использования резервных скважин для регулирования уровня добычи нефти должен обеспечить более высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. На практике же его предназначение заключается в обеспечении проектных показателей разработки при несоответствии их фактическим. Однако этот метод оказался недостаточно эффективным. Эффективность бурения резервных скважин снижается за счет интерференции скважин и экранирования рядами резервных скважин внутренних рядов. На практике обычно параллельно с бурением резервных скважин совершенствуют систему заводнения созданием очагов, дополнительным разрезанием, повышением давления нагнетания [52,39,49].

Все эти мероприятия требуют дополнительных затрат и времени. Поэтому при составлении проектного документа кроме резервных скважин необходимо проектировать дополнительный резерв мощности системы заводнения. Увеличение мощности системы заводнения может достигаться путем повышения ее интенсивности. В этом случае применяют как блоковые и площадные системы заводнения, так и высокие давления нагнетания. Применение интенсивных систем заводнения, как правило, не требует дополнительных капитальных затрат, так как общее число скважин на залежи не меняется, а варьируется лишь соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин. Суммарное же увеличение затрат здесь значительно меньше, чем за счет сгущения сетки скважин. Практикой разработки определена необходимая планируемая величина запаса производительности, которая составляет 30 %. Такая величина позволит обеспечить планируемый темп отбора даже в случае значительного ухудшения свойств пласта. Резерв добывных возможностей в перспективе позволит регулировать процесс разработки изменением направления фильтрационных потоков, перераспределением отборов жидкости, объемами закачки, общим отбором из залежи и т.д.

Проблемой, в значительной степени определяющей эффективность процесса разработки, считается сокращение объемов добычи попутной пластовой воды. Анализируя исторический опыт разработ-

18

ки месторождений Самарской области, можно сделать вывод, что большой интерес представляет опыт эксплуатации залежи нефти пласта Д-II Дмитриевского месторождения. При наличии запаса производительности в течение длительного времени удавалось существенно ограничивать добычу попутной воды. Пласт Д-II разрабатывался с 1955 по 1960 г. только разведочными скважинами. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1965 г. после полного разбуривания и освоения внутриконтурного заводнения. Разработка залежи осуществлялась такими высокими темпами, что уже к середине 1969 г. была отобрана половина извлекаемых запасов нефти при обводненности продукции не более 3 %. К 1970 г. отобрали уже 84,4 % извлекаемых запасов нефти при обводненности продукции, составляющей всего 16,8 %. Таким образом, практически без отбора больших объемов попутной воды были извлечены основные запасы нефти объекта. Оценка процесса добычи нефти в динамике показала, что на начальном этапе разработки фонтанирование скважин прекращалось при 8– 12 %-ной обводненности. Переход на глубинно-насосный способ эксплуатации приводил к резкому сокращению отборов. Высокая газонасыщенность и низкие динамические уровни значительно осложняли работу насосов. Сокращение фонда скважин по причине полной обводненности приводило к необходимости компенсировать потери отборами из фонтанных скважин в сводовой части залежи. Это привело к тому, что 30 % высокодебитных скважин обеспечивали 70 % отбираемой продукции, а 30 % малодебитного фонда – всего 1 %. Исключение обводненных скважин обеспечило небольшие объемы попутно отбираемой воды.

Исследованиями Б.Т. Баишева было установлено, что при малой степени обводнения продукции консервация добывающих скважин невыгодна. Следствием таких действий являлось интенсивное снижение текущей добычи нефти. Что касается нефтяной залежи пласта Д-II, то возможности перекладывания добычи нефти с обводненных скважин на безводные фонтанные были исчерпаны. Потребовалось значительно усилить систему внутриконтурного заводнения и приблизить фронт за-

19

качки к зонам отбора. Организация этих мероприятий определила динамику ограничения отбора попутной воды на последующий период разработки. Таким образом, существующая в то время система разработки за счет запаса производительности только частью фонда обеспечивала фактическую добычу нефти объекта [34,89].

В 1974 г. институтом «Гипровостокнефть» по результатам анализа вышеизложенных особенностей ограничения добычи попутной воды и регулирования системы разработки были предложены соответствующие рекомендации. Кроме того, одновременно исследовалось влияние аналогичных условий разработки на эффективность вытеснения нефти водой в пористой среде. С этой целью была проведена оценка КИП в промытой зоне, который составил 64 %, что значительно выше запланированного. Поэтому было рекомендовано продолжить внедрение мероприятий по ограничению добычи попутной воды консервацией скважин с небольшой обводненностью. Как правило, при организации системы ППД воду закачивали в нагнетательные скважины, расположенные в высокопроницаемой части пласта. В процессе изучения влияния зональной неоднородности и степени прерывистости на показатели процесса разработки пластов была выявлена максимальная надежность площадных и однорядных систем заводнения, в том числе при фактической степени неоднородности продуктивного пласта, значительно превышающей проектную величину, необходимый уровень добычи нефти, темп разработки и высокий КИН не будут получены. Для обеспечения проектного уровня добычи нефти необходимо значительно увеличить количество скважин или организовать интенсивную систему заводнения (однорядную или площадную). В условиях пластов с высокой прерывистостью однородная и площадная системы могут обеспечить такой же уровень добычи, как и пятирядная блоковая в пластах с низкой прерывистостью. Следовательно, одним из методов регулирования не только в начале разработки, но и на любой ее стадии является организация интенсивных систем заводнения [87,45,43].

20