НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

13.4. Методы.регулирования разработки эксплуатационных объектов

На основе анализа и контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений выявляются расхождения между фактическими и проектными показателями разработки, что служит основой для осуществления мероприятий по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и служит регулированием разработки эксплуатационных объектов нефтяных и газовых месторождений, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. Регулирование разработки в каждом конкретном случае представляет собой сложную задачу, требующую как детального учета геологического строения объекта разработки и физико-химических свойств флюидов, так и текущего состояния разработки на момент начала регулирования.

Основная задача регулирования заключается в достижении равномерности выработки запасов углеводородов и создании таких режимов разработки, которые замедляют снижение скорости изменения фазовой проницаемости для нефти и газа. Разработка регулируется в основном с помощью гидродинамических методов.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относятся.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласт веществ вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

В скважинах, эксплуатирующих неоднородные низкопроницаемые пласты, возможности применения регулирования с помощью изменения режимов довольно ограничены, так как продуктивность и дебиты скважины обратно пропорциональны неоднородности пласта. В скважинах, эксплуатирующих однородный пласт с высокой проницаемостью, с помощью режимов работы скважины можно менять дебиты в широких пределах. При проведении знаменитого эксперимента по разрежению вдвое сетки скважин на пласт fli Бавлинского месторождения суммарный дебит оставшихся скважин путем изменения режимов работы скважин удалось сохранить на прежнем уровне. Следует отметить, что объект разработки пласта Д1 Бавлинского месторождения самый однородный из девонских ВолгоУральской провинции.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Каждый .из названных выше методов регулирования воздействия на объект разработки в зависимости от конкретных геологических условий может, в свою очередь, реализоваться десятками различных вариантов.

13.5. Влияние геологической характеристики объектов разработки на выбор метода повышения нефтеотдачи (поданным М.А. Токарева, А.Н. Червяковой)

Одной из важнейших проблем разработки нефтяных месторождений является выбор эффективного воздействия. К этим методам относятся методы увеличения нефтеотдачи (МУН), применение которых обеспечивает больший прирост добычи нефти по сравнению с использованием базовых технологий.

Методы увеличения нефтеотдачи не только высокотехнологичные, но и наиболее трудо-, энерго- и наукоемкие, что определяет технологический и экономический риск их применения. Простой механический перенос технологий из лабораторных условий на нефтяные пласты может не дать

увеличения нефтеотдачи (а к настоящему времени в отрасли созданы и подготовлены к промышленному внедрению 70 технологий тепловых, водогазовых и физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения), не существует универсальных эффективных методов увеличения нефтеизвлечения, пригодных для массового внедрения в широком диапазоне геологических условий. Основой выбора того или иного метода воздействия должно быть его соответствие геолого-физическим особенностям данного нефтяного месторождения. В процессе работ по внедрению метода увеличения нефтеизвлечения на том или ином месторождении определяют рецептуру и параметры вытесняющих агентов, объемы и режимы закачки в пласт, систему размещения скважин и условия их эксплуатации, принципы решения технических и экологических проблем.

К настоящему времени как в отдельных нефтедобывающих регионах, так и в целом по стране обобщен опыт реализации различных МУН на многочисленных нефтяных месторождениях, характеризующихся широким спектром геолого-физических параметров и разнообразием технологических условий. Это позволяет более объективно учитывать особенности

-339-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Первую группу объектов, представленную в основном девонскими залежами Башкортостана, а также некоторыми месторождениями Самарской области и Чечни, можно характеризовать как группу относительно однородных объектов с маловязкой нефтью. Вторая группа объектов - залежи яснополянского надгоризонта Башкортостана, Пермской и Самарской областей, - сравнительно неоднородные объекты с высоковязкой нефтью. На основании геологического строения залежей терригенной толщи девона и яснополянских залежей их можно отнести соответственно к третьему и четвертому иерархическим уровням согласно схеме (см. рис.18), т. е. объекты имеют существенные отличия в геологическом строении, что необходимо учитывать при выборе метода увеличения нефтеотдачи. На основании исследований ряда авторов можно сделать вывод, что терригенная толща нижнего карбона находится в зоне или подзоне катагенеза, менее благоприятной для нефтеизвлечения, чем терригенный девон. В связи с этим для повышения эффективности систем разработки объектов терригенной толщи нижнего карбона необходимо использовать современные МУН. Исходя из особенностей геолого-физического строения залежей второй группы, в качестве наиболее перспективных для данного типа коллекторов можно рекомендовать следующие технологии повышения нефтеотдачи: паротепловое воздействие (создано 14 технологий реализации метода); внутрипластовое горение (6 технологий), воздействия растворами полимеров (6) и щелочи(З), а

На месторождениях северо-запада Башкортостана, основным базисным нефтеносным объектом которого являются отложения терригенной толщи нижнего карбона (Арлан-ское месторождение Краснохолмской группы), накоплен большой опыт промысловых испытаний методов повышения нефтеотдачи.

Один из наиболее крупных проектов повышения нефтеотдачи при помощи полимерного заводнения -и его модификации был реализован на опытных участках Новохазинской площади Арланского месторождения, характеризующихся наличием водонефтяных зон с большим соотношением подвижностей нефти и воды, а также низкими

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

показали высокую эффективность метода. Выявлено, что помимо повышения охвата пластов заводнением на 40-60 % и снижения проницаемости высокообводненных прослоев коэффициент нефтеотдачи увеличился на 4,5-7 %.

