vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

История закачки газа.

В скважину А-11 изначально закачивалась вода (закачки начались в ноябре 1987 года), но с марта 1991 по сентябрь 2000 года, осуществлялась закачка газа на 20 основных периодов. С ноября 1987 по декабрь 2000 года три четверти закачиваемой жидкости в пласт через скважину A-11была вода, а оставшаяся ¼ это газ. На рис. 21 показано как менялась картина закачки воды и газа со временем.

рис. 21 Изменение динамики закачки воды и газа от времени.

За исключением одного периода в 1994 году, когда продолжительность закачки была около трех месяцев, все остальные 20 периодов длились не более 2-х месяцев. Максимальный ежедневный расход газа составил около 2,5 млн стандартных m3. В периоды между закачками газа производилась закачка воды той же продолжительностью, но иногда и больше. 80% от общего объема закачиваемого газа было закачано в течение первых 10 циклов, с марта 1991 по август 1996 года. Последние 10 циклов закачки газа (С августа 1996 по сентябрь 2000 года) были короче и с более низким темпом закачки газа.

Некоторые особенности.

Примерно 60% добываемого газа закачивается обратно в пласт через скважины: А- 19, А-10. A-10A. А-13, А-44 и А-14. Наблюдается значительное увеличение газового фактора в скважинах: A-10, A-13 (рис. 22), А-44 и А-14 (рис. 23).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рис. 22 Динамика основных технологических показателей для скважины А-13

рис. 23 Динамика основных технологических показателей для скважины А-14

Закачка газа в скважину А-2 оказало значительное влияние на уменьшение обводненности в скважинах А-10, А-13 и А-14. Каждая последующая закачка газа уменьшала обводненность в перечисленных выше скважинах. Время отклика скважин на закачку газа было различным, так как оно зависело от пути, по которому газ продвигался, а также от геологического строения пласта. Это привело к увеличению срока добычи.

Исследования по закачке воды и газа были сделаны в период с 1990 по 1991 год. Результаты были опубликованы и могут быть резюмированы следующим образом:

Первые две инъекции газа закачиваемые в А-11 показали первые результаты в скважине А-19 уже через 2 месяца и позже на скважинах А-10 и А-13.

Поперечный разрез, проведенный через скважины А-11 и А-10, с проекцией скважины A- 19 показан на рис. 24.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рис. 24 Поперечный разрез, проведенный через скважины А-11 и А-10, с проекцией скважины A-19

В скважинах А-19 и А-10, было замечено одновременное значительное уменьшение скорости жидкости, а также значительное увеличение обводненности

ивыноса песка в скважину. Несмотря на это вынос песка не был связан с прорывом газа, возможно, это может быть связано с увеличением нагрузки на образование. Возможно увеличение добычи воды, и вызвало увеличение выноса песка в скважину. Журнал добычи на данной скважине показал, что прорыв воды произошел в одном из перфорированных Ness горизонтах скважины А-19, который ранее работал на безводном режиме, и это связано с закачкой воды в Ness горизонт через скважину A-20A. В скважине А-10 причина выноса песка в скважину является более неопределенной. Скважина А-10 была закрыта на 14 дней,

ипо истечению этого срока было вновь открыта, но добыча в ней только уменьшилась. Причиной значительного снижения добычи мог послужить вынос песка, а также, возможно, и прорыв газа. Все эти негативные факторы в конечном итоге уменьшат прибыль, которую можно было бы получить от использования

WAG.

Осенью 2000 года, было принято решение остановить закачку газа в скважину A-11 по причине снижения положительного эффекта закачки на скважины А-10А и А- 13.

О применении WAG в скважине А-11:

Сделаны следующие наблюдения и выводы о применении WAG на скважине A-11:

•Охват и зачистка большей площади, чем ожидалось.

• Снижение или стабилизация обводненности в скважинах А-10, А-13 и А-14. Развитие обводненности в А-13 было замедленно и стало уменьшаться в течении нескольких лет,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

значительно увеличивается срок работы скважин в зоне Gl. И как следствие всего этого получение финансовой прибыли с более меньшими затратами по сравнению с бурением новых скважин.

•Геофизические исследования показывают образование газовой шапки в горизонте Etive на скважинах А-10 и А-14.

•закаченный объем: 1472 млн. стандартных м3.

•добытый объем: 900 млн. стандартных м3 (60%).

•Расчетная добыча нефти при помощи WAG инъекции в а А-11 составляет около 2 млн. стандартных м3, что составляет около 20% от общего объема добычи из скважин А-10. А-

13 и А-14.

Выводы

Можно сделать следующие выводы по применению WAG на Гульфакском месторождении:

•Технология WAG внесла значительный вклад в добычу не извлекаемых запасов нефти на месторождении Gullfaks.

•Это дает высокую прибыль с низкими затратами.

•Газ охватил большие объемы месторождения, чем ожидалось.

•Важно то, чтобы закачивать газ также после прорыва газа в продукцию.

•Дает большую гибкость на месторождении.

•Может обеспечить газлифтный эффект на скважинах с высокой обводненностью.

Микробиологические МВ

Микробиологическими методами воздействия (МБМВ) называются такие МВ, при которых используется жизнедеятельность микроорганизмов (бактерий) непосредствено в пласте для добычи нефти. МБМВ применяются для добычи нефти и газа уже около 50 лет. Промышленное использование МБМВ сдерживается из-за их весьма сложной технологии.

Основные механизмы вытеснения нефти с использованием МБМВ: образование био-ПАВ, что приводит к снижению межфазного натяжения на границе раздела фаз нефть вода, нефть горная порода; образование различного вида кислот, расширяющих поровые каналы горных пород; повышение пластового давления Pпл за счет выделения

микроорганизмами N2, CО2, CH4, H2; выделение газообразных продуктов,

способствующее снижению соотношения подвижностей воды и нефти в силу увеличения подвижности нефти; изменение смачиваемости породы водой. Е.П. Розанова и Т.Н. Назина обращают внимание на следующие виды бактерий: УВОБ углеводородоокисляющие бактерии, развивающиеся в аэробной зоне, т. е. в зоне, где присутствует кислород; ББ бродильные бактерии, живущие в аэробной и анаэробной зонах; МОБ метанообразующие бактерии, развивающиеся в анаэробной зоне, т.е. в зоне, где кислорода недостает; СВБ сульфатовосстанавливающие бактерии, развивающиеся в анаэробной зоне. В табл. 9 приведены критерии применимости МБМВ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 9. Критерии применимости микробиологических МВ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

МБМВ процесс многоступенчатый. В зоне развития УВОБ происходит поглощение УВ, содержащихся в нефти, и кислорода. Продукты жизнедеятельности УВОБ служат питательной средой для ББ. Спирты, H2, CO2, метан, образовавшиеся в

зоне ББ, частично поглощаются МОБ.

рис. 25 Схема технологии микробиологического метода увеличения нефтеотдачи заводненных пластов

Методика выбора МВ

Проблема выбора МВ относится к нечетким, расплывчатым по своей сути задачам. Во-первых, сам объект нефтяная залежь не является четким и однозначно определенным объектом. Во-вторых, критерии применимости, лежащие в основе любой из широко используемых методик, являются логическим обобщением экспертных оценок. Поэтому вполне логично использование теории нечетких множеств как математической основы задачи выбора МВ и описания критериев применимости как лингвистических переменных. Схему вывода логического заключения о применимости МВ условно можно представить в виде цепочки: скважина пласт ЭО нефтяная залежь. Задача выбора МВ на нефтяную залежь состоит из нескольких этапов. Первый этап оценка применимости МВ в призабойной зоне скважины для каждого из рассматриваемых пластов. Второй этап оценка применимости МВ по площади и запасам на нефтяном пласте. Третий этап определение наиболее пригодных для промышленного применения МВ в целом на ЭО. Последний этап состоит в нахождении 2 3 наиболее пригодных МВ в целом на нефтяную залежь. Теория нечетких множеств (ТНМ) позволяет проводить определенную дифференциацию каждой скважины, пласта, ЭО и залежи на предмет оценки степени их принадлежности нечеткому множеству. При построении модели решения задачи выбора МВ на первом этапе необходимо определить множество параметров Si, i = 1, I, влияющих

на применимость МВ. В свою очередь, последняя процедура включает две операции:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

определение на базовом или универсальном множестве S = S1 S2 ... SI, для всех элементов которого выполняются условия успешного применения МВ; построение

~

функции принадлежности R нечеткому множеству A "успешные геолого-физические

условия применимости МВ". Первая из операций обычно осуществляется путем анализа экспертных мнений. Результатом анализа являются критерии применимости различных МВ по каждому из рассматриваемой совокупности геолого-физических параметров (см.

~

табл. 4 9). Носитель S нечеткого множества A, т.е. множество таких точек в S, для которых А(S) > 0, находится также экспертным путем, исходя из анализа геологофизических условий залегания нефтяных залежей (см. табл. 2).

Введем в рассмотрение понятие коэффициента применимости j-го МВ Cj, для

определения того, насколько тот или иной МВ применим в данных геолого-физических условиях. В этом случае Cj будет являться параметром многокритериальной оценки

применимости рассматриваемого МВ по совокупности геолого-физических свойств пласта и насыщающих его жидкостей и газов S. Понятие "применимость МВ" относится к сложной категории, которая требует одновременного рассмотрения нескольких линейно-упорядоченных базовых множеств геолого-физических параметров. Линейноупорядоченные базовые множества геолого-физического параметра задаются путем установления отношения порядка между элементами этого множества с помощью функции принадлежности. Для этого вначале определяется отображение из базового множества геолого-физического параметра Si в единичный интервал, т.е. А(S): Si [0,

эффективной пористости. Введем три категории "высокая", "средняя" и "низкая". Тогда эти категории задают отношение порядка на множестве Si. Формализация описания

эффективной пористости может быть установлена путем ввода понятия лингвистической переменной (см. главу 2), т.е. <"эффективная пористость", Т(si), [0, 1]>, где терм-

~

множество, C(sij) = {< С(sij) /sij>}, sij Si нечеткое подмножество множества Si, описывающее категорию sij. Предположим, что геолого-физические параметры,

определяющие условия применимости каждого МВ (см. табл. 4 3.15), описаны как лингвистические переменные. Тогда универсальное множество S такой сложной категории, как "применимость МВ", будет определяться декартовым произведением S = S1 S2 ... SI. Расчет коэффициента применимости в каждой точке пласта можно будет

осуществить с помощью соотношения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Cj (x,y,z) = min Cji (x,y,z),

где Cji (x,y,z) степень принадлежности,

Cji (x,y,z) = Aij(x,y,z).

Можно предложить несколько иной способ расчета коэффициента применимости Cj:

Cj (x,y,z) = ji Cji (x,y,z),

где ji весовой коэффициент, определяющий важность i-го параметра в комплексной

оценке применимости j-го МВ в данных геолого-физических условиях и удовлетворяющий условию

ji = 1.

Важность каждого из геолого-физических параметров может быть установлена с помощью статистического анализа данных о применении МВ в различных условиях, а при отсутствии такой информации при помощи метода экспертных оценок. Третий способ определения коэффициента применимости основан на расчете среднего геометрического:

Cj (x,y,z)= ( Cji (x,y,z) )1/n

и несколько напоминает первый способ.

Очевидно, что каждый из представленных здесь способов обладает определенными достоинствами и недостатками. Так, при использовании первого и третьего способов из факта неприменимости МВ по какому-либо параметру автоматически следует неприменимость этого метода по всей совокупности параметров. С другой стороны, второй метод в отличие от первого и третьего позволяет при определении коэффициента применимости МВ учитывать важность каждого из геолого-физических параметров, что делает общую оценку более качественной. По-видимому, наилучшим подходом к получению качественной оценки коэффициента применимости МВ является комбинация второго подхода с первым или третьим. Если при этом оценки сильно отличаются, то это означает, что по какому-то несущественному (малозначимому) параметру степень применимости данного МВ мала и требуется некоторая модификация метода. Значения коэффициента применимости изменяются в пределах от 0 до 1. Диапазон изменения можно разбить на подинтервалы с определенными характеристиками (см. табл. 10).

Таблица 10. Классификация степени применимости МВ