Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационные технологии разработки нефтяных месторождений. Учебное пособие
.pdf
глубокой интенсивной перфорации коэффициент освоения нефтяных слоев, который, как правило, бывает при обычно применяемой технологии освоения заметно ниже единицы (заметно меньше
100 %), теперь будет близким к единице (к 100 %). Таким способом будет снята пока еще очень острая проблема полноты освоения нефтяных слоев; но остается высокая неоднородность по проницаемости, наблюдаемая в скважинах между слоями и обусловленная хаотической высокой зональной неоднородностью в пределах слоев, — оказывается, неоднородность по вертикали является
проявлением неоднородности по горизонтали и хаотичности.
2. После обводнения добывающих скважин первой сетки их
выключают из работы и превращают в новые нагнетательные, а на
их участке бурят вторую сетку скважин, или вдвое сгущают
первую сетку, и новые пробуренные скважины превращают в новые добывающие. Но в новых добывающих скважинах не перфорируют уже обводненные нефтяные слои, а перфорируют еще не
обводненные нефтяные слои. Таким образом, осуществляют избирательное сгущение сетки скважин на тех участках, где такая потребность возникла, и в скважинах избирательно перфорируют необводненные нефтяные слои. Таким образом, исключается возможность применения сеток скважин и систем заводнения без учета фактической продуктивности и фактической неоднородности
нефтяных слоев. Причем такой учет продуктивности и неоднородности происходит почти автоматически. Главное, что принимаемая система разработки позволяет делать такой учет.
3. Систему заводнения изначально представляют равномерно
рассредоточенной в виде известной обращенной 9-ти точечной
схемы площадного заводнения; но ее конкретизируют с учетом известных на момент проектирования границ нефтяных залежей,
эффективных нефтяных и водяных толщин и размещения скважин.
Однако окончательный свой вид она принимает после бурения
скважин и установления их продуктивности, их эффективных
нефтяных и водяных толщин. С учетом продуктивности и эффективных толщин осуществляют избирательность как нагнетательных, так и добывающих скважин. Проектные добывающие скважины, оказавшиеся в местах слияния нефтяных пластов с нижележащими водяными пластами или имеющие перфорируемую водяную толщину, вполне резонно превращают в нагнетательные.
101
Проектные нагнетательные скважины, обнаружившие вместо водяной толщины нефтяную, превращают в добывающие.
Кроме того, на залежах высоковязкой нефти целесообразно
бывает малопродуктивные скважины превращать в нагнетательные, что увеличивает текущую добычу нефти и конечную нефтеотдачу пластов. Во всех случаях осуществляемая избирательность
должна увеличивать упорядоченность и уменьшать хаотичность
процесса разработки.
В процессе бурения и исследования проектных скважин происходит доразведка нефтяных залежей и возникает потребность в
оперативной корректировке системы разработки: в разрежениисгущении и расширении-сокращении применения сетки скважин.
Проектируемая система разработки с равномерной сеткой добывающих и нагнетательных скважин лучше всего соответствует
всем возможным изменениям и усовершенствованиям.
4. Для увеличения текущей добычи нефти и конечной нефте-
отдачи пластов, кроме превращения обводненных добывающих
скважин первой сетки в нагнетательные и избирательного бурения
с избирательной перфорацией скважин второй сетки, еще осуществляют чередующуюся закачку воды и небольшой части добытой высоковязкой нефти. Такую закачку производят в нагнетательные скважины-обводнительницы, от которых закачанная вода
уже прорвалась в окружающие добывающие скважины. Благодаря
закачке в нефтяные пласты поочередно с водой порций высоковязкой нефти резко уменьшается соотношение подвижностей вытесняющего агента и вытесняемой нефти, соответственно резко
уменьшается холостая прокачка агента и, при неизменной производительности глубинных насосов, увеличиваются дебиты нефти
добывающих скважин и конечная нефтеотдача пластов.
