Организация процесса разработки залежей нефти при заводнении. Учебное пособие

микроэмульсий с содержанием 10, 20, 30 и т.д. мас.% керосина и далее – через каждые 10 мас.% до содержания керосина, равного 90 мас.%. При фиксированном содержании керосина в МЭ для них определялась растворимость в керосине и воде. Микроэмульсия считается стабильной при отсутствии признаков расслоения. Улучшение вязкостных свойств микроэмульсий, их подвижности в породах пластов, а также более эффективное поглощение мицеллярным раствором нефти достигается за счет введения в их состав большего количества спирта и поверхностно-активных веществ. В качестве спирта использовался изобутиловый спирт (ИБС).

Для получения микроэмульсий использовались полиэтиленполиамины (ПЭПА), которые имеют следующие свойства: молекулярная масса 144; массовая доля общего азота 31 %; массовая доля третичных аминогрупп 6,6 %; массовая доля кубового остатка, кипящего выше 200 ° С, – 69,6 %. Использовалась олеиновая кислота ОК) со следующими свойствами: молекулярная масса 282,5; температура плавления от 13,4 до 16,3 ° С; температура кипения 225-226 ° С, плотность при 20 ° С – 891 кг/м3. Изобутиловый спирт (ИБС – содетергент)

– бесцветная жидкость с характерным спиртовым запахом; молекулярная масса 74,12; температура кипения 107,8 ° С; растворим в этиловом спирте и диэтиловом эфире в любых соотношениях.

Таблица 1

Состав микроэмульсий на основе полиэтиленполиаминов (ПЭПА), олеиновой кислоты (ОК), изобутилового спирта (ИБС), воды и керосина

Содержание компонентов в МЭ, масс. %

41

По результатам лабораторных исследований были разработаны рецептуры водных МР. Низкая концентрация ПАВ в водных мицеллярных растворах позволяет считать их наиболее перспективными для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов.

Исследования показали, что использование мицеллярных растворов для вытеснения остаточной нефти из неслоистых образцов позволяет достичь 100 %-ного извлечения при размерах оторочки, равных 5 %. Технология с МР незначительно отличается от обычного заводнения за исключением оборудования для подготовки раствора.

I. Для извлечения нефти предлагается мицеллярный раствор, содержащий от 0 до 90 мас.% керосина. При доле керосина до 70 % образуется эмульсия типа «масло в воде» (внешняя фаза водная), при более высоком содержании керосина – это эмульсии типа «вода в масле» (внешняя фаза углеводородная).

Содержание компонентов в МР по составу изменяется в следую-

но-активное вещество, спирт, керосин и вода. Отличие его в том, что в качестве поверхностно-активного вещества введен продукт нейтрализации олеиновой кислоты (ОК) полиэтиленполиаминами (ПЭПА), взятыми в соотношении ОК:ПЭПА=2,0:1,0, а в качестве спирта – изобутиловый спирт при соотношении компонентов, мас.%:

Полиэтиленполиамины 0,83…8,33

42

III. Для повышения эффективности мицеллярных растворов применительно к карбонатным коллекторам в институте «Гипровостокнефть» был создан водный мицеллярный раствор.

Мицеллярный раствор, состоящий из сульфоната ВНИИПАВ с массовой концентрацией 27 %, неионогенного ПАВ ОП-10 (1 %) и соленой воды (96 %), обеспечивал полное (100 %-ное) вытеснение остаточной нефти из заводненных моделей коллекторов.

Мицеллярные растворы, или эмульсии с улучшенными свойствами, получают при совместном применении анионактивных и неионогенных эмульгаторов. Одной из разновидностей эмульсий являются коллоидные дисперсии, в которых молекулы минерального масла включены в мицеллы эмульгатора. При растворении их в воде образуются прозрачные водные мицеллярные растворы [96,97,98,99].

7.РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

ВНЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Освоение различных систем заводнения обеспечило значительное увеличение нефтеотдачи пластов. Однако даже несмотря на самые благоприятные геолого-физические условия, современные технологии могут обеспечить величину нефтеотдачи только в диапазоне 50÷60 %. Заводнение есть и в обозримом будущем останется основным способом интенсификации разработки нефтяных месторождений. При составлении перспективных планов добычи нефти метод заводнения является наиболее эффективным, способствующим выполнению главных задач отрасли. Сложнейший технологический процесс, протекающий при изменяющихся во времени условиях, невозможно отследить визуально. Только при эффективном регулировании процесса можно получить качественную информацию о разработке месторождения и тем самым обеспечить высокую конечную нефтеотдачу.

При вытеснении нефти водой увеличение нефтеотдачи пласта можно организовать одним из гидродинамических методов, направленных на создание неустановившегося процесса вытеснения. Изме-

43

нение направления фильтрационных потоков как гидродинамический метод действует весьма эффективно, изменяя охват пласта заводнением и градиенты давления в различных зонах пласта. Важными факторами, влияющими на эффективность изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП), являются: направления движения закачиваемой воды в пласте, неоднородность коллектора, физические свойства нефти и воды, зависимость водонасыщенности от прокачанного объема рабочего агента и др. Метод может применяться как на начальной стадии, так и при отборе основных запасов нефти залежи.

Распределение объемов закачиваемой воды должно осуществляться пропорционально остаточной нефтенасыщенности в невыработанных зонах пласта. Как правило, при существующей системе разработки объекта это не приводит к осложнениям.

Для оценки эффективности различных вариантов разработки было проведено гидродинамическое моделирование. Оценивалась величина водонасыщенности объекта при отсутствии ИНФП, с ИНФП на 90° при равномерном распределении объемов закачиваемой воды и с ИНФП на 90°, когда объемы закачиваемой воды были пропорциональны оставшимся зонам нефтенасыщенности. Использовались кривые фазовых проницаемостей и соотношение вязкости воды и нефти.

Было установлено, что ИНФП приводит к увеличению текущего значения водонасыщенности при неравномерном распределении закачиваемой воды, а это наиболее эффективно для извлечения высоковязких нефтей. Моделирование ИНФП в зонально неоднородной по проницаемости залежи подтвердило максимальную эффективность метода в момент прорыва воды в ряды добывающих скважин. Процесс вытеснения нефти водой моделировался при постоянном перепаде давления. Отключение скважин в рядах проводилось при 95 % обводненности. Насыщенность зон залежи изменялась в соответствии с кривыми фазовых проницаемостей и объемов фильтрующейся жидкости. При начальном варианте системы заводнения были выделены зоны, не охваченные процессом. Для вовлечения в разработку застойных зон рассматривались три варианта ввода дополнительных

44

разрезающих рядов нагнетательных скважин. Прокачанные объемы жидкости соответственно вариантам были равны 0,8; 1,3; 1,8 от объема пор пласта. Оценивалась динамика основных технологических показателей разработки в зависимости от относительного объема прокачанной жидкости при начальной системе воздействия и для трех вариантов после ИНФП.

Анализировалось отношение текущего дебита жидкости и нефти к максимальному, динамика нефтеотдачи, коэффициенты охвата и доли нефти в потоке жидкости. Наилучшие показатели соответствовали первому варианту, а наихудшие – третьему.

Максимальное увеличение нефтеотдачи было получено при моделировании первого варианта за счет организации ИНФП, причем на начальных этапах разработки. Увеличение охвата залежи воздействием и включение недренируемых зон обеспечило максимально возможную полноту выработки запасов с сокращением времени разработки объекта.

По условиям моделирования все скважины вводились в эксплуатацию одновременно. В реальности, на практике, ввод скважин происходит постепенно, в зависимости от условий разработки, геологофизической характеристики пласта, последовательности и темпа ввода. Эффект от ИНФП будет наиболее ощутимым, если внедрение технологии начать с ранее разрабатываемых участков.

Месторождения, расположенные на территории Самарской области, характеризуются разнообразным и сложным геологическим строением. Широкий диапазон слоистой и зональной неоднородности в комплексе с периодическим характером закачки воды позволил осуществить метод ИНФП на пластах А4 и Б2 Покровского месторождения. Несмотря на сложные условия, характерные для третьего этапа разработки, такие как прогрессирующее обводнение и резкое снижение добычи нефти, организация ИНФП обеспечила увеличение объемов закачиваемой воды и перераспределение пластового давления. Следствием изменения кинематики потоков явилось изменение водонефтяного фактора пласта А4, который уменьшился с 5,4 до 3,6, а обводненность продукции снизилась с 83 до 76 %.

