Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационные технологии разработки нефтяных месторождений. Учебное пособие
.pdf
от нагнетательных скважин к добывающим скважинам, и перегородки из высоковязкой нефти тоже подвижны, движутся вместе с массивом. Если эти перегородки составляют 0,1 объема массива, то массив
обладает вязкостью не менее 0,1 от вязкости вытесняемой высоковязкой нефти. А поскольку поочередно с водой в нагнетательные скважины закачивается уже дегазированная нефть, то вязкость такого
массива воды будет составлять около 0,2 от вязкости вытесняемой
нефти. Это явление коренным образом изменяет ситуацию. Соотношение подвижностей вытесняющего агента и вытесняемой нефти
снижается в 10, 20, 40, 100 раз и более. И месторождения высоковязкой нефти по своим технологическим показателям приближаются к
месторождениям маловязкой и средневязкой нефти.
Описанный элемент в новой технологии является основным,
но не единственным. В этой технологии, кроме эффекта чередования вязкостей, используются еще другие эффекты, например, нестационарности и избирательности: густоты начальной сетки
скважин, применения режимов истощения и заводнения, нагнетательных скважин для закачки воды и газа, последующего многократного сгущения сетки скважин, развития заводнения и чередующейся закачки воды и нефти, управления режимом истощения и
создания рациональных газовых оторочек ограниченных размеров.
При этом все эти и другие эффекты должны использоваться в рациональном сочетании и рациональной последовательности.
Новая технология имеет несколько модификаций различных
сочетаний и последовательностей элементов и поэтому применима
в различных условиях: с самого начала разработки новых нефтяных
месторождений – как первичный метод, на давно разрабатываемых
на режиме истощения нефтяных залежах и месторождениях – как
вторичный метод, на давно разрабатываемых на режимах заводнения или закачки пара нефтяных залежах и месторождениях после
исчерпания возможностей этих режимов – как третичный метод.
Преимущество новой технологии перед обычно применяемыми режимами истощения и заводнения очевидно – экономически
эффективный рост нефтеотдачи пластов в 2–3 раза. При цене разведки 1 т извлекаемых запасов нефти в 5 долларов и увеличении
извлекаемых запасов нефти на 200 млн тонн только экономия затрат на разведке нефти составит 1 млрд. долларов.
91
Преимущество новой технологии по сравнению с режимом
вытеснения нефти паром, закачиваемым в нагнетательные скважины, можно оценить следующим образом. При закачке пара на вытеснение 1 т нефти требуется минимум 1 т пара и в среднем 3 т пара. Приготовление 1 т пара требует дополнительных затрат
в 10 долларов. При одинаковой общей добыче нефти в 300 млн
тонн преимущество новой технологии составит около 10 млрд.
долл. Действительное преимущество новой технологии по сравнению с закачкой пара будет гораздо выше. Главное — она применима там, где по экономическим и экологическим соображениям
неприменима закачка пара. Положительный экономический эффект от применения новой технологии в расчете на 1 т добытой
нефти оценивается не менее чем в 10 долл.
6.1. Термогазовый и газовый методы увеличения
нефтеотдачи пластов (МУН)
В ОАО «Газпром нефть» проведены работы по обоснованию
промысловых испытаний термогазового воздействия для увеличения нефтеотдачи па Приобском месторождении (КИН, утвержденный ГКЗ, равен 0,192, но балансу – 0,271). Внедрение газовых
МУН может увеличить КИН в 1,5–2 раза.
Согласно выполненным для Южно-Приобского месторожде-
ния расчетам:
1) применение данной технологии па пласте АС12 позволит
повысить КИН до 0,416 на отдельных участках при их оптимальном подборе;
2) технологию необходимо использовать одновременно с оп-
тимизацией системы заводнения;
3) чередующиеся закачки воды и воздуха позволяют снизить
общий объем закачки воздуха и увеличить охват пласта заводнением.
Кроме того, внедрение газовых МУН позволит в значительной
степени решить проблему низкого уровня утилизации и сжигания
нефтяного газа в России.
6.1.1. Инновационный термогазовый метод разработки
отложений керогена Баженовской свиты месторождений
Западной Сибири [23]
В рамках выполнения государственного контракта с Федеральным агенством по науке и инновациям № 02.525.11.5002 от 16.05.07
92
г. «Создание и внедрение инновационного технологического комплекса для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья (кероген, битуминозные пески, высоковязкие
нефти) ОАО «РИТЭК» была разработана и доведена до стадии
опытно-промышленных работ не имеющая аналогов инновационная
технология термогазового метода разработки керогеновых отложений баженовской свиты месторождений Западной Сибири.