Статическую характеристику разработки нефтяной залежи
или нефтяного месторождения можно получить на примере отдельного типичного элемента с одной типичной добывающей
скважиной вместе с эксплуатируемым ею объемом нефтяных пластов. Полученная таким образом статическая характеристика с помощью уравнений разработки нефтяной залежи и с учетом бурения скважин и осуществления других технических мероприятий
переводится в динамическую характеристику.
102
В мировой практике для повышения нефтеотдачи пластов
(ПНП), в том числе истощенных и содержащих трудноизвлекаемые запасы жидких углеводородов, и добычи нефти наиболее перспективными являются газовые методы воздействия, в частности
закачка в пласт углекислого газа (СО2). В США данный метод позволяет дополнительно извлекать до 650 000 баррелей/сут. нефти,
что составляет почти 13% суммарной добычи нефти.
Несмотря на значительный потенциал, технология закачки
СО2 в пласт в настоящее время не нашла широкого применения в
основных нефтедобывающих регионах Европы и Азии. Развертывание таких проектов сдерживается, главным образом, нехваткой
промышленных запасов СО2 и слабыми финансовоэкономическими бонусами, стимулирующими решение экологических проблем.
7.1. Теоретические предпосылки
Изменение динамического состояния локальной области среды может быть достигнуто путем создания условий для интенсивного роста давления. С другой стороны, газодинамические явления, возникающие вследствие резкого изменения напряженного
состояния порового пространства пласта, могут сопровождаться
частичной или полной его перестройкой. Внутрипластовая генерация СО2 приводящая к образованию газожидкостной смеси, –
сложный термобарохимический процесс, имеющий преимущественно неравновесный характер. В свою очередь выделение газовых пузырьков из газовыделяющего раствора согласно известному
принципу Ле-Шателье – Брауна, способствует повышению давления в системе.
Подобная последовательность одновременно происходящих
необратимых процессов в неравновесной системе обеспечивает
интегративную эффективность стимуляции процесса вытеснения
остаточных углеводородов из пористой среды.
Генерация газа на границе раздела вытесняемой и вытесняющей жидкостей происходит одновременно с газонасыщением вытесняющих агентов. Газообразование в пористой среде ведет к изменению вязкости и плотности флюидов. Растворение образовавшегося газа в нефти и воде в первом случае вызывает снижение
вязкости, во втором – ее повышение.
103
При определенных термобарических условиях плотность диоксида углерода оказывается близкой к плотности жидкости притом, что вязкость флюида остается близкой к вязкости газа. Такие
условия отмечаются вблизи критической точки, а состояние газа
принято называть «сверхкритическим флюидом».
Различие плотностей, эквивалентное различию вязкостей,
приводит к большему изменению насыщенности пор.
Насыщенность изменяется в зависимости от плотности
от 25 до 85 %, что составляет только 10 % сходных изменений вязкости.
Таким образом, в ряде случаев возникает острая проблема нивелирования фрактальных структур при использовании вытесняющих агентов. Регулирование фрактальности предлагается осуществить также путем формирования в высокопроницаемой промытой зоне пористой среды блокирующей газожидкостной системы
(ГЖС) с образованием пенного барьерао, беспечивающего отклонение вытесняющей жидкости в направлении низкопроницаемых
интервалов.
Газожидкостная пенная оторочка возникающая в результате
внутрипластовой реакции водных растворов химических реагентов, блокирует высокопроницаемые прослои и устраняет фрактальность переднего фронта вытеснения, что интенсифицирует
движение жидкости через низкопроницаемые слабодренируемые и
застойные зоны. Выравнивание фронта вытеснения, приводящее к
предотвращению уменьшения фрактальности системы, в целом зависит от периодичности образования пенной системы.
В технологическом процессе внутрипластовой генерации углекислого газа в качестве реагентов, обладающих антикоррозионным эффектом, используются добавки различных ингибиторов.
Наряду с функцией снижения коррозионной активности кислоты
ингибитор также является хорошим пенообразователем. Присутствие в растворе газовыделяющих агентов-ингибиторов может
способствовать стабилизации пенной структуры и, как следствие,
усилению ее блокирующих свойств.