45

ИНФП изменило кинематику фильтрационных потоков за счет периодического сокращения объемов закачиваемой воды в дополнительно созданные ряды нагнетательных скважин. Эффективность метода оценивалась по характеристикам вытеснения нефти водой. Для залежей нефти, длительное время находящихся в разработке, наиболее достоверный результат показывает зависимость отношения накопленной добычи жидкости к нефти от накопленного объема воды, а также отношение водонефтяного фактора к накопленному объему воды от накопленного объема добытой нефти.

Оценка эффективности мероприятия показала, что из пласта А4 дополнительно было получено более 200 тыс. т, а из пласта Б2 –

300тыс. т нефти.

Технология ИНФП апробировалась на Алакаевском (пласт А4),

Радаевском (пласты Б2 и С1), Дмитриевском (пласты СIII и СIV), Якушкинском (пласты А3+А4), Дерюжеском (пласт ВI), Сосновском (пласт ВI), Мухановском (II, III объекты), Кулешовском (пласты А3, А4) месторождениях.

Наибольшая эффективность отмечалась при неравномерном распределении объемов закачиваемой воды, повышенной слоистой и зональной неоднородности пластов с высоковязкой нефтью, а также при организации ИНФП на начальном этапе отбора основных запасов нефти объекта разработки.

На завершающей стадии разработки при высокой обводненности продукции рекомендуется изменять направление фильтрационных потоков за счет остановки высокообводненных скважин на 3-6 месяцев. Это в первую очередь касается скважин, расположенных вблизи рядов нагнетательных скважин, что позволит форсировать отборы жидкости на удаленных от линии нагнетания участках.

В процессе составления проектов и технологических схем разработки необходимо рассматривать метод ИНФП как один из вариантов повышения эффективности извлечения нефти [1,2,22,37,53,59].

46

8.СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНЫХ ОБЪЕКТОВ

ВУСЛОВИЯХ ЗАВОДНЕНИЯ

Условия, при которых система разработки месторождения считается рациональной, заключаются в оптимальном соотношении полноты выработки запасов нефти и времени эксплуатации объекта. Если с момента ввода залежи в эксплуатацию поддерживается неоправданно высокий темп отбора, что практически всегда приводит к интенсивному обводнению продукции скважин, то в перспективе следует ожидать как снижения текущей добычи нефти, так и отсутствия реальной возможности получить проектную величину конечной нефтеотдачи (КИН). Низкий темп отбора продукции приводит к увеличению срока разработки, что также не отвечает критериям рациональности. Только оптимальный баланс вышеназванных условий может обеспечить запланированный КИП.

Существующие системы разработки делятся на две группы. К первой группе относят объекты, которые разрабатывают одновременно, сразу же после их разбуривания. Многопластовые объекты разрабатывают одновременно в соответствии со следующими вариантами. По первому варианту раздельная разработка осуществляется самостоятельной сеткой скважин для каждого пласта. Совместная разработка нескольких объектов одной сеткой скважин соответствует второму варианту. В случае оборудования добывающих скважин установками для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), а нагнетательных – для одновременно-раздельной закачки воды разработка объектов проводится по третьему – совместно-раздельному варианту.

Положительным фактором для первого варианта является надежный контроль процесса разработки за счет установления индивидуальных оптимальных режимов работы скважин и всей залежи независимо от других объектов. В то же время необходимость содержания большого фонда скважин значительно увеличивает капитальные затраты, что снижает рентабельность разработки. Совместная разработка объектов за счет приобщения пластов позволяет поддерживать вы-

47

сокие текущие уровни добычи при запланированном количестве скважин. Однако сложности, связанные с регулированием разработки, в этом случае могут привести к ухудшению показателей процесса. С точки зрения эффективности организация разработки многопластового объекта в соответствии с третьим вариантом наиболее предпочтительна. Путем обеспечения преимуществ предыдущих вариантов и исключения их недостатков достигаются плановые показатели процесса разработки. Тем не менее существуют условия, затрудняющие внедрение, казалось бы, оптимального варианта. Эти условия связаны с недостаточной надежностью технологического оборудования, которое не в полной мере соответствует поставленным задачам. Что касается последовательной системы разработки многопластовых объектов, то они, как правило, разрабатываются с помощью индивидуальных сеток скважин.

Практика разработки многопластовых объектов показала целесообразность сочетания всех вышеперечисленных вариантов. Кроме того, объединение в один объект пластов, значительно отличающихся по коллекторским свойствам, приводит к опережающей выработке высокопродуктивных залежей.

