Эффективность использования технологий увеличения нефтеотдачи по выделенным при помощи метода главных компонент группам объектов исходной выборки 1 страница

Метод увеличения	Объекты	Объекты	Площади	Объекты,	Объек­
нефтеотдачи	терри-	терриген-	Ромаш­	приурочен­	ты
	генной	ной толщ	кинского	ные к поли-	Сред­
	толщи	девона	место-	миктовым	ней
	нижнего	Башкор­	рожд.	коллекторам	Азии
	карбона	тостана	(терри-	Западной
	Башкор­		генный	Сибири
	тостана		девон)
Воздействие:
1) углеводородным
газом, в т.ч.:
- газом высокого
давления				+	+
- углекислым газом		+
-ШФЛУ				+
2) композиционными
системами			+	+ -
3) водными растворами
ПАВ
- низкой концентрации	+		-	+ -
- высокой концентрации				+ -
4) серной кислотой			+
5) микроэмульсиями			+
Закачка водогазовых
смесей	+	+	+	+
Полимерное воздействие
1)ПДС
2)мицеллярно-	+		+	+
полимерное
3) активными агентами:			+
АКС, суспензией бен-
тонитовой глины в р-рах
КМ Ц и др.
Внутрипластовое горение				+
Вытеснение нефти паром	+		+		+
Щелочное воздействие:					+
1) силикатно-щелочное	+			+
2) полимерно-щелочное				+
Закачка ПАВ-полимерных	+				+
составов
Циклическое				+ -
(нестационарное)
заводнение
Микробиологическое			+	+
воздействие
			+	+

-345-

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

На месторождениях Западной Сибири испытывались следующие технологии повышения нефтеотдачи: водогазовое воздействие, закачка водных растворов ПАВ и композиций на их основе, концентрированных растворов щелочи, концентрированной серной кислоты, карпатола и нейтрализованного кислого гудрона, селективная изоляция водопритока силикатно-щелочными реагентами, тепловое воздействие, полимерное заводнение и закачка ПДС.

Обобщение опыта промысловых испытаний МУН на месторож­дениях Западной Сибири показало наибольшую перспективность технологий, направленных на повышение охвата пластов воздей­ствием с последующим их заводнением. Явно прослеживается тенденция увеличения объемов внедрения и эффективности использования гидродинамических методов воздействия на пласт, а также модификаций полимерного заводнения. Отметим, что гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, достаточно простые и не требующие значительных материальных затрат, могут применяться для всех выделенных групп объектов разработки, однако их актуальность возрастает с ростом геологической неоднородности (можно ожидать наивысшую их эффективность для залежей четвертого иерархического уровня неоднородности). В условиях коллекторов Западной Сибири гидродинамические МУН дают высокий технологический эффект в наиболее неоднородных пластах, характе­ризующихся высокой расчлененностью и наличием глинистых пропластков.

Циклическое воздействие при заводнении было реализовано на Самотлорском (АВ4-5, БВа, БВю), Ватьеганском (ABi-г), Федоровском (Восточно-Моховая площадь, пласт БСщ), Мамонтовском (БСю), Муравленковском (БСю, БСц), Суторминском (БСю), Новопурпейском (БСю) и Шаимском (II) месторождениях. В результате применения метода на этих месторождениях, характеризующихся высокой степенью неоднородности и гидрофилизации коллекторов, а также легкими маловязкими нефтями, получен положительный эффект. В условиях месторождений Западной Сибири метод циклического заводнения можно рекомендовать для использования в широких масштабах.

С целью выравнивания фронта вытеснения и увеличения охвата пластов воздействием на Урьевском (БВе), Федоровском (Моховая, БСю), Западно-Ноябрьском (БС^), Новопурпейском (БСю), Муравленковском (БСю) и Суторминском (БСю) месторождениях была реализована технология закачки в пласт

-347-

полимеродисперсных систем, вязкоупругих составов, поверхностно-активных полимерсодержащих составов. Наилучшие результаты получены при использовании ПДС применительно к пластам с водонефтяными зонами. Применение вязко-упругих составов, как правило, эффективно для зон с малыми нефтенасыщенными толщинами и преимущественным развитием высокопроницаемых коллекторов.

Одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи для месторождений Западной Сибири со сравнительно глубокозалегающими пластами, насыщенными легкими маловязкими нефтями, является закачка газа под высоким давлением в сочетании с заводнением. В условиях Западно-Сибирского нефтегазового региона с его значительными ресурсами природного газа и наличием месторождений, удовлетворяющих геолого-физическим условиям применения водогазового воздействия, промышленное внедрение метода может иметь большие перспективы. С 1984 г. на участке Самотлорского месторождения были испытаны две технологии водогазового воздействия: попеременная закачка газа и воды в высокопроницаемые пласты БВа, АВч-з и последовательная - в низкопроницаемые пласты АВы и БВ-ю. Выявлено, что наиболее эффективно процесс протекает в пластах с пониженными фильтрационными параметрами. По этим пластам помимо снижения доли попутно добываемой воды повышается продуктивность скважин в 2-3 раза.

Закачку газа высокого давления в сочетании с заводнением можно рекомендовать для неоднородных низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири. Для одного из таких объектов -Когалымского месторождения (пласты BBis-i9, K3i, Ю2) -применение водогазового воздействия более эффективно, чем закачка ПАВ, полимеров и СС>2 вследствие высокой температуры объекта, большой удельной поверхности коллекторов и отсутствия в регионе вытесняющих агентов.

Для месторождений Западной Сибири весьма актуально приме­нение естественных углеводородных растворителей (ШФЛУ).

Положительный технико-экономический эффект получен при

закачке ШФЛУ в пласты АВ^+АВ^ и БВо Мыхпайского

месторождения, причем дополнительная добыча из пластов АВ°+АВ¹, в 4,5 раза превысила дополнительную добычу нефти

из пласта Б В,

'8-

-348-

Нецелесообразно вести закачку ШФЛУ в зоны с повышенной обводненностью.

Широкомасштабное испытание технологии щелочного заводнения с целью увеличения охвата пласта заводнением проведено на Трехозерном месторождении (пласт II). Получен положительный технологический эффект, хотя и несколько ниже запланированного из-за ряда осложняющих факторов: наличия солей жесткости, углекислого газа, глинистых минералов, а также низкой активности нефти. В целом можно утверждать, что технология высокоэффективна для неоднородных пластов с водопромытыми интервалами. Для месторождений с высоковязкими нефтями щелочное заводнение имеет смысл сочетать с полимерным, а также с тепловыми методами.

Высокое распространение на месторождениях Западной Сиби­ри получила закачка водных растворов нПАВ различной кон­центрации; Реализация метода закачки нПАВ низкой концентра­ции (0,05-0,1 %) на Западно-Сургутском и Самотлорском место­рождениях показала низкую эффективность технологии. Получен отрицательный экономический эффект в связи с большими объемами закачки дорогостоящего нПАВ. Основная причина неудачи - высокая адсорбