Организация процесса разработки залежей нефти при заводнении. Учебное пособие

заменены горизонтальными. Во втором все добывающие скважины – горизонтальные. В третьем варианте пятирядная система переведена в однорядную с ГС. В четвертом применялась площадная система заводнения с увеличением общего числа скважин на пять единиц по сравнению с предыдущим вариантом. Наименьшая нефтеотдача соответствовала базовому варианту. Наилучшие показатели разработки получены в случае вариантов с площадным заводнением. Улучшенные характеристики вытеснения имели место в многорядных системах с максимальным числом ГС. Наиболее предпочтительна с точки зрения темпа выработки запасов однорядная площадная система. В начале процесса разработки целесообразно применять многорядные системы заводнения с ГС. Анализ вариантов разработки месторождений с применением ГС различной длины (300÷1500 м) показал наибольшую эффективность при длине горизонтального ствола до 600 м. Дальнейшим развитием проекта с ГС считается организация системы разветвленных скважин. Практическое применение ГС требует выявления связи ее дебита с длиной горизонтального ствола, толщиной вскрытого интервала, расстоянием от нижней точки ствола до ВНК, числом пересечений горизонтальным стволом продуктивных пропластков, депрессией на пласт, дебитом рядом расположенных вертикальных скважин.

Для увеличения нефтеотдачи пластов с зонами выклинивания предлагается нагнетательные скважины размещать в непосредственной близости от линий выклинивания, а горизонтальные стволы добывающих – параллельно этим линиям. Закачкой рабочего агента повышают пластовое давление на 5÷10 % выше начального, что обеспечивает равномерность и полноту вытеснения нефти от зоны выклинивания к ГС. Предлагается технология совершенствования вскрытия пласта ГС организацией поинтервальных ОПЗ с целью создания на горизонтальном стволе каверн-накопителей. Начиная с конца ствола воздействием соляной кислотой формируется ряд каверн в направлении к началу ствола. Каждую последующую каверну создают после снижения дебита в предыдущей до начальной величины. Таким обра-

61

зом, вокруг ствола путем образования каверн создается зона накопления нефти, приводящая к увеличению нефтеизвлечения.

Технология разработки многопластового с неоднородными коллекторами месторождения включает следующие этапы. Начинают разбуривать объект вертикальными скважинами по разряженной сетке. Затем, уплотняя сетку вертикальных скважин, бурят на каждый пласт ГС таким образом, чтобы начало и конец горизонтального ствола находились на одинаковом расстоянии от забоя вертикальной нагнетательной скважины. Длина горизонтального ствола должна не менее чем на 70 % перекрывать фронт вытеснения нефти рабочим агентом. Такая схема размещения обеспечит равномерную выработку каждого из пластов и повысит КИН.

Продуктивность ГС выше продуктивности вертикальных за счет увеличения площади дренирования более чем в три раза. Значительными преимуществами перед ГС обладают разветвленные горизонтальные скважины (РГС). Разработка низкопроницаемых неоднородных карбонатных коллекторов башкирских и турнейских отложений Татарстана показала, что только одна РГС с 5÷6 стволами за один год дополнительно дает около 25 тыс. т нефти. Недостаточно высокая эффективность одиночного горизонтального ствола связана с невысокой точностью попадания в нефтенасыщенный пропласток из-за отклонения реальной траектории ствола от проектного направления. Кроме того, в отличие от одиночного ствола, несколько стволов охватывают воздействием значительный нефтенасыщенный объем залежи. Важную роль играет и неоднородность трещинно-поровых карбонатных коллекторов. Следствием разработки залежей нефти с заводнением является обводненность коллекторов, которая характерна не только для Татарстана, но и для всего Среднего Поволжья.

Наиболее крупные нефтяные месторождения, некогда определявшие уровень добычи Самарской области, в настоящее время находятся на завершающей стадии разработки. Некоторая часть находящихся в разработке объектов расположена в санитарно-защитных и природоохранных зонах. Вновь открытые месторождения содержат

