Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационные технологии разработки нефтяных месторождений. Учебное пособие
.pdf
цессе закачки газообразующих растворов характеризуется перио-
Е 1 18,3
15,8
7,2
6,5 Е 2
18,1
16,4
9
6,0
Н 3 18,9
17
10
6,0
Н 4 18,3
15,5
8,5
6,3
дическими колебаниями.
Таким образом, результаты исследований, проведенных на четырех образцах искусственных кернов (кварцевый песчаник месторождения Bohai Bay, образец группы скважин X) показали, что
вытеснение нефти водой проводилось до стабилизации значения
коэффициента вытеснения (3Vн) и вытеснение нефти нагнетаемой
водой – до достижения остаточной нефтенасыщенности, соответствующей текущей нефтенасыщенности на месторождении.
При закачке псевдогазожидкостной системы в керне фиксировалось увеличение давления, а на выходе керна наблюдалось появление остаточной нефти. В табл. 3.4 приведены результаты экспериментов по вытеснению нефти на исследуемых кернах.
Таблица 3.4
Результаты экспериментов по вытеснению
нефти на исследуемых кернах
3.2. Промысловая реализация технологии доизвлечения
остаточной нефти
Комплекс проведенных теоретических и лабораторных исследований послужил основой реализации разработанной технологии
на группе скважин оффшорного месторождения Bohai Bay нефтяной компании CNOOC (КНР). Технология была применена в
нагнетательной скважине при поддержке компании COSL. Технологическая операция состояла из трех циклов нагнетания газообразуюших и газовыделяющих химических композиций.
После промыслового мероприятия осуществлялся контроль
показателей добычи жидкости, нефти и обводненности по окружающим добывающим скважинам участка.
Анализ динамики давления закачки воды по нагнетательной
скважине показал, что оно изменяется от 1,4 до 5,7 MПa, что косвенно свидетельствует о возрастании гидравлических сопротивлений при течении нагнетаемой воды, и о том, что ее движение про-
61
исходит по низкопроницаемым каналам пласта, ранее не охваченным вытеснением.
Анализ динамики показателей добычи нефти и обводненности
продукции по реагирующим скважинам показал положительную
реакцию на воздействие газожидкостной оторочкой: увеличение
среднего дебита нефти и снижение обводненности добываемой
продукции по большинству окружающих скважин тестового
участка.
Предварительные результаты технологической операции подтвердили, что суммарная дополнительная добыча нефти за послеоперационный период с момента проведения мероприятия (с учетом снижения добычи по трем добывающим скважинам) составила
5 894 т.
В ходе проведенных комплексных исследований, включающиx определение оптимальных концентраций пенообразующих
реагентов и ингибирующих добавок в газовыделяющих растворах,
выявлен ряд физико-механических эффектов, возникающих в процессе внутрипластового образования блокирующих барьеров в высокопроницаемых зонах пористой среды.
Полученные при промышленном внедрении результаты позволили разработать оптимальную технологическую схему воздействия на пласт, в том числе на пласты с остаточными запасами
нефти в условиях оффшорной добычи жидких углеводородов на
месторождении Bohai Bay (КНР).
Теоретические и лабораторные исследования, а также результаты промышленного внедрения способа извлечения остаточных
запасов нефти за счет внутрипластовой генерации газожидкостной
оторочки на основе СО2, служат достаточно весомым подтверждением технологической и экономической эффективности предлагаемого решения. Данный метод может рассматриваться в качестве
эффективного метода повышения нефтеотдачи пласта.
Контрольные вопросы и задания
1. Какие исследования целесообразно проводить для много-
пластовых или сильно расчлененных объектов разработки?
2. С какой целью проводятся тестовые лабораторные экспе-
рименты по генерации диоксида углерода?
3. Дайте характеристику используемых ингибиторов.
62
4. В чем сущность внутрипластовой генерации СО2?
5. Проанализируйте результаты лабораторных опытов по коррозии.
6. Каков анализ динамики показателей добычи нефти и об-
водненности продукции по реагирующим скважинам?
7. О чем свидетельствует анализ динамики давления закачки
воды по нагнетательной скважине?
8. Промысловая реализация технологии доизвлечения оста-
точной нефти.
