ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт Нефти и Газа
| Кафедра «РЭГГКМ» |
КУРСОВАЯ РАБОТА
По предмету
: «Физика нефтяного и газового пласта»
Тема
: «Методы нестационарного заводнения» (Циклическое воздействие; смена направления фильтрационных потоков; форсированный отбор)
Выполнил: ст. группы НРк-06-3
Зверюков.А.С.
Проверил: д.г-м.н. Ягафаров А.К.
Тюмень 2009
В последние годы в России существенно увеличивается доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Эффективность разработки этих месторождений ниже обычных при более низких коэффициентах нефтеотдачи. Во многом это обуславливается отсутствием необходимых технологий для существующих категорий трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, разнообразие геолого-физических особенностей нефтяных месторождений и пластов не позволяет достичь необходимых результатов за счет применения какой-то универсальной технологии разработки нефтяных месторождений. Как показывает практика наиболее высокие результаты могут быть получены при использовании адресных технологий для конкретных условий.
Применяемая система заводнения не всегда учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу, в результате чего разработка многих месторождений характеризуется недостаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи, незначительными темпами отбора нефти и большим объемом попутно-добываемой воды.
В связи с этим важным направлением повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов является адаптация известных и создание новых технологий воздействия на пласты с учетом особенностей их строения и свойств, в первую очередь для условий месторождений, наиболее характерных для данного региона.
Основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты.
Итак, рассмотрим основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты.
Циклическое (нестационарное) заводнение является одним из эффективных гидродинамических способов увеличения нефтеотдачи и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти.
Эффективность метода определяется двумя неразрывно связанными процессами:
- гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды;
- капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды.
Наиболее эффективным применение метода является для мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов. Газонасыщенные маловязкие нефти являются наиболее подходящими для вытеснения их с помощью циклического заводнения.
Перечисленные свойства коллекторов и нефтей, благоприятные для применения метода циклического воздействия, связаны очевидным образом с внутренним механизмом рассматриваемого процесса.
Метод циклического (нестационарного) заводнения нашел широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность.
К настоящему времени накоплен достаточный опыт теоретических, экспериментальных и промысловых работ. Учитывая, что большинство месторождений находится или приближается к поздней стадии разработки, необходимо совершенствование и повышение эффективности технологии нестационарного заводнения применительно к этим условиям.
Эффективность реализации процесса нестационарного заводнения.
Эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой информации, но, несмотря на достаточный опыт применения нестационарного заводнения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало алгоритма предварительного выбора объектов разработки на основе анализа имеющихся геолого-физических характеристик.
Для реализации нестационарного воздействия необходимо выполнить классификацию объектов разработки, на основе методики критериального выбора объектов, для эффективного использования данного метода.
Суть методических положений о критериальном выборе пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения сводится к следующему.
Поскольку все продуктивные пласты могут быть охарактеризованы одними и теми же общепринятыми показателями (характеристиками) – песчанистость, зональная и послойная неоднородности, степень выработки запасов,
то более эффективное проектирование и реализация нестационарного заводнения могут быть осуществлены на основе критериального анализа имеющегося набора геологических характеристик предполагаемого объекта.
Вначале все имеющиеся объекты делятся на три условных группы с различной степенью песчанистости – менее 0,29; 0,3-0,79 и более 0,8. После этого анализируется степень послойной неоднородности, в том числе расчлененность, а также степень выработки запасов. На последнем этапе определяется степень предпочтительности применения нестационарного заводнения на анализируемом участке, которая варьируется от 0 до 1.
Проведение анализа, систематизации и классификации объектов разработки для определения пригодности применения технологии нестационарного заводнения основывается на комплексе имеющейся исходной геолого-промысловой информации.
При первоначальном анализе объектов разработки учитывается размер залежи, наличие системы ППД и количество нагнетательных скважин. Объекты разработки, эксплуатируемые скважинами имеющие небольшие запасы нефти, в дальнейшей классификации не учитываются.
По результатам анализа геолого-физических характеристик и проведения классификации объектов разработки месторождений по предпочтительности применения нестационарного заводнения все рассматриваемые объекты можно разделить на 4 степени предпочтительности:
- высокая категория предпочтительности (0,6- 1)
- средняя категория предпочтительности (0,4 - 0,59)
- низкая категория предпочтительности (0,15 - 0,39)
- не пригодные для нестационарного заводнения
Выбор участков для реализации нестационарного заводнения осуществлялся на основании анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин.
Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитываются средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах данного участка.
-В результате расчетов, было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта Б8
Аганского месторождения составляет 3,5 мес.
На период проведения нестационарного воздействия необходимо проведение расчетов среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, входящей в выбранный участок. При этом исходят из условия, что все скважины, участвующие в данном процессе, в полуцикле закачки будут работать с предположительно максимальной за период предшествующего года приемистостью, и объемы закачиваемой воды не будут превышать их средний уровень в "доциклический" период. С этой целью определяется среднемесячная закачка, минимальная, среднемесячная и максимальная приемистости по каждой нагнетательной скважине, входящей в опытный участок.
Изменение направлений фильтрационных потоков
Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°.
Физическая сущность процесса состоит в следующем:
Во-первых,
при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой.
Во-вторых,
при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности).
Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением.
Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.
Форсированный отбор жидкости
Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) является методом увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, реализация которого осуществляется за счёт увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта. В результате проведения этого мероприятия зачастую снижается обводненность продукции скважин с высокой базовой обводненностью. Наиболее яркие результаты получены при анализе результатов ФОЖ на водоплавающих залежах.
Форсирование отборов на скважинах месторождений Западной Сибири выявило тенденцию снижения обводненности продукции в результате этого мероприятия на многих водоплавающих залежах, таких как объект АС5-6 Южно-Балыкского месторождения, объект БС12 Майского месторождения; объекты АС4 и БС6
Петелинского месторождения, объект БС11 Ефремовского месторождения, объект БС8 Кудринского месторождения, объекты БП9 и БП10-11 Тарасовского месторождения. На рис. 1 представлена динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых было проведено форсирование отборов.
Рис. 1. Динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых проведен форсированный отбор жидкости: 1 - средняя обводненность продукции; 2 - средний дебит жидкости; 3 - средний дебит нефти.
На рис. 2 изображена динамика показателей эксплуатации форсированной скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Начало форсирования отборов на рисунках отмечено стрелкой. Обе динамики характеризуются снижением обводненности продукции с ростом среднего дебита жидкости. На рис. 2 отмечается и обратная закономерность –рост обводненности продукции при снижении дебита жидкости.
Рис. 2. Динамика показателей эксплуатации скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения:
1 - обводненность продукции; 2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти; 4 - дебит воды.
Форсированный отбор жидкости достаточно эффективен на водонефтяных зонах, где имеются выдержанные глинистые перемычки между разнонасыщенными частями продуктивного разреза. Выдержанность глинистых перемычек является условием проявления описанной закономерности и подразумевается ниже при использовании терминов водоплавающей залежи и водонефтяной зоны (ВНЗ).
В настоящее время отсутствует четкое определение целей и задач форсированного отбора жидкости. Существует мнение, что форсированный отбор — рациональный вариант разработки нефтяной залежи на завершающем этапе, который надо проектировать, официально утверждать и обязательно выполнять. Для его проектирования имеется все необходимое: методика, включающая модель зонально и послойно неоднородного пласта, уравнения разработки нефтяной залежи, общий экономический критерий рациональности, методы решения обратных задач по определению основных параметров нефтяных пластов и практически примененных систем разработки; современная вычислительная техника и полученная индивидуально по скважинам информация об их эксплуатации: о дебитах жидкости и обводненности (следовательно, о дебитах нефти), забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Довольно странным представляется, что при наличии всего этого проблема форсированного отбора не исследована в полном объеме, а форсированный отбор противопоставляется рациональному. На многих нефтепромыслах очень плохо обстоит дело с информацией об эксплуатации каждой скважины. В этих условиях для промысловиков более приемлем и понятен форсированный отбор, чем рациональный, ибо для форсированного отбора не нужна или почти не нужна информация. В условиях неполного объема информации об эксплуатации скважин многие нефтепромысловые работники непоколебимо уверены, что лучше завысить производительность глубинных насосов. При нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважинам рациональные отборы устанавливают форсированные, не осознавая, что часто увеличение отбора жидкости уменьшает отбор нефти на 10—20 % и более.
Действительное положение с информацией об эксплуатации скважин на нефтепромыслах в настоящее время несравненно хуже, чем 40—50 лет назад. В период широкого распространения и применения во всем мире информационноемких технологий у наших нефтяников произошло попятное движение. Необходимо устранить отмеченный недостаток, поскольку нет ничего экономически и технологически более эффективного, чем организация по каждой скважине удовлетворительной точности контроля и последующей оптимизации режима эксплуатации скважин. При этом в текущей добыче нефти и в конечной нефтеотдаче пластов будет достигнут огромный эффект, значительно превысящий эффекты, достигаемые при использовании многих новых методов повышения нефтеотдачи. Увеличенные добыча нефти и нефтеотдача будут достигнуты при уменьшении затрат на 1 т добытой нефти.
При рассмотрении проблемы форсированного отбора жидкости необходимо сравнить различные варианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном рациональном максимальном забойном давлении нагнетательных скважин и рациональном минимальном забойном давлении добывающих скважин. Нефтяные залежи по зональной и послойной неоднородности нефтяных пластов, дебиту и запасам нефти, темпам извлечения запасов нефти, разбуривания и ввода в разработку являются средними, сходными со многими реальными нефтяными залежами.