62

запасы нефти, относящиеся к категории трудноизвлекаемых. К факторам, осложняющим процесс разработки объектов, необходимо отнести проблемы, связанные с неоднородными низкопроницаемыми коллекторами, где сконцентрирована большая часть запасов, и высоковязкой нефтью. Разработка практически всех залежей нефти региона осуществляется в условиях водонапорного режима. При разработке с заводнением в течение безводного периода извлекается очень маленькая доля запасов, но отбираются огромные объемы попутно добываемой воды. Высокая вязкость нефти в пластовых условиях определяет низкие дебиты скважин, высокую степень обводнения продукции и низкие значения конечного КИН. Неоднородность пласта по проницаемости при наличии вязкостной неустойчивости фронта вытеснения способствует увеличению скорости движения воды по высокопроницаемым пропласткам. При реальных скоростях вытеснения вязкостная неустойчивость влияет на нефтеотдачу значительно больше, чем неоднородность пласта. В результате исследований, проведенных различными авторами, было установлено, что нефти повышенной вязкости обладают неньютоновскими свойствами. Это может привести к дополнительным осложнениям при разработке нефтяных залежей. Разбуривание месторождений с ТРИЗ может оказаться экономически нецелесообразным, если их разрабатывать вертикальными скважинами. Даже проектируя плотную сетку скважин (8÷15 га/скв.), как показывают расчеты, добиться рентабельности не удается.

Чтобы в какой-то степени рационально осуществлять разработку залежей в таких сложных условиях, предлагается ряд рекомендаций. Для разработки участков залежи с высокой остаточной нефтенасыщенностью рекомендуется отрезать водонефтяные зоны нагнетательными скважинами, закачивать пластовую воду вместо пресной для нивелирования вязкостной неустойчивости. В том числе, если нефтенасыщенный объем залежи находится в купольной части месторождения, высоковязкую нефть следует отбирать вертикальными скважинами без ППД. Эта рекомендация дается только для залежей с небольшими запасами. Как было установлено соответствующими ис-

63

следованиями, перспективным методом является переход на новые системы разработки. Только применение различных видов горизонтальных скважин обеспечивает значительно большую поверхность вскрытия пласта по сравнению с вертикальными. Наибольшая степень охвата неоднородного пласта дренированием наблюдается при наличии зон повышенной проницаемости. Примером эффективного применения ГС в Самарской области считается бурение трех скважин (№№ 37,55,58) на пласт СI (Б2) бобриковского горизонта Озеркинского месторождения. Пласт представлен терригенным коллектором, залегающим на глубине 1380÷1400 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 10,8 м. Пористость – 0,221÷0,229, проницаемость изменяется от 0,794 до 2 мкм2. Вязкость нефти составила 41,8÷58 мПа·с в пластовых условиях. Основанием для организации ГС явилось отставание фактических показателей разработки от проектных значений. Так, фактические величины среднесуточных дебитов нефти были ниже запланированных. Для получения запланированного коэффициента нефтеизвлечения (КИН) было решено применить новую на тот период времени (1995 год) технологию бурения горизонтальных скважин. Разместить горизонтальный ствол (скв. № 37Г) планировалось в зоне с максимальной нефтенасыщенной толщиной пласта. В результате опробования и дальнейшей эксплуатации ГС № 37 было принято решение о бурении еще двух горизонтальных скважин №№ 55Г и 58Г. Убедительные результаты эксплуатации скв. № 37Г, продуктивность которой в 8,8 раза превышала рядом расположенные вертикальные, должны были обеспечить выработку запасов нефти восточной части западного купола пласта СI (Б2). За период 1995÷1997 гг. было пробурено три скважины (№№ 37Г, 58Г, 55Г) в соответствии с рабочим проектом. Технология бурения вертикальных частей стволов в интервале 260÷1200 м осуществлялось стандартными компоновками бурильного инструмента. Бурение наклонно направленной и горизонтальной части стволов осуществлялись специальными компоновками отечественного производства с использованием гидравлического забойного двигателя ОШ-

64

172 в соответствии с согласованными с НГДУ профилями. Горизонтальные участки стволов скважин по продуктивному пласту:

скв. № 37Г – 212 м; скв. № 58Г – 175 м; скв. № 55Г – 179 м. По ре-

зультатам освоения скважин определялся коэффициент продуктивности, который составил по скв. № 37Г – 164 м3/сут.МПа; скв. № 58Г – 300 м3/сут.МПа; скв. № 55г – 333 м3/сут.МПа. Для сравнения: в скважинах, законченных строительством по обычной технологии (вертикальных), коэффициент продуктивности составил: скв. № 9 – 9,2м3/сут.МПа; скв. № 13 – 46 м3/сут.МПа; скв. № 17 – 19 м3/сут.МПа. Полученный технологический и экономический эффект от эксплуатации горизонтальных скважин оправдывает превышение стоимости строительства ГС над вертикальными. Скважиной № 37Г, введенной в 1995 году, за 360 суток было отобрано 27464 т нефти (среднесуточный дебит 42,25 т). Скважиной № 55Г, введенной в эксплуатацию в 1997 году, за 164 суток добыто 8471 т нефти при среднесуточном дебите 51,56 т. Окупаемость ГС составила 0,66 года при средней окупаемости ВС 1,57 года.