9. Какой метод можно использовать в качестве эффективного
метода повышения нефтеотдачи пласта?
10. Дайте характеристику ингибитора типа А1.
63
Глава 4
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СИСТЕМЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИН
Структура современной сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами
в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС)
может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен,
вследствие чего значительный объем запасов окажется не вовлеченным в промышленную разработку.
В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудноизвлекаемых запасов – переход на
принципиально новые системы разработки месторождений с применением ГС и РГС, которые, имея повышенную поверхность
вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.
Особенно важно применять системы разработки с ГС и РГС
на месторождениях с высокой геологической неоднородностью,
разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.
Горизонтальная скважина (ГС) – это скважина конечной
длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта
с углом наклона 80–100° относительно вертикали. ГС особенно эффективны при разработке трещиноватых коллекторов горизонтальной проницаемостью; при освоении залежей углеводородного сырья
ограниченной площадью для установки бурового оборудования; для
повышения нефтеотдачи пластов при доразработки месторождений
на поздней стадии эксплуатации; при разработке продуктивных
коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов; локальных залежей углеводородного вещества и др.
Следовательно, повышается степень охвата пласта дренированием, возникает возможность увеличить воздействие рабочим агентом.
Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на
сотни метров, а в отдельных случаях несколько сотен метров, могут открыть в неоднородном пласте участки трещиноватых зон
с повышенной проницаемостью, что позволит получить по этим
скважинам дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным.
Появляется возможность разбурить газонефтяные залежи с об-
64
ширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при
минимальных депрессиях.
Мировой и отечественный опыт проводки горизонтальных
скважин свидетельствует о том, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести
забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти из систем ГС по сравнению с системами вертикальными скважин (ВС) повышаются в 3–5 раз, увеличиваются дебиты
скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предположить,
что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпы
выработки запасов на уровне рентабельности. Годовой темп отбора может быть не менее 2–3 %, в то время как при применении ВС
этот показатель не превышает 1–1,5 %. При этом необходимо отметить, что удельные извлекаемые запасы в расчете на одну ГС
раза выше, чем для ВС.
Использование ГС требует за счет сокращения их общего числа
на объектах значительно меньших (в 1,5–2 раза) капитальных вложений на бурение скважин при относительном росте (до 70 %) стоимости каждой ГС за счет усложнения их конструкций. Однако, при
массовом бурении ГС стоимость одного метра проходки, как показывает мировой опыт, может быть доведена до стоимости проходки
ВС. Это создает еще более благоприятные предпосылки для повышения эффективности использования горизонтальных скважин.
При применении технологии разработки нефтяных месторождений с использованием ГС можно достичь стабильного коэффициента
нефтеизвлечения, равного 60–80 %, за счет следующих факторов:
– горизонтальные скважины могут использоваться для разработки на любой стадии различных по типу и условиям залегания
коллекторов;
– при проводке ГС можно обеспечить пересечение естественных вертикальных трещин в пласте, что позволит до максимума
увеличить проницаемость пласта и отборы пластовых флюидов;
– для дренирования нефтяного коллектора нужно бурить в 4–5
раз меньше горизонтальных скважин, чем вертикальных. С помощью подобных скважин можно обеспечить разработку продуктивных пластов, залегающими под руслами рек, озерами, горами, городскими сооружениями и др.
65
4.1. О профиле и длине горизонтального участка
ствола скважины
Несмотря на достаточно большой зарубежный, а теперь уже и
отечественный опыт горизонтального строительства скважин, дать
какие-то конкретные рекомендации по выбору профиля и длины
горизонтального участка ствола скважины не представляется возможным.
В этом есть своя логика, поскольку нет в природе двух одина-
ковых по структуре, коллекторской характеристике и другим параметрам залежей нефти.
В данном же случае должны учитываться не только парамет-
ры самой залежи, но и характеристика выше- и нижележащих пластов. Поэтому попытки некоторых исследователей дать рекомендации в этом направлении в основном носят информационный характер применительно к конкретным залежам месторождений.