При этом было показано, что при проектировании разработки залежей нефти средней, повышенной и высокой вязкости обычно проектируется форсирование отбора жидкости. В дальнейшем при их разработке обязательно надо осуществлять запроектированное форсирование. Форсированный отбор жидкости должен быть в рамках рационального варианта разработки нефтяной залежи.
Бесконтрольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и конечной нефтеотдачи пластов.
Рассмотрим процесс нестационарного заводнения, на примере
ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ
» а именно, на примере Аганского месторождения.
особенности разработки месторождений ОАО
«Славнефть- Мегионнефтегаз»
Рассмотрена динамика ввода месторождений в разработку. Анализ данных по разрабатываемым месторождениям показал, что максимальный проектный КИН составляет 0,506. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равен 0,241, то есть выработка запасов достаточно существенна. Сделан вывод о необходимости повышения эффективности разработки месторождений на основе применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно-добываемой воды.
Выполненный анализ геолого-физических свойств продуктивных пластов, запасов нефти и распределения скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности показал, что в структуре начальных извлекаемых запасов на долю низкопродуктивных приходится 26,9%.
С начала разработки добыча нефти в большей степени (67%) обеспечивалась выработкой наиболее продуктивных залежей нефти, на долю разрабатываемых низкопродуктивных залежей приходится лишь 8,2% добытой нефти, на долю среднепродуктивных – 24,8%. В настоящее время, в отличие от начального состояния, в структуре текущих запасов преобладают низкопродуктивные залежи – 52%, доля высокопродуктивных составляет 28%, среднепродуктивных – 20% .
В этих условиях особую актуальность приобретает проблема разработки низкопродуктивных залежей.
Следует отметить, что разработка высокопродуктивных запасов к настоящему времени связана с определенными трудностями. Наиболее крупные месторождения с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3 и 4 стадиях разработки (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мегионское, Южно-Аганское).
Степень выработанности этих месторождений колеблется в пределах 64,4-85,8 %, а для основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов, составляет 81,7-94%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов.
Основные продуктивные пласты характеризуются наличием непроницаемых пропластков, интервалов разреза с повышенной глинизацией, что обуславливает возникновение неоднородности по проницаемости. Применяемая система заводнения не во всех случаях учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу. Формирование системы воздействия на залежи происходило в процессе разбуривания, осуществляемого от сводовой части к периферии. Создавались линейные ряды нагнетательных скважин без учета морфологических особенностей строения залежи.
Такая ситуация наиболее характерна для пласта Б8
Аганского месторождения, являющегося одним из наиболее крупных по начальным и остаточным запасам и обеспечивающего максимальную часть в общем объеме добычи.
Аганское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, открыто в 1965 г., промышленная эксплуатация осуществляется с 1973 г.
Аганское месторождение является многопластовым. В разрезе слагающих пород выделено 22 продуктивных объекта (сверху вниз): пласт АВ1
3
нижнеалымской подсвиты, пласты АВ2
1
, АВ2
2
, АВ3
, АВ4
, АВ5
, БВ0
, БВ1
2
, БВ2
1
, БВ2
2
, БВ3
, БВ6
– ванденской свиты, БВ8
, БВ9
, БВ9
1
, БВ9
2
, БВ17
, БВ18
1
, БВ19
, БВ20-21
– мегионской свиты нижнего мела, пласт ЮВ1
1
, ЮВ1
1а
– васюганской свиты верхней юры. Залежи нефти приурочены к Аганскому, Мало-Аганскому и Западно-Аганскому поднятиям.
В работе рассмотрены основные особенности геологического строения Аганского месторождения, геологическое строение основных пластов, краткое описание разреза, приводится характеристика физико-химических свойств и состава пластовых флюидов.
Проницаемость пласта БВ8
изменяется в большом диапазоне: от 1,0*10-3
мкм2
до 1405,6*10-3
мкм2
, среднее значение проницаемости – 338,8*10-3
мкм2
, средняя пористость 23,7% (диапазон изменения 19,4-25,6). Средняя нефтенасыщенная толщина 10,4 м, степень неоднородности зональная: - 0,86, послойная – 0,57, расчлененность – 6,2.
Начальная нефтенасыщенность по пласту составляет в среднем 71,2% (при колебаниях от 29,3 до 83,8%). Вязкость пластовой нефти составляет 1,08 мПа*с.
Для объекта БВ8
проектными документами была предусмотрена рядная система разработки. Пять разрезающих рядов разделили площадь залежи на 6 блоков.Во 2-м, 4-м, 5-м блоках утверждена пятирядная система разработки по сетке 500х700 м в зоне эксплуатации и с удаленностью первых рядов от линии нагнетания на 600 м. Выделен один (3-й), трехрядный блок с сеткой добывающих скважин 700х700 м и расстоянием между первым добывающим и нагнетательным рядами 850 м.