Опыт, приобретенный при строительстве и эксплуатации ГС на Озеркинском месторождении, показал целесообразность бурения наклонно направленных и горизонтальных стволов скважин. Подтвержден вывод об увеличении текущих дебитов ГС в 4-5 раз по сравнению с вертикальными скважинами. Для получения положительных результатов от внедрения проектов с ГС необходим правильный выбор объектов эксплуатации [76, 77, 78, 79].

В настоящее время из 36 скважин с горизонтальными стволами, находящихся на балансе ОАО «Самаранефтегаз», нефтяные залежи в терригенных коллекторах разрабатываются 24 скважинами, а в карбонатных – 12- ю. Многолетний опыт эксплуатации скважин с горизонтальными стволами показал значительное большую их продуктивность по сравнению с рядом расположенными вертикальными. Практика разработки залежей нефти свидетельствует также о том, что производительность скважин, вскрывших терригенные пласты, выше, чем скважин, пробуренных в карбонатных залежах.

65

С учетом такой характерной особенности карбонатных коллекторов, как высокая неоднородность по проницаемости, вполне справедливы выводы об определенных дополнительных сложностях при извлечении из них нефти. Залежи нефти в карбонатных коллекторах относят к категории трудноизвлекаемых запасов. К факторам, осложняющим процесс разработки таких залежей, относят и вязкостную неустойчивость при разработке объектов с заводнением. Так, диапазон изменения вязкости нефти в карбонатных коллекторах составляет от 5,59 до 118 мПа·с, а в терригенных – от 2,43 до 93,3 мПа·с. Обводненность продукции скважин, вскрывших карбонатный коллектор, – от 24 до 75 %, а терригенный – от 18 до 98 %.

Длину горизонтального ствола следует отнести к факторам, определяющим продуктивность скважин. В карбонатных коллекторах длина горизонтальных стволов изменяется от 187 до 285 м, а в терригенных – от 201 до 348 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пластов с карбонатным коллектором – 13÷303,4 м; с терригенным – 4,2÷300 м. Для выработки обоснованных рекомендаций при эксплуатации нефтяных залежей скважинами с горизонтальными стволами необходим всесторонний анализ параметров их работы в динамике. С увеличением количества информации качество прогноза эффективности процесса разработки различных объектов скважинами с горизонтальными стволами значительно повышается.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Несмотря на то, что разработка нефтяных месторождений в основном осуществляется с применением метода заводнения, остается много нерешенных проблем, связанных с его реализацией. Под понятием «регулирование» подразумевается широкий круг вопросов, ответы на которые до сих пор не найдены. Информация на начальном этапе разработки объекта весьма ограничена из-за отсутствия результатов различного вида исследований. Только с течением времени, по

66

мере накопления промысловой информации, уточняются первоначальные характеристики объекта разработки. Накопленная информация используется в проектных документах, где анализируется предшествующий период разработки и выдаются рекомендации на перспективный период. Разрабатываются предложения по регулированию процесса разработки, как правило, с использованием различных геолого-технических мероприятий. В технологических схемах и проектах разработки обосновывается оптимальный комплекс мероприятий по добыче нефти, определяются метод и система разработки, степень воздействия, средства интенсификации, их объемы, последовательность реализации системы разработки.

Показатели разработки и принятые технологические решения зависят от геологического строения залежи, распределения запасов нефти в объеме пласта, гидропроводности различных участков объекта и т.д. Виды геолого-промысловых исследований должны соответствовать стадиям разработки залежи. Несовпадение фактических показателей процесса с оптимальными значениями корректируются в анализах разработки. В этих документах проводится периодическое сопоставление расчетного и фактического проведения системы разработки и выбирается комплекс технико-технологических мероприятий, позволяющих поддерживать запроектированные показатели. Комплекс мероприятий, необходимых для приведения системы в оптимальное состояние, и является регулятором процесса разработки нефтяного месторождения. Объем этого комплекса мероприятий зависит от полноты и точности учета реальных условий добычи нефти из залежи. Целесообразно создание таких систем, когда требуется минимальное вмешательство в процесс разработки. Эти требования могут быть обеспечены только современным математическим моделированием процесса на базе большого количества реальных условий разработки залежей нефти. Поскольку около 40 % запасов нефти не вовлекается в процесс разработки залежей нефти при заводнении, применение методов, направленных на их извлечение, является вполне обоснованным. Необходимость внедрения технологий,

67

направленных на увеличение охвата пласта воздействием и повышение коэффициента вытеснения, не вызывает сомнения.

Применение гидродинамических, физико-химических, тепловых и газовых методов повышения нефтеотдачи практикуется как в мировой, так и в отечественной практике добычи нефти. Определяющим эффективность методов повышения нефтеотдачи является соответствие свойств рабочих агентов критериям их применимости. Очень важной с точки зрения эффективности любого метода является правильность выбора объекта воздействия.

Технологии повышения нефтеодтачи могут внедряться как в совокупности с заводнением, значительно улучшая показатели процесса, так и самостоятельно, используя свой потенциал. Ограничение добычи огромных объектов попутно добываемой воды при заводнении, а также увеличение количества дополнительно добываемой нефти обеспечивают технологии воздействия не только на залежь в целом, но и на призабойную зону скважин.

Большое количество нефтяных месторождений в настоящее время находится на завершающей стадии разработки. Практически все они разрабатываются с заводнением. Высокая обводненность, сложность геологического строения объектов, вязкие и высоковязкие нефти усложняют извлечение остаточной нефти. Особого внимания требуют многопластовые месторождения с залежами нефти в неоднородных коллекторах.

Организация мероприятий, направленных на оптимизацию существующих систем разработки и повышение достигнутого коэффициента нефтеотдачи, становится первостепенной задачей отрасли наряду с разработкой вновь открываемых месторождений. Не исключая применение заводнения как наиболее изученного и апробированного метода, целесообразно на его базе продолжить исследования по созданию новых технологий. Проблема доизвлечения остаточной нефти также не должна остаться без внимания. Современное промысловое и лабораторное оборудование позволяет решить поставленные задачи, основной из которых является увеличение коэффициента нефтеотдачи.

68

Перспективной технологией повышения нефтеотдачи пластов является организация бурения горизонтальных скважин. Использование горизонтальных стволов не только для извлечения углеводородов, но и в качестве нагнетательных, позволяет значительно увеличить продуктивность добывающих скважин и охватить воздействием возможно больший нефтенасыщенный объем залежи.

С использованием зарубежного и отечественного опыта эксплуатации ГС, особенно при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти, разработаны технологии позволяющие разрабатывать залежи в различных условиях. Однако для повышения рентабельности освоения низкопродуктивных месторождений горизонтальными скважинами необходим переход на принципиально новые системы разработки месторождений.

69

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Атанов Г.А. Определение водонасыщенности при изменении направления вытеснения нефти водой. НТС ВНИИнефть. – М.: Недра, 1971. – № 240.

2.Бочаров В.А., Сургучев М.Л. Исследования влияния изменения направления фильтрационных потоков на показатели разработки нефтяного месторождения. НТС ВНИИнефть. – М.: Недра, 1974. – № 49.

3.Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат,

1963. – 274 с.

4. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. – М.: Недра, 1970. – 203 с.

5.Пермяков И.Г. О целесообразности разработки нефтяных месторождений при высоких темпах извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. – 1961. –

№6. – С. 33-38.

6.Амелин И.Д. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии.

– М.: Недра, 1994. – 308 с.

7.Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1976. – 216 с.

8.Саттаров М.М., Сабиров И.Х. Пути увеличения коэффициента нефтеотдачи. – Уфа: Башкнигоиздат, 1969. – 104 с.

9.Девликамов В.В. Влияние градиента давления на вытеснение нефти с

аномальными свойствами // Нефтяное хозяйство. – 1981. – № 3. – С. 48-50.

10.Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. – М.: Недра, 1973. – 238 с.

11.Ковалев В.С., Житомирский В.М. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения. – М.: Недра, 1976. – С. 184-226.

12.Аширов К.Б. (и др.) Результаты закачки флуоресцеина в нефтяную за-

лежь пласта А4 башкирского яруса Покровского месторождения Куйбышевской области // Геология и разработка нефтяных месторождений. Гипровостокнефть.

–М.: Недра, 1967. – Вып.11. – С. 194-198.

13.Ковалев В.С. Опыт разработки и прогноз показателей заводнения кар-

бонатного пласта А4 Покровского месторождения // Геология и разработка нефтяных месторождений – Куйбышев: Гипровостокнефть, 1969. – Вып. 12. –

С. 65-74.

14.Майдебор В.М. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами – М.: Недра, 1980. – 288 с.

15.Давыдов А.В. Анализ и прогноз разработки нефтяных залежей. – М.:

ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – 314 с.

70