Как известно, нетрадиционные нефтяные ресурсы в России
представлены сверхтяжелыми нефтями и битуминозными песками, горючими сланцами и нефтематеринскими породами баженовской свиты [26].
Тепловые методы, применяемые для разработки сверхтяжелых нефтей на Ярегском месторождении, можно адаптировать для
разработки месторождений природного битума, наибольшие запасы которого (7 млрд. т) сосредоточены в Татарстане, где выявлено
около 450 залежей. Развитию работ по разработке битумных месторождений способствует принятый в 2006 г. закон об отмене
налога на добычу тяжелых нефтей с 01.01.07 г.
Другой вид нетрадиционных углеводородных ресурсов – горючие (нефтеносные) сланцы – в России представлены 80 месторождениями, которые находятся в основном в Европейской части
страны, Республике Коми, Поволжье. Способы разработки и переработки горючих сланцев известны. При небольших глубинах залегания горючих сланцев применяют открытые способы разработки, при подземной разработке – внутрипластовое горение.
Нетрадиционные запасы углеводородов в нефтематеринской
породе баженовской свиты во много раз превышают традиционные. Отложения баженовской свиты являются аналогом нефтеносных сланцев, но их отличает то, что процесс преобразования органического вещества в нефть еще не завершен и в коллекторе наряду с легкой нефтью содержится кероген (23.3 % объема породы).
Отложения баженовской свиты распространены в центральной части Западно-Сибирской низменности на площади более
1 млн км2 [26, 27]. Они залегают на глубине в среднем 2 500–3 000 м,
толщина изменяется от 10 м в окраинных частях до 44 м в наиболее погруженных частях фундамента платформы. В зонах развития
аномальных разрезов свиты толщина может достигать 100 м. Температура пласта по площади изменяется от 80 до 134 °С. Суммар-
93
ные геологические ресурсы нефти баженовской свиты оцениваются в 0,8–2,1 трлн т.
Генерация углеводородов из керогена происходила в условиях
увеличения температуры до 110–130 °С и выше. Из-за отсутствия
оттока нефти это приводило к формированию аномально высокого
давления (коэффициент аномальности – до 1,75). Согласно обобщенным данным промысловых и лабораторных исследований
вследствие такого аномально высокого пластового давления возникла микротрещиноватость в основном в горизонтальном
направлении [27]. В то же время в некоторых зонах происходило
образование вертикальных трещин высотой до 20–40 м. а также
дробление пород толщиной до 1–4 м.
Трещинная пустотность в большинстве случаев изменяется от
0,1 до 0,5 %. Пористость, обусловленная преимущественно трещиноватостью, изменяется от 2 до 10 % ( в среднем 7–9 %), в песчано-алевролитовых прослоях, где развита межгранулярная пористость, от 4,9 до 20 % (в среднем 12 %). Пустотное пространство
пород баженовской свиты в зависимости от типа пород и пластовой температуры на 50–95 % заполнено легкой нефтью.
В настоящее время огромный потенциал углеводородных ресурсов баженовской свиты используется недостаточно эффективно. Накопленный опыт свидетельствует, что применение традиционных способов разработки позволило извлечь только 3–5 % запасов нефти, содержащихся в пустотном пространстве.
Согласно результатам опытных работ максимально возможная
степень извлечения нефти не превышает 10 % [28]. При этом добыча из керогена практически отсутствует.
На основе обобщения и анализа результатов промысловых и
лабораторных исследований было установлено, что главная причина неэффективности традиционных способов разработки обусловливается нестандартными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пород баженовской свиты. Это проявляется в следующем [28–30].
1. Нефтекерогеносодержащие породы представлены двумя
принципиально отличающимися типами:
− микротрещиноватым (порово-трещиноватым) коллектором –
матрицей, которая практически непроницаема при сложившихся к
настоящему времени пластовых условиях (давлении и температуре);
94
− макротрещиноватым (трещинно-кавернозным) коллектором,
вырабатываемым традиционными способами, хотя и эти коллекторы в обычных условиях характеризуются весьма неоднородной
областью дренирования.
2. Доля литотипов пород с преобладанием макротрещиноватого коллектора существенно ниже доли литотипов пород с микротрещиноватостыо. что является одной из главных причин низкой
эффективности разработки месторождений баженовской свиты на
естественном режиме.
3. Гидрофобный или гидрофобизированный характер нефтесодержащих пород обусловливает низкую эффективность возможного использования традиционного заводнения.