Проведенный анализ разработки Аганского месторождения показал в целом ее удовлетворительное состояние, однако процесс разработки Аганского месторождения осложняется большими объемами попутно добываемой воды. Обводненность добываемой продукции скважин составляет более 90%, что дает основание отнести остаточные запасы нефти Аганского месторождения к категории трудноизвлекаемых.
Есть все основания предполагать, что наращивание отборов жидкости без существенного увеличения работ по снижению обводненности продукции скважин и вовлечению в разработку слабодренируемых запасов нефти в низкопродуктивных зонах не позволит обеспечить утвержденный по месторождению коэффициент нефтеизвлечения.
Выявленные особенности разработки Аганского нефтяного месторождения, в частности, указывают на необходимость повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных как к высоко-, так и низкопродуктивным коллекторам. На основании имеющегося опыта разработки месторождений страны в качестве технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, предложена комплексная технология нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками скважин, позволяющая увеличить добычу нефти и сократить объемы попутно добываемой воды в результате перераспределения фильтрационных потоков за счет периодической работы нагнетательных скважин и применения технологий обработки скважин, направленных на изменение охвата пласта воздействием.
Нестационарное
воздействие
в
комплексе
с
адресными
обработками.
Применение эмульгатора ЭКС-ЭМ марки «Б»
Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, так же может быть предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.
Наиболее известными в практике являются технологии закачки различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла
(Предварительный анализ полученных результатов показывает, что средний удельный технологический эффект составляет 14 т дополнительно добытой нефти на 1 т жидкого стекла
), а также обратных эмульсий. Эти технологии давно внедряются и широко используются нефтегазодобывающими предприятиями различных регионов России.
Итак, для получения обратных эмульсий используется маслорастворимый эмульгатор ЭКС-ЭМ с концентрацией от 1 до 4% , в качестве стабилизатора обратных эмульсий - хлористый кальций с концентрацией 1-4% (исходная концентрация водного раствора CaCl2
составляла 30%). В качестве углеводородной фазы используется стабильный бензин, нефть (вязкость 2,2 мПа*с) либо смесь керосина с толуолом. Количество углеводорода в эмульсии составляет 20%, остальное водная фаза, представленная моделью пластовой воды с минерализацией 16 г/л (11,5 г/л NaCl и 4,5 г/л CaCl2
).
В ходе исследования физико-химических свойств обратных эмульсий была определена стабильность эмульсий во времени и при различных температурах с последую
и температурах 20, 60 и 80о
С.
В результате проведения физико-химических исследований эмульсионных систем было установлено, что с повышением температуры наблюдается понижение стабильности изученных эмульсий в несколько раз и при малых концентрациях ПАВ составляет 4-6 ч. При 60-80о
С с увеличением концентрации ПАВ в системе стабильность ОЭ увеличивается в 2-4 раза.
Дальнейшие фильтрационные исследования проводится со следующим составом обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатор ЭКС-ЭМ – 3, CaCl2,
- 3, нефть – 20 и минерализованной (16 г/л) воды - 74.
Оценка фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводится на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см с учетом проведенных физико-химических исследований. Проницаемость пористой среды в опытах составляет 0,35-0,42 мкм2
. В качестве пористой среды используеся дезинтегрированный керн пласта. Подготовка к опытам осуществляется по стандартным методикам.
В ходе проведения опытов определились следующие параметры: пористость, проницаемость, подвижность воды при 100% насыщенности и остаточной нефти, начальная, остаточная и конечная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой, изменение подвижности при закачке эмульсии, прирост коэффициента вытеснения нефти, коэффициент изоляции.
Температура проведения опытов составляла 60 и 80о
С, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 ч.
В результате экспериментов получено, что прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21 – 0,32.
Коэффициент изоляции (отношение подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности к подвижности воды после закачки эмульсии) составил 1,93-2,07 при температуре опытов 80о
С и 2,35-2,54 – при 60о
С, т. е. изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах. Аналогичный вывод справедлив и в отношении прироста коэффициента нефтевытеснения, который изменяется в диапазоне 0,29-0,32 при температуре 60 о
С и 0,21-0,25 – при температуре 80 о
С.
Это дает основание предположить, что после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.
К примеру, после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой ( (%) : эмульгатор ЭКС-ЭМ - 3; нефть - 20; cacl2 - 3; остальное – вода с минерализацией 16 г/л.) произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.
Механизм действия потокоотклоняющих технологий.
Механизм действия потокоотклоняющих технологий основан на образовании в поровом пространстве промытых пропластков продуктивного коллектора барьеров для вытесняющей нефть воды путем закачки обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ, жидкого стекла и интенсифицирующих композиций на основе кислот и гидрофобизирующих составов.