В конечном счете совместная эксплуатация нескольких продуктивных пластов в одном объекте приводит к организации последовательной системы разработки каждой залежи. При оценке условий эффективного применения совместной или раздельной эксплуатации важной задачей является выбор объекта разработки.

Геологическим элементом считается пласт, который может быть коллектором или неколлектором. Пласт может быть представлен пропластками, состоящими из различных пород. Объектом разработки считается один или несколько пластов, имеющих гидродинамическую связь и надежную изоляцию кровли и подошвы.

Реализуя запланированную систему разработки, крупные объекты делят на блоки разрезающими рядами нагнетательных скважин. Эксплуатационный объект может состоять из одного или нескольких элементарных объектов (блоков). Основным критерием оптимальности си-

48

стемы разработки является обеспечение заданных темпов добычи нефти при минимальных затратах и возможно высокой нефтеотдаче.

Рассчитывая технико-экономические показатели различных вариантов разработки, представляющих сочетания элементарных блоков в объекте эксплуатации, выбирают оптимальный вариант. Если рассматривать метод разработки месторождения с заводнением, то основными параметрами, влияющими на динамику технологических показателей, являются: эффективная нефтенасыщенная толщина пластов, начальная нефтенасыщенность, проницаемость, прерывистость, количество пропластков, вязкость нефти и закачиваемой воды, коэффициент вытеснения нефти водой, применяемая система разработки.

При расчетах вариантов принятой системы разработки могут планироваться различные сетки скважин. Производительность скважин определяется гидропроводностью пласта. Темпы обводнения продукции скважин зависят от соотношения вязкости нефти и воды, а также от неоднородности коллектора. КИН определяется величиной коэффициента вытеснения, который зависит от проницаемости, пористости, прерывистости и коэффициента охвата залежи воздействием, т.е. системы разработки. Важным условием объединения элементарных объектов является равенство средних значений вышеперечисленных параметров. Кроме того, существует еще одно условие – это идентичность распределения параметров по площади залежи. Весьма маловероятно, чтобы полностью совпадали карты проводимостей объектов. Это значит, что объединение может привести к быстрому обводнению добываемой продукции, извлечению больших объемов воды по сравнению с раздельной эксплуатацией. Неоднородность объекта увеличивается даже тогда, когда объединяются, казалось бы, идентичные по средним параметрам элементарные объекты.

Для характеристики сложности строения и степени неоднородности элементарного объекта используются такие понятия, как функция распределения, среднее значение, дисперсия и коэффициент вариации проницаемости, эффективной толщины, пористости и начальной нефтенасыщенности.

49

Проницаемость и эффективная толщина для большого количества залежей подчиняются функции распределения, полученной преобразованием распределения Максвелла. Объект обладает случайной неоднородностью, если распределение основных его параметров представляет собой вышеназванное распределение. Если в объекте выделяется несколько типов пород со средними значениями параметров, то такое распределение считается неоднородным. Объекты, имеющие одинаковое значение функции распределения, обводняются значительно быстрее, чем каждый в отдельности. Если характеризовать сложный объект только одной функцией распределения проницаемости, возникает риск получения недостоверных прогнозных результатов моделирования процесса разработки. Поэтому для определения достоверных значений предела изменения коэффициента проницаемости к функции распределения необходимо добавить значение корреляции проницаемости по объектам в одной и той же скважине. С помощью функции распределения также определяется диапазон изменения дебитов скважин.

В некоторых случаях целесообразно ограничить отбор из высокопродуктивного пласта, увеличив его из низкопродуктивного. Эти условия можно реализовать только при раздельной эксплуатации элементарных объектов. При их объединении в некоторых скважинах в одном элементарном объекте может быть вскрыт высокопродуктивный, а в другом – низкопродуктивный коллектор. Если ограничить отбор из высокопродуктивного, то это приведет к аналогичному ограничению и из низкопродуктивного. Таким образом, создаются условия, ограничивающие отбор из малопродуктивных объектов, что препятствует возможности увеличения дебитов скважин.

Объединение элементарных объектов оказывает влияние на характер обводнения и конечную нефтеотдачу. Положительным фактором объединения является некоторое увеличение нефтеотдачи за счет сгущения сетки скважин, а отрицательным – тот факт, что увеличение неоднородности в целом объекта будут выше, чем каждого в отдельности. Большое значение при объединении элементарных объектов приобре-

50