С повышением температуры для всех литотипов нефтекерогеносодержащих пород отмечается увеличение общей пустотности, а
следовательно, проницаемости, начального дебита и накопленной
добычи нефти, зоны дренирования [27, 30]. Результаты изучения
образцов керна, отобранных из пород бажсновской свиты, свидетельствуют о том. что при их нагреве до 250–350 °С из микротрещиноватой породы извлекается легкая нефть, объем которой сопоставим и даже может превышать количество легкой нефти, получаемое из макротрещиноватых пород.
Согласно промысловым и лабораторным исследованиям закачка воды при повышенных давлениях приводит к увеличению
проницаемости и зоны дренирования, образованию дополнительной трешиноватости за счет дробления пород, расклинивания существующих микротрещин, образования новых микро- и макротрещин [27].
Приведенные выше результаты промысловых и лабораторных
исследований вызывают необходимость интеграции теплового, газового и гидродинамического воздействий на породы баженовской
свиты. Именно такое интегрированное воздействие может быть
реализовано на основе развития отечественного термогазового
способа разработки – закачки в пласт водовоздушной смеси (автор
А. А. Боксерман).
Отличительной особенностью этого способа разработки является использование внутрипластовой энергии: повышенной пластовой температуры (более 60–65 °С). При такой температуре про-
95
текают самопроизвольные процессы окисления пластовых углеводородов кислородом воздуха. В результате формируется высокоэффективный смешивающийся с пластовой нефтью вытесняющий
газовый агент.
При интегрированном воздействии в породах баженовской
свиты возникают следующие виутрипластовые процессы.
1. При поступлении в нефтекерогеносодержащие породы за-
качиваемого воздуха активные внутрипластовые окислительные
процессы происходят в основном за счет керогена.
2. Механизм вытеснения нефти эффективным смешивающимся с нефтью газовым агентом аналогичен тому, который реализуется при разработке месторождений легких нефтей путем закачки
смешивающихся тазовых агентов. При этом высокие температура
(до 350 °С), пластовое давление (более 20–25 МПа) обеспечивают
высокую эффективность вытеснения нефти водой, закачиваемой в
пласт вместе с воздухом. В результате следует ожидать, что в
охваченных процессом вытеснения нефти зонах смешивающийся
газовый агент и горячая вода могут обеспечить практически полное вытеснение содepжащейся в этих зонах пластовой нефти.
3. Закачка водовоздушной смеси обеспечивает создание в
дренируемой зоне тепловой оторочки, скорость перемещения и
температура которой регулируются водовоздушным отношением.
Создаваемая в данной оторочке тепловая энергия оказывает определяющее влияние на прогрев окружающих недренируемых зон и
способствует извлечению их них легких нефтей и углеводородных
газов. Закачка воды и воздуха обеспечивает синергетический эффект термического и гидродинамического воздействий.
Преимуществами технологии являются:
– использование керогена в качестве топлива при внутрипла-
стовых окислительных процессах в дренируемых зонах;
– формирование локальных зон горения в недренируемых зо-
нах, подвергшихся тепловому воздействию;
– выход легких нефтей и газообразных углеводородов в ре-
зультате пиролиза керогена как в дренируемых, так и в недренируемых зонах.
Таким образом, применение термогазового воздействия на за-
лежах баженовской свиты позволит обеспечить:
96
– максимальное извлечение легкой нефти из дренируемых, в
основном макротрещиноватых пород благодаря формируемому в
результате внутрпластовых окислительных процессов эффективному смешивающемуся агенту;
– значительное расширение дренируемых зон керогеносодер-
жащих коллекторов;
– вовлечение в разработку керогеносодержащих зон и извлече-
ние из них углеводородов за счет самопроизвольного формирования
в них высокотемпературных очагов внутрипластового горения.
Результата выполненных исследований позволили теоретически
обосновать технологию разработки залежей баженовской свиты.
При формировании модификаций термогазового способа для
разработки конкретных месторождений необходимо учитывать
весь накопленный к настоящему времени потенциал технических
и технологических средств увеличения охвата воздействием, в том
числе бурение горизонтальных и горизонтально разветвленных
скважин, боковых стволов, проведение направленного гидроразрыва пласта, обработки призабойных зон, циклическое воздействие, применение различных технических устройств для закачки
в пласт водогазовых смесей (в частности, насосно-компрессорных
бустерных установок), забойных парогазогенераторов и парогенераторов.
Для испытания данного метода ОАО «РИТЭК» было выбрано
Средне-Назымское месторождение. Атмосферный воздух поступает в компрессорный блок, где сжимается до необходимого давления. Сжатый воздух подается в скважину, в которую также закачивается вода из артезианской скважины с помощью насосного
блока.