-Реализация опытно-промышленных работ на опытном участке Аганского месторождения (объект БВ8
) по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов была начата 21 июня 2005 г. на основании составленной «Программы работ», учитывающей как время и продолжительность остановок нагнетательных скважин, так и ГТМ на конкретных скважинах.
-Технологическая эффективность от применения комплексной технологии, рассчитанная по методу характеристик вытеснения, оценивается в количестве 25125 т дополнительно добытой нефти,
по состоянию на 01.05.07 г.
В ходе реализации комплексной технологии были выполнены обработки 5-ти нагнетательных скважин (№№ 1614, 1618, 1593, 491, 493) обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ в целях перераспределения фильтрационных потоков. Объем закачки составлял 100-200 м3
на одну нагнетательную скважину при удельной закачке от 10 до 21,7 м3
/м перфорированной толщины. Общий объем закачки обратной эмульсии составил 800 м3
.
В результате проведенных обработок нагнетательных скважин на 01.05.07 г. было получено дополнительно 12972 т нефти, т. е. 2594 т дополнительной нефти на одну скважино-обработку (16,2 т. дополнительной нефти на 1 м3
закачанной обратной эмульсии!!!
).
Динамика технологических показателей реагирующих добывающих скважин, представленная на рисунке 3
, показывает, что после проведения ОПЗ нагнетательных скважин обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ обводненность продукции окружающих добывающих скважин снизилась с 95,3 до 93,5%, а суммарная добыча по окружающим добывающим скважинам возросла с 8190 до 10526 т нефти в месяц.
Рисунок 3 Динамика технологических показателей участка реагирующих скважин Аганского месторождения (по обработкам)
Проведенные мероприятия по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов (сочетание гидродинамического и химического воздействия на пласт) показали целесообразность применения данной технологии и подтвердили правильность как выбора объекта разработки на основе критериального подхода, так расчета параметров реализации технологии.
Технологии воздействия на пласт.
«ТЕХНОЛОГИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
»
Технология предназначена для повышения коэффициента нефтеизвлечения и снижения обводненности добываемой продукции. Областью применения технологического процесса являются неоднородные по проницаемости пласты.
Технологическая эффективность достигается как за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти (9-17%), так и коэффициента охвата пласта воздействием (до 40%) за счет высокой вязкости водогазовой смеси в пластовых условиях.
Технология обладает рядом отличительных свойств:
Отсутствие необходимости проведения на скважинах работ по закачке реагентов с привлечением спецтехники. Закачка и образование водогазовой смеси производится в постоянном автоматическом режиме с применением системы поддержания пластового давления. причем за счет применения для образования и закачки водогазовой смеси эжекторного устройства, осуществляется саморегуляция степени газосодержания водогазовой смеси в зависимости от проницаемости пласта, что приводит к периодическому перераспределению направления движения фильтрационных потоков.
Воздействие водогазовой смесью приводит только к временному блокированию пор пласта и позволяет и в дальнейшем эксплуатировать данные коллектора.
Технология экологически безопасна, способствует утилизации нефтяного газа и прекращению бесцельного сжигания его на нефтепромыслах.
Водогазовое воздействие на пласт не имеет ограничения применения в зависимости от пластового давления, температуры пласта, свойств пластовой нефти и воды.
Технология внедряется на месторождениях Западной Сибири. Дополнительная добыча нефти составляет 4-10 тыс.тонн в год на 1 участок.
«ТЕХНОЛОГИЯ КОМПЛЕКСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРА С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕАГЕНТОВ СНПХ-8310 И СНПХ-8320
»
Технология применения композиции СНПХ-8310 для обработки нагнетательных скважин в карбонатных коллекторах с целью выравнивания профиля приемистости, снижения обводненности реагирующих добывающих скважин и повышения эффективности нефтеизвлечения. Эффект достигается путем искусственного уменьшения естественной геологической неоднородности пласта в условиях активного заводнения и создания потокоотклоняющих экранов пролонгированного действия. Работы проводятся на участках нефтяных месторождений при обводненности продукции скважин - 25-99%.
Реализация осуществляется закачкой в нагнетательную скважину композиции СНПХ-8310. При попадании в пласт композиция создает дополнительное фильтрационное сопротивление преимущественно в высокопроницаемых промытых зонах в результате образования вязкой структурированной системы. Поэтому нагнетаемая впоследствии вода, перераспределяется в менее проницаемые пропластки, что приводит к выравниванию фронта заводнения.
Технология применения композиции СНПХ-8320 для обработки добывающих скважин позволяет создавать гелеобразные и высоковязкие эмульсионные системы селективного действия снижающие обводненность добываемой продукции. Одновременно возрастает удельная эффективность по нефти. Работы проводятся на добывающих скважинах нефтяных месторождений при обводненности продукции скважин - 50-99%.