104
7.2. Инновационные технологии как инструмент повышения
эффективности разработки месторождений
ОАО «Газпромнефть» [55]
Месторождения ОАО «Газпромнефть» характеризуются
сложным строением низкопроницаемых коллекторов, содержащих
значительную долю трудноизвлекаемых запасов – 72,5 % остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) промышленной категории.
В настоящее время компания разрабатывает более 40 месторождений без учета управления совместными активами. Доля месторождений с обводненность более 80 % превышает 30 %. Основные запасы сосредоточены в пластах с высокими прерывистостью и расчлененностью (52 % остаточных извлекаемых запасов),
в низкопроницаемых коллекторах (29,6 % остаточных извлекаемых запасов), а также в коллекторах с низкой начальной нефтенасыщенностью.
Значительные объемы остаточных извлекаемых запасов содержатся в водонефтяных зонах, которые характеризуются также
высокой анизотропией по проницаемости.
7.2.1. Методы повышения эффективности системы разработки
Все перечисленные факторы обусловливают невысокие коэффициенты извлечения нефти (КИН), что требует масштабного
применения новых технологических и технических решений.
В свою очередь контроль разработки залежей, эксплуатируемых
с применением современных технологий, невозможен без использования передовых систем геофизического и гидродинамического
мониторинга разработки месторождений.
В ОАО «Газпромнефть» задачи увеличения добычи и повышения степени извлечения остаточных запасов нефти рассматриваются комплексно. В частности, повышение КИН связывают с
апробацией и активным использованием всего спектра современных методов добычи нефти и газа, включающих оперативное
управление разработкой месторождений, эффективную выработку
запасов, оптимизацию эксплуатации действующих и качественное
строительство новых скважин.
Существующая ресурсная база и принятая стратегия развития
ОАО «Газпромнефть» определили концепцию развития инновационных технологий:
105
1) оптимизация разработки истощенных высокообводненных
месторождений;
2) разработка и внедрение новых методов увеличения нефте-
отдачи (МУН) для низкопроницаемых коллекторов;
3) повышение эффективности разработки и мониторинга экс-
плуатации многопластовых залежей нефти;
4) внедрение технологий добычи и транспорта высоковязкой
нефти;
5) поиск технологических решений для освоения месторожде-
ний углеводородов.
7.2.2. Обеспечение мониторинга разработки месторождений
Решить поставленные задачи невозможно без реализации
надежной системы контроля разработки месторождения и мониторинга добычи. В настоящее время на месторождениях ОАО «Газпромнефть» широко реализуется технология непрерывного стационарного мониторинга промысловых параметров [73]. Эта работа
выполняется в двух направлениях.
Первое направление связано с формированием дистанционной
системы мониторинга забойного давления и температуры контрольными датчиками на приеме скважинного насоса. В 20082009 гг. специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» проведено
обобщение результатов длительных измерений по всему добывающему фонду скважин Южно-Приобского и Зимнего месторождений, а также выборочно по скважинам ОАО «Газпром нефть – Ноябрьскнефтегаз» и ОАО «Газпромнефть-Восток».
Оценены фильтрационные свойства и характеристики качества вскрытия пластов более чем в 350 скважинах без нарушения
технологического цикла добычи. Благодаря этому удалось избежать непроизводитьельных потерь нефти (около 30 тыс. т), связанных с неибежными при стандартных гидродинамических исследованиях длительными остановками скважин. Повысилась достоверность промысловых исследований, так как измерения выполняются непосредственно на забое скважин, в условиях технологических режимов эксплуатации пластов. Данный опыт в 2010 г.
распространился на другие месторождения компании, что позволит значительно снизить потери добычи нефти.