Была создана геолого-гидродинамическая модель опытного
участкa и методика расчета процесса термогазового воздействия
применительно к геолого-гидродинамическим условиям опытного
участка. Результаты расчетов подтвердили перспективность технико-технологического комплекса и целесообразность его развития для ввода в промышленную разработку залежей баженовской
свиты. Промысловые испытания на опытном участке СреднеНазымского месторождения начаты летом 2009 г.
97
Контрольные вопросы
1. В чем отличия месторождений высоковязкой нефти?
2. В чем заключены преимущества инновационного термога-
зового метода разработки?
3. Что необходимо учитывать при формировании модифика-
ций термогазового способа для разработки конкретных месторождений?
4. Что обеспечит применение термогазового воздействия на
залежах?
5. Что обеспечивает закачка водовоздушной смеси?
6. Что обусловливает гидрофобный или гидрофобизирован-
ный характер нефтесодержащих пород?
7. Какими типами представлены нефтекерогеносодержащие
породы?
98
Глава 7
ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Эксплуатационный объект разработки – это один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных исходя из
геолого-технических условий и экономических соображений для
разбуривания и эксплуатации единой системой скважин. Применяют различные методы разработки многопластовых месторождений.
1. Пласты разрабатываются последовательно снизу вверх;
эксплуатационная колонна спускается до самого нижнего пласта,
который перфорируют и осваивают; после выработки пласта его
изолируют и переходят на следующий вышележащий пласт. Этот
метод значительно увеличивает время разработки месторождения,
которое может быть значительно больше времени безаварийной
работы эксплуатационной колонны. Преимущество этого метода –
качественный контроль и регулирование процесса разработки.
2. Пласты разрабатываются последовательно начиная с самого
продуктивного по запасам нефти; эксплуатационная колонна спускается до самого нижнего пласта; перфорируется самый продуктивный пласт и осваивают; после выработки пласта его изолируют
и переходят на следующий по продуктивности пласт; для изоляции пласта используют пластоперекрыватели.
Этот метод также увеличивает время разработки месторождения, которое может быть значительно больше времени безаварийной работы эксплуатационной колонны. Эксплуатационная колонна должна быть большого диаметра (6 и более дюймов), чтобы
обеспечить спуск требуемого количества пластоперекрывателей.
Преимущество этого метода – качественный контроль и регулирование процесса разработки, а также уменьшает срок окупаемости капитальных вложений.
3. Все пласты разрабатываются одновременно своей отдельной сеткой скважин. Этот метод требует большого бурения числа
эксплуатационных скважин и соответственно больших капитальных вложений. Преимущество этого метода – качественный контроль и регулирование процесса разработки.
4. Совместная разработка нескольких пластов одной сеткой
скважин;
99
5. Одновременно-раздельная разработка двух или трёх пластов
одной сеткой скважин; в скважину спускается специальное оборудование, позволяющее отбирать нефть раздельно из каждого пласта.
Выбор того или иного метода определяется геологопромысловыми характеристиками пластов и на основе техникоэкономического анализа.
Не рекомендуется объединять для разработки пласты:
− разного литологического состава (пески, песчаники, карбо-
наты, граниты, глины);
– разного типа пустотности (поровые, порово-трещинные,
трещинные);
– разного по величине пластового давления (разность пластовых давлений больше гидростатического давления между отметками кровли пластов);
– с различными свойствами нефти (по вязкости, по содержанию серы, по давлению насыщения нефти газом);
– с разным фазовым состояние углеводородной системы (однофазная нефть, нефтяная залежь с газовой шапкой);
– разной продуктивности (высокая, средняя, низкая и ультранизкая).
Экономически убыточно разбуривать и вводить в разработку
нефтяные пласты при начальном максимальном дебите нефти добывающей скважины по пластам низкой продуктивности менее
9 т/сут., по пластам ультранизкой продуктивности – менее 6 т/сут.
Здесь представлено описание принципиально новой технологии разработки многопластового месторождения высоковязкой
нефти, защищенной патентами России 1057678 и 1195717. Также
приведены необходимые расчетные формулы и пример расчета
нефтеотдачи и относительного отбора жидкости применительно к
условиям одного вполне конкретного малопродуктивного нефтяного месторождения в Татарии.
Суть новой технологии разработки многопластового месторождения высоковязкой нефти состоит в следующем.
1. Первую сетку скважин (квадратную, с расстояниями между
соседними скважинами 400 м, с площадью на одну скважину 16 га,
с основным площадным заводнением по обращенной 9-точечной
схеме) проводят сразу на все нефтяные пласты, и из всех пластов
образуют один эксплуатационный объект. Благодаря применению
100
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]