Данный вид продукта, предназначен, в первую очередь, для карбонатных коллекторов, которые характеризуются сложными физико-химическими свойствами и затрудненным извлечением запасов нефти.
Эффект достигается вовлечением в разработку зон пласта, ранее неохваченных воздействием, при одновременном ограничении работы высокопроницаемых пропластков и ограничении водопритока в добывающие скважины.
Испытания технологии, проведенные в 2005-2006 г.г. в карбонатных коллекторах месторождения ОАО «Удмуртнефть», показали ее высокую эффективность. За 6 месяцев по участку (обработано 2 нагнетательные и 5 добывающих скважин) добыто 3704,9 т дополнительной нефти. Эффект продолжается.
«ТЕХНОЛОГИЯ ПРИМЕНЕНИЯ ВОЛОКНИСТО-ДИСПЕРСНОЙ СИСТЕМЫ (ВДС) ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
»
ВДС применяется для повышения нефтеотдачи высокообводненных неоднородных пластов на поздней и завершающей стадиях разработки. Эффект достигается за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов нефти при одновременном ограничении или отключении из работы высокобводненных пропластков и зон пласта.
Технология испытана и внедрена более чем на 23 месторождениях РФ (936 скв-обр).
Дополнительная добыча нефти составила свыше 3,4 млн.т (1992-2006г.г.) (ТПП "Когалымнефтегаз", ТПП "Лангепаснефтегаз", ОАО "Нижневартовскнефтегаз", ОАО "Сургутнефтегаз", АО "Кондрпетролеум", ОАО "Томскнефть", ТПО "Татнефтепром", ОАО "Татнефть" и др.)
Удельная технологическая эффективность составляет 3,6-6,3 тыс. тонн дополнительно добытой нефти на одну обработку.
Технология может применяться при любой минерализации вод и температуре пласта до 300°С. Наиболее эффективно применение технологии в условиях трещиновато-поровых терригенных коллекторов при обводненности добываемой продукции более 80%. В технологии используются дешевые, экологически чистые материалы, имеющие широкую сырьевую базу.
«СТРУКТУРООБРАЗУЮЩИЕ КОМПОЗИЦИИ»
Рассмотрим пример разработки нефтяного пласта с применением структурообразующей композиции (СОК) на основе полимера и модифицированного глинопорошка.
Сущность метода заключается в том, что в нефтяной пласт закачивается композиция, состоящая из водорастворимого полимера и водной суспензии модифицированного глинопорошка. Модифицированный глинопорошок представляет собой монтмориллонитовую глину, на поверхности которой предварительно адсорбированы ионы хрома. Это позволяет повысить охват пласта заводнением.
Характеристики распределения фильтрационных потоков по пропласткам показали увеличение охвата модели пласта в результате закачки СОК. Эта технология, направленная на повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки, по результатам лабораторных данных и проведенных промысловых испытаний является эффективным методом вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти.
Преимущество данной технологии – ее экологическая безопасность для нефтяных месторождений, доступность сырьевой базы, использование готовых производственных и технологических узлов для ее приготовления и закачки в пласт.
Полимерное заводнение.
Полимерное заводнение
– это технологически простой и высокоэффективный метод повышения нефтеотдачи пластов, основанный на добавке к воде небольшого количества водорастворимых полимеров при обычном заводнении нефтяных пластов.
Сущность метода заключается в изменении соотношения подвижности вытесняющей жидкости и пластовой нефти вследствие увеличения вязкости закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полимеров. Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствуют выравниванию фронта вытеснения, замедляя ее продвижение в высокопроницаемых зонах, уменьшая вязкостное языкообразование. Эти факторы вызывают повышение коэффициентов охвата и вытеснения при заводнении. Размер оторочки полимерного раствора составляет 10-30 % количества первоначально содержащейся нефти в пласте. Оторочку раствора полимера можно закачивать на любой стадии разработки, но наибольший эффект получается при применении на начальной стадии.
В осложненных геолого-физических условиях залежи (резкая неоднородность пласта по проницаемости, наличие высокопроницаемых зон, трещин, повышенная вязкость нефти и как следствие ранняя обводненность скважин) применяется воздействие на пласт сшитыми полимерными системами (СПС).
Сущность метода с применением СПС заключается в добавке к раствору полиакриламида небольшого количества (сотые доли процента) сшивающего агента, под действием которого происходит структурирование ("сшивка") макромолекул полимера в пористой среде с образованием геля в зонах высокой проницаемости пласта или в трещинах, куда в основном проникает СПС при закачке в скважину. С 1993 г. метод СПС применен на 34 нагнетательных скважинах (7 участков). На 1 т закачанного раствора получено от 250 до 10 500 т нефти.