Другое направление работ по мониторингу добычи связано
с использованием в скважинах глубинных стационарных систем
106
раздельного контроля притоков и состава продукции при совместной эксплуатации двух и более нефтяных пластов. Использование
указанных систем впервые в России начато на объектах ОАО «Газпром нефть» в 2006 г. после разработки и внедрения специалистами компании якорных систем крепления автономных измерительных модулей в эксплуатационных колоннах. Применение таких или аналогичных по назначению дистанционных комплексов
позволяет осуществлять контролируемую и управляемую совместную разработку нескольких объектов по одной сетке скважин [74].
Достигнутый экономический эффект за счет отказа от бурения
дополнительных добывающих скважин и сокращения эксплуатационных затрат только в рамках выполненного в 2006–2008 гг.
опытно-промышленного внедрения указанных систем в 23 скважинах на 7 месторождениях составил около 1,12 млрд. руб.
Инновационный проект отмечен в 2009 г. премией ОАО «Газпром» в области науки и техники.
С 2009 г. на объектах ООО «Газпромнефть-Хантос» совместно с НПФ «Геофизика» начата апробация принципиально новых
дистанционных систем контроля добычи из нескольких пластов
одновременно при оборудовании насосных скважин установками
одновременно-раздельной эксплуатации. Параллельно на многопластовых месторождениях реализуется система информационного сопровождения нагнетательного фонд скважин, оборудованных
установками одновременно-раздельной закачки.
7.2.3. Эффективность проведения ремонтно-изоляционных
работ (РИР)
Повышение эффективности разработки истощенных, высокообводненных месторождений требует в первую очередь снижения
издержек на локализацию и извлечение остаточных запасов нефти.
В связи с этим специалистами компании апробированы и реализуются различные методические и технические решения по выявлению и локализации ОИЗ нефти и газа, применению физикохимических и других МУН, повышению качества водоизоляционных работ, оптимизации всей системы разработки и др.
Опережающее обводнение пластов и скважин обычно связано
с дифференциацией фильтрационных свойств продуктивных толщин и неравномерностью дренирования пластов, водопроявлениями от близко расположенных водоносных горизонтов, возникно-
107
вением межпластовых заколонных перетоков, негерметичностью
Показатели
Ликвидация
Ограничение
водопритока
в горизонталь-
ных скважинах
негерметичности
эксплуатацион-
ной колонны
заколонной цир-
куляции
Число скважинкандидатов
24
13
10
Дополнительная добыча
нефти в 2010 г.,
тыс. т
53,4
20,1
55,3
элементов конструкции скважин.
Диагностика и ликвидация этих проявлений в работе объектов –
основные задачи, оперативно решаемые совместно геологами,
геофизиками и технологами.
В настоящее время основной объем РИР выполняется в вертикальных и вертикально-наклонных скважинах с целью отключения
обводненного пласта и перехода на нижележащий продуктивный
пласт. В 2001 г. были проведены опытно-промышленные работы
по ограничению водопритока в двух горизонтальных скважинах
Еты-Пуровского и Ярайнерского месторождений, в которых удалось существенно ограничить приток воды.
Задача ограничения водопритоков решается индивидуально
для каждой добывающей скважины в зависимости от характера,
степени и причины ее обводнения. Предварительно специалистами
ООО «Газпромнефть НТЦ» на основе выполненных промысловогеофизических и гидродинамических исследований детально изучаются особенности процесса обводнения. С учетом этих особенностей и геолого-промысловых условий подбирается технологическая цепочка мероприятий: рассматривается рецептура тампонажного материала, разрабатывается дизайн работ. В частности, на
2010 г. в рамках реализации целевой программы (табл. 7.1) в компании проведен данный вид капитального ремонта в 47 специально подобранных добывающих скважинах. Ожидаемая дополнительная добыча нефти составила 128,8 тыс. т.
Таблица 7.1.