В таком же аспекте, не учитывая конкретных условий место-
рождений, можно сказать, что в продуктивных пластах небольшой
толщины (5-12 м) целесообразно проводку горизонтального участка ствола скважины осуществлять в средней по толщине части
пласта параллельно кровле или подошве пласта.
То же самое можно рекомендовать для монолитного однород-
ного пласта значительной толщины с преимущественно вертикальной трещиноватостью, подстилаемого подошвенной водой.
В этом случае горизонтальный участок ствола располагается не
в средней части, а ближе к кровле продуктивного пласта. Благодаря большой площади фильтрации, такие скважины эксплуатируются с небольшими депрессиями для предупреждения прорыва
воды по вертикальным трещинам.
Однако при проводке параллельных стволов следует иметь
в виду, что в условиях высокой послойной неоднородности продуктивного пласта по проницаемости, а еще хуже в слоистонеоднородных пластах, горизонтальный ствол, параллельный
кровле или подошве пласта, может пройти по одному из непродуктивных или слабопроницаемых прослоев. Большая часть продуктивного разреза при этом окажется невскрытой.
Пологонаклонные участки ствола в продуктивной части скважины можно рекомендовать при однородном по проницаемости и
большом по толщине продуктивном пласте. Гидродинамическое
совершенство призабойной зоны скважины в этом случае многократно возрастает.
66
Если геологические условия или техническое оснащение бурильного инструмента не позволяют осуществить стабилизацию
зенитного угла непосредственно при вскрытии продуктивного
пласта, то используются горизонтальные участки вогнутой или
выпуклой формы. На конечный результат это практически не влияет. Конструкция горизонтальной скважины приведена на рис. 4.1.
Конкретный угол наклона при пологонаклонном профиле зависит от общей толщины пласта и протяженности горизонтальной
части. Чем меньше толщина пласта и протяженней горизонтальный участок, тем более высокий угол отклонения, и наоборот.
В этом случае наименование «горизонтальный ствол» имеет
условный характер.
Задача же заключается в том, чтобы «горизонтальный ствол» пересек все продуктивные пропластки. В случае, когда верхняя пачка
залежи имеет худшую проницаемость, чем нижняя, вначале под углом меньшим 90° проходят верхнюю пачку, а затем нижнюю под тем
же или еще меньшим углом. Величина угла наклона ствола скважины
для верхней и нижней частей залежи определяется также в зависимости от их толщины и протяженности «горизонтальной» части.
Если, наоборот, нижняя пачка имеет проницаемость меньше, чем
верхняя, то при всех прочих равных условиях верхняя пачка пород
проходится под меньшим углом, чем нижняя. В случаях, когда пачка
продуктивных пластов имеет высокую послойную неоднородность
по проницаемости, то она, как правило, не вскрывается общим фильтром, или же в последующем предусматривается комплекс мер по
предотвращению неравномерной выработки отдельных пропластков.
Возможно, также разделение общей пачки пластов на две-три
группы с примерно одинаковыми коллекторскими характеристиками и последующим использованием вышеописанного принципа.
Конечно, все эти рекомендации, как было отмечено раньше, носят
весьма условный характер. Все требует тщательного изучения и
апробирования.
Если продуктивный пласт небольшой толщины и имеет неоднородную структуру, при которой продуктивные пропластки перемежаются с непродуктивными прослоями, то такие пласты целесообразно вскрывать волнообразным профилем.
67
Условные обозначения.
1. Направление: D = 426 мм, h = 50 м.
2. Кондуктор: D = 324 мм, h = 400 м.
3. Техническая колонна: D = 245 мм, h =870
м.
4. Эксплуатационная колонна: D =168 (146)
мм, h =905 м.
5. НКТ: D = 114 мм.
6. Цемент.
7. Насос.
8. Пакер – ПДМ.
9. Нецементируемый хвостовик диаметром
168 мм (146 мм), длина 300 м или 600 м, щелевой фильтр или щелевой фильтр с гравийной набивкой в интервале 870 – 905 м.
10. Центратор.
11. Обратный клапан.
12. Башмак фильтра.
Разработка технологии бурения волнообразных стволов,
предусматривающих многократное пересечение продуктивных
пропластков, требует изоляции продуктивных пропластков путем
спуска и цементирования обсадной колонны. Перед освоением
скважины производится перфорация нужных интервалов колонны.