«Закачка полимердисперсных систем
(ПДС)»
Закачка полимердисперсных систем (ПДС). Этот метод основан на модели воздействия на нефтеводонасыщенный пласт путем повышения фильтрационного сопротивления обводненных пропластков, которая принята за основу при разработке технологий применения водоизолирующих химреагентов для увеличения коэффициента охвата пласта заводнением в целях повышения конечной нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации. Для реализации этой модели НИИнефтепромхимом и научно-производственной фирмой "ИДЖАТ Лтд" был разработан новый принцип получения водоизолирующей массы в пластовых условиях на основе флокулирующих свойств полимеров относительно дисперсных частиц горных пород с образованием полимердисперсных систем, позволяющий избирательно повышать фильтрационное сопротивление обводненных зон коллектора.
Отличие воздействия ПДС на пласт от полимерного заводнения заключается в том, что остаточный фактор сопротивления, создаваемый ПДС, возрастает с увеличением проницаемости пористой среды, в то время как для полимерного раствора он уменьшается. Это является одним из определяющих условий эффективного применения ПДС в промытых зонах. При применении ПДС в обводненных пропластках избирательно образуются полимер-минеральные комплексы, снижая тем самым степень неоднородности пласта. В результате происходят перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта заводнением.
Различные модифицирующие добавки обеспечивают создание ПДС с регулируемыми свойствами, что позволяет использовать их в различных специфических условиях эксплуатации продуктивных пластов с богатым разнообразием физико-химических свойств насыщающих жидкостей.
Получены результаты применения ряда технологий на месторождениях Западной Сибири. Средние показатели по добыче дополнительной нефти составили 2-13 тыс. т, хотя в отдельных случаях они достигали 25-60 тыс. т на один обработанный участок.
Технология ПДС, показавшая высокую эффективность, и широко внедрена на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Только на 692 контролируемых участках количество дополнительной нефти превысило 2,6 млн т, по отдельным участкам дополнительная добыча нефти достигала 40 тыс. т при длительности эффекта 3 года.
Предложенный ряд технологий повышения нефтеотдачи пластов позволяет увеличить отбор нефти в осложненных условиях разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в высокообводненных и низкопродуктивных пластах, связанных как с обводнением пластов с высокими коллекторскими свойствами, так и выработкой запасов в низкопроницаемых зонах объектов. Установлена возможность эффективного воздействия на карбонатные коллекторы модифицированными ПДС.
Заключение
В XXI в. для поддержания уровня добычи во многих районах России необходимо эффективно использовать имеющиеся месторождения, большинство которых из числа разрабатываемых находится на стадии исчерпания активных рентабельных запасов. Их доля может еще уменьшится в связи с неожиданным падением цен на нефть, что может случиться в любое время. Под угрозой закрытия, ликвидации или консервации окажутся целые промыслы и районы в Западной Сибири. Россия не сможет наполнить своей нефтью и своими нефтепродуктами даже внутренний рынок. К сожалению, имеется ряд негативных последствий сверх интенсивного освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири. Форсированная разработка как нефтяных, так и газовых месторождений привела к тому, что текущий коэффициент нефтеотдачи в Западной Сибири даже на завершающей стадии активного освоения составляет всего лишь 25-30 %, а в юрских отложениях - 15 %. Обводненность добываемой продукции в среднем по России составляет 82 %. Есть разрабатываемые месторождения в Западной Сибири, где в добываемой жидкости из скважин нефть составляет менее 10 %.
Среднесуточный дебит нефти одной скважины в России сегодня 7,4 т, и только высокая цена на нефть позволяет временно считать такие дебиты рентабельными. Кстати, и скважинный среднесуточный дебит газа в России немного превышает 6000 м3. Флюидодинамические процессы в газовых месторождениях более мобильны, и чрезмерно форсированный отбор ведет не только к быстрой потере пластовой энергии, но и снижению ресурсного потенциала, что можно наблюдать на газовых гигантах Западной Сибири. Следовательно, без ввода в разработку новых месторождений на Ямале добыча газа будет снижаться.
Обладая мощной нефтегазовой индустрией во всей совокупности, России приходится решать сложные задачи. Видимо, в новой стратегии развития нефтегазовой промышленности определяющим должно быть усиление роли государственных рычагов управления. По мнению российских ученых и независимых экспертов необходимо учитывать и постоянно корректировать такие важные параметры, как: экспортное и внутреннее потребление; оперативное регулирование финансовыми и инвестиционными потоками; налоговую систему; наличие резервных объемов нефти и газа, в т.ч. в подземных нефтяных и газовых хранилищах, которые можно использовать в качестве залогового инструмента; восполнение рентабельных разведанных запасов за счет открытия собственных крупных и высокодебитных месторождений, а также приобретения лицензионных участков (концессий) за рубежом; эффективное освоение имеющегося фонда месторождений и скважин с трудноизвлекаемыми запасами, предусматривая выборочную реабилитацию залежей нефти и газа; новейшие научные достижения и эффективное использование новых технологий.