Реализация целевой программы в ОАО «Газпромнефть»
108
Однако данные геолого-технических мероприятий связаны с
определенной степенью риска из-за сложности как решаемых задач, так и эксплуатационных объектов. Существующие проблемы
требуют поиска принципиально новых технологических решений
по проведению РИР. По некоторым новым технологиям компания
успешно сотрудничает с ведущими научно-исследовательскими
центрами, по другим – готова к такому сотрудничеству. Например,
специалистами научно-технического центра компании проводится
разработка технологии по восстановлению герметичности скважин
в условиях низкой и высокой (катастрофической) приемистости.
7.2.4. Выравнивание профилей приемистости
Характер межскважинного взаимодействия на месторождениях компании активно и системно изучается методами гидропрослушивания и трассирования фильтрационных потоков.
Анализ результатов трассирования, проведенного по некоторым месторождениям Ноябрьского региона, показал, что от нагнетательных скважин наблюдаются фильтрационные потоки, связанные с наличием как региональной трещиноватости горных пород
[75], так и локальных трещин, возникающих вследствие техногенных процессов при разработке терригенных пластов [76]. Данные
факторы, в частности, обусловливают широко наблюдаемые в Западной Сибири высокие линейные скорости потоков индикаторов.
С учетом выявленной повсеместно существенной латеральной и
вертикальной неоднородности пластов-коллекторов большую актуальность приобретают, в частности, физико-химические методы выравнивания профиля приемистости с целью выработки запасов на
участках, не охваченных разработкой. Достигнуть этого можно путем
целенаправленного тампонирования физико-химическими составами
с последующим поддержанием давления нагнетания на уровне, исключающем образование техногенной трещиноватости. Последнее
условие очень важно, так как практически во всех нагнетательных
скважинах на технологических режимах закачки по гидродинамическим исследованиям фиксируется образование протяженных нестабильных трещин гидроразрыва пласта (ГРП) с отрицательными скинфакторами от –4 до –6. При отсутствии ГРП в большинстве случаев
происходит перераспределение потоков, т. е. снижение фильтрационных характеристик высокопроницаемых интервалов пласта, а ино-
109
гда их полная изоляция и, как следствие, подключение в работу ранее
не дренируемых интервалов.
За последние четыре года работы по выравниванию профиля
притока на объектах компании проведены в 1046 нагнетательных
скважинах.
Суммарная дополнительная добыча нефти за счет этих обработок на 01.10.09 г. составила 845 тыс. т, объем попутно добываемой воды сократился на 7,6 млн т.
Анализ результатов проведенных работ показал, что технологический эффект от физико-химического воздействия на нефтяные
залежи проявлялся в виде снижения средней обводненности либо
темпа обводнения продукции скважин при увеличении добычи
нефти.
7.2.5. Применение комбинированного воздействия:
закачка ПАВ и полимеров
Целью закачки такой комбинированной композиции является
уменьшение остаточной нефтенасыщенности разрабатываемого пласта. При этом контролируются соотношение вязкостей вытесняемого
и вытесняющего флюидов, поверхностное натяжение на их границе.
В настоящее время реализуются четыре проекта с использованием
такой технологии: три в США и один в Китае. Согласно выполненным расчетам по адаптированной модели заводнение обеспечивало
КИН, равный 32,8 %, а с использованием композиции щелочь –
ПАВ – полимер – 56,2 %, т. е. прирост КИН составил 23,6 %.
В 2007 г. в компании проведены опытные работы по биополимерному заводнению на нескольких участках пласта БС10 Спорышсвского и Суторминского месторождений и планируется продолжить работы по полимерному заводнению. Целью проекта является закачка ПАВ и полимерного состава в нагнетательные скважины опытного участка пласта БС
2
Сугмутского месторождения.
9
На основании лабораторных исследований запроектированы
адаптация и уточнение критериев применимости технологий полимерного заводнения на месторождениях ОАО «Муравленковскнефть». Рациональная выработка запасов нефти, основная часть
которых удерживается в гидрофильном полимиктовом коллекторе
пласта за счет капиллярного давления воды, осуществляется применением физико-химических технологий на основе растворов
ПАВ и полимера. При этом ПАВ обеспечивает увеличение коэф-
110
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]