Рис. 4.1. Конструкция горизонтальной скважины
68
Многократное вскрытие каждого из прослоев идентично уплотнению сетки скважин, что приводит не только к увеличению текущих
отборов нефти, но и к увеличению конечной нефтеотдачи. Волнообразный ствол скважины не следует применять в малых по толщине
продуктивных пластах при наличии в кровле или подошве активных
водоносных или газоносных, а также поглощающих пластов.
Такое ограничение обосновывается возможным выходом
ствола скважины за пределы пласта при строительстве скважины.
Не рекомендуется такой профиль скважины в продуктивной части
при вскрытии небольших по толщине пластов, состоящих из прослоев горных пород, резко отличающихся по твердости. Последнее
обстоятельство делает весьма затруднительным регламентированную проводку скважин на горизонтальном участке скважины.
Что касается длины горизонтальной части ствола, то здесь не
меньше факторов, требующих учета, начиная от целевого назначения бурения скважины, коллекторских свойств пласта и кончая
диаметром ствола скважины. Анализируя имеющийся опыт бурения горизонтальных скважин, можно встретиться с различными
суждениями на этот счет, а протяженность горизонтальных скважин отмечается самая различная – от 40- 50 м до 1 км и более.
Есть и более конкретные рекомендации.
Так, В. Г. Окнин и И. А. Полудень в книге «Экономическое
обоснование протяженности горизонтального участка ствола при
разработке нефтяных месторождений системой горизонтальных
скважин» (М.: ВНИИОЭНГ, 1990) считают, что оптимальная протяженность горизонтального участка нефтедобывающих скважин
по критерию минимума затрат па бурение составляет 400-500 м
при средних глубинах 1200–2600 м, а по критерию общих затрат
на разработку месторождения нефти – 700–800 м. Конечно же, выбор длины горизонтальной части ствола прежде всего должен основываться на результатах технико-экономического расчета.
4.2. Повышение производительности горизонтальных скважин
4.2.1. Технология общей поверхностной обработки
Поверхностная обработка горизонтального ствола в карбонатных пластах является первичной обработкой и предназначена, в
основном, для очистки закольматированных в процессе бурения
стенок ствола скважины. Без применения этой обработки трудно
достичь потенциальной продуктивности скважины.
69
Для восстановления проницаемости горизонтального ствола
скважины предлагается поверхностная обработка, включающая в себя:
–химическое разложение полимерного связующего бурового
раствора;
–разрушение за счет этого карбонатного экрана;
–вымыв карбонатов обратной эмульсией;
–солянокислотную (нефтекислотную) ванну;
–промывку горизонтального ствола скважины от продуктов
реакции минерализованной водой.
При спуске колонны НКТ в необсаженный или частично обсаженный горизонтальный участок скважины нижняя часть колонны НКТ оборудуется трубами со снятой с обоих концов муфты
фаской. Длина нижней части колонны НКТ с муфтами повышенной проходимости на 20–30 метров превышает длину горизонтального участка скважины.
Нижний конец колонны НКТ оборудуется бочкообразным чугунным башмаком – центратором.
Для проведения кислотной обработки рекомендуется раствор
соляной кислоты 6–8 % концентрации.
Состав нефтекислотной эмульсии на 1 м3: нефть товарная –
0,58; соляная кислота 6–8 % – 0,4; эмульгатор (Неонол-6) – 0,02.
Состав обратной эмульсии на 1 м3: нефть товарная – 0,49;
эмульгатор (Неонол-6) – 0,01; пластовая вода – 0,5.
4.2.2. Технология избирательной обработки
Технология позволяет производить избирательную обработку
любого участка ствола скважины. Можно обрабатывать один выбранный участок ствола, несколько последовательно расположенных участков и находящихся в разных частях ствола.
Однако следует отметить, что при обработке пластов, имеющих вертикальную трещиноватость, необходимо иметь объективный геофизический материал о поинтервальном расположении
этих трещиноватых зон.
Наличие достоверной информации позволит исключить случайность обработки такого участка и избежать преждевременного
обводнения добываемой продукции.
70
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]