Объективная оценка ситуации заключается в том, что очень мала возможность ввода в разработку новых крупных и высокодебитных (еще даже не выявленных) месторождений на территории России в ближайшие 20-25 лет, так как поисково-разведочные работы, как правило, не ориентированы на новые объекты, а привязаны к уже освоенным месторождениям и проводятся в очень малых объемах. Возможно в ближайшие два-три десятилетия в нефтяной промышленности России основными объектами будут уже разрабатываемые месторождения.
В качестве первоочередных мер, предусматривающих фундаментальные научные проработки и организационно-техническое и технологическое обеспечение, можно обозначить следующие:
1. Настойчиво проводить поиски крупных высокодебитных
нефтегазовых месторождений в новых районах на суше и на шельфе и в глубоких продуктивных этажах, в том числе в палеозое Западной Сибири на основе принципиально новых методик и технологий с учетом современных флюидодинамических процессов. Фундаментный палеозой может рассматриваться как главный источник увеличения ресурсной базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. 2. Осуществить пересчет (уточнение) остаточных запасов на разрабатываемых или законсервированных объектах Западной Сибири. Периодически производить оценку-экспертизу активных запасов с ранжировкой по продуктивности. Это чрезвычайно важно для текущего и перспективного планирования добычи в стране и для отдельных нефтегазовых компаний. 3. Определить индивидуально для каждого объекта оптимальные, щадящие режимы разработки (доразработки) и методы возможно-допустимой интенсификации. Предусмотреть реабилитационные циклы для месторождений и залежей с выработанными активными запасами. Значительная часть "поврежденных" нефтегазонасыщенных объектов, особенно в Западной Сибири, должна быть возвращена в состояние относительного покоя (релаксации) для стабилизации флюидо-динамического равновесия системы. Месторождение для разработки должно передаваться одному недропользователю. Нельзя дробить месторождения на участки и отдельные лицензионные блоки. 4. Для проверки научных концепций и разработки новых геолого-геофизических и промысловых технологий на основе "видения" динамических процессов целесообразно создать несколько региональных мониторинговых полигонов. Уверенная стратегия дальнейшего развития нефтегазового комплекса России может быть определена только после государственной ревизии имеющихся запасов на всех открытых месторождениях, а также в ходе уверенной реализации поисковых проектов. Россия без собственной нефтегазовой промышленности не может быть устойчиво развивающимся государством.
Еще раз подчеркнем, что нефтегазовый потенциал России необъятен. По разведанным запасам она занимает второе место в мире, а суммарные потенциальные углеводородные ресурсы больше, чем у всех остальных стран планеты вместе взятых. Особое значение приобретают перспективы морских акваторий, где по расчетам потенциальные извлекаемые ресурсы углеводородов составляют 100 млрд т., в том числе нефти 16 млрд т и газа - 84 трил м3. Предполагается, что в 2005 г. добыча на шельфе может составить 20-25 млн т нефти и 30-35 млрд м3 газа, а в 2020 г. уже 65-70 млн т нефти и 135-140 млрд м3 газа. Скорейшее освоение этих богатств выгодно всей мировой цивилизации.
Список используемой литературы:
1. «Физика нефтегазового пласта» Г.П. Зозуля, Н.П. Кузнецова, А.К. Ягафаров
2. Экспериментальные и промысловые испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова, А.В. Билинчук //М, Бурение и нефть. -2006.- № 7/8. - с. 8-11.
3. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук А.В. Критериальный выбор объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для применения нестационарного заводнения // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2005.- вып. 132.- с. 135-145.
4. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, И.И. Минаков, А.В. Билинчук // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2006.- вып. 133.- с. 28-43.
5. Разработка и испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки нагнетательных скважин / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова, А.В. Билинчук // Нефтепромысловое дело.- 2006.- № 9. с. 26-31.
6. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук А.В. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Ю.В. Шульев, А.В. Билинчук // Нефт. хоз.- 2006.- № 11.
7. Билинчук А.В., Баишев А.Б., Кузнецов В.В. Изучение природной анизотропии напряженного состояния продуктивных пластов в целях расширения информационной базы проектирования разработки нефтяных залежей // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2006.- вып. 133.- с. 144-148.
8. К вопросу о качестве построенной геолого-технологической модели – основы мониторинга разработки нефтяных месторождений / Ю.В. Шульев, В.П. Волков, А.И. Рыков, Л.С. Бриллиант, А.С. Шубин, А.В. Билинчук // В
естник ЦКР Роснедра.- 2005.- вып. 2, с. 104-117