Положительные результаты получены при использовании силикатно-щелочного заводнения на Новохазинской, Арлан-ской и Вятской площадях Арланского месторождения. Однако в целом несмотря на достижение поставленной цели (повышение охвата пластов заводнением и выработку остаточных запасов нефти повышенной вязкости из высокообводненных участков), метод может быть использован сезонно, требует применения "умягчения" воды, а

использования тепловых методов для разработки залежей высоковязких нефтей в терригенных коллекторах, опытнопромышленный эксперимент по внутрипластовому горению на Ашитском участке Арланского месторождения, являющемся глубокозалегающим, высокообводненным объектом, содержащим сернистую нефть повышенной вязкости, оказался недостаточно эффективным. Неравномерное распределение остаточной нефти по толщине, высокая промытость пласта, его неоднородность, а также движение воздуха по промытой водой высокопроницаемой части пласта Cyi не позволяли создать в пласте высокотемпературный процесс горения.

В настоящее время применительно к залежам терригенной толщи нижнего карбона Башкортостана разработана новая группа высокопотенциальных технологий повышения нефтеотдачи - микробиологические методы увеличения нефтеотдачи на основе биоконверсии сырья растительного и животного происхождения.

Петрографическое изучение пород пластов терригенной толщи нижнего карбона Арланского, Бураевского и Кузбаевского месторождений позволило констатировать, что прокачка через них растворов биореагентов привела к регрессивным эпигенетическим изменениям: с циркуляцией растворов связано выщелачивание ряда глинизированных минералов (полевых шпатов, кальцита, пирита).

содержания асфальтенов и смол в нефтях, насыщающих залежи этой

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

испытана на Игровском, Воядинском, Югомаш-Максимовском, Бураевском и Арланском (Юсуповская площадь) месторождениях.

За счет применения метода получена дополнительная добыча нефти, повысился охват пластов заводнением, уменьшилась гидродинамическая неоднородность пластов. Кроме того, данная технология - одна из наиболее экономически выгодных.

Низкоэффективными для данной группы объектов оказались технологии воздействия на пласты-коллекторы поверхностноактивных веществ (ПАВ) (0,05-0,2 %), а также активными агентами

адсорбционно-деструкци-онные процессы, а также высокая обводненность коллекторов.

Третью группу объектов, выделенных с помощью метода главных компонент, составляют площади Ромашкинского месторождения Татарстана, а также некоторые месторождения Прикамской группы, основным базисным нефтеносным объектом которых являются отложения терригенного девона. Объекты характеризуются сложным неоднородным строением и маловязкими нефтями. Залежи Ромашкинского месторождения находятся на поздней стадии разработки, что обусловливает падение добычи нефти. В связи с этим по мере выработки запасов резко возрастает необходимость применения МУН для извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Как видно из табл.23, для геолого-физических условий залежей терригенного девона Татарстана уже в настоящее время имеются достаточно эффективные методы увеличения нефтеотдачи - гидродинамические, закачка полимеров и полимеродисперсных систем, эфира целлюлозы, микробиологические методы воздействия. Одним из наиболее высокоэффективных

повышающее коэффициент нефтеизвлечения на 3-10 пунктов.

-344-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 23

Эффективность использования технологий увеличения нефтеотдачи по выделенным при помощи метода главных компонент группам объектов исходной выборки

1)

газом, в т.ч.:

-газом

-345-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Достаточно широкое применение на промыслах Татарстана нашли физико-химические методы увеличения нефтеотдачи. Наибольший объем добычи нефти приходится на закачку алкилированной серной кислоты и ПАВ 80,5% (Карамалинская, Березовская, Аналкаевская, Новоелоховская площади). Меньшие объемы добычи получены за счет закачки тринатрийфосфата, сернокислого глинозема, водорастворимых полимеров, полимер-дисперсных систем (ПДС), чередующейся закачки нефти и воды.

Исходя из разработанных критериев применимости различных МУН, анализа геологического строения возможных объектов применения, технологической эффективности и экологической безопасности, в качестве наиболее перспективных рекомендованы:

полимерное заводнение, закачка (ПДС), чередующаяся закачка нефти

иводы (увеличение темпов разработки в 2,5 раза и нефтеотдачи на 18 пунктов), а также в меньших объемах закачки сернокислого гудрона

итринатрийфосфата. Причем эти методы, кроме двух последних, достаточно эффективны при "доотмыве" остаточной нефти из заводненных пластов.

Низкую эффективность показали закачка жидкого диоксида углерода (но в основном из-за нерешенное™ многочисленных технических проблем), а также смешивающееся вытеснение, которое испытывалось на Ромашкинском месторождении. Был зафиксирован прорыв газа по высокопроницаемым пропласткам в добывающие скважины.

Месторождения Западной Сибири образуют в пространстве главных компонент еще одну характерную группу относительно однородных объектов. По вещественному составу, ширине и глубине генерации, изоморфизма и цементации пород полиминеральные терригенные коллекторы Западной Сибири коренным образом отличаются от

коллекторов других нефтедобывающих провинций страны, они содержат 43 минерала и более 300 различных фосфатных соединений. Породообразующими минералами являются: кварц, полевые шпаты, обломки изверженных, метаморфических и осадочных пород.

Особенности геолого-минералогического строения и условий залегания коллекторов Западной Сибири (высокая степень геологической неоднородности продуктивных горизонтов, низкая нефтенасыщенность коллекторов, повышенные пластовые температуры, большая удельная поверхность горных пород), отличающие их от залежей Урало-Поволжья, определяют необходимость использования многочисленных технологий увеличения нефтеотдачи (см. табл.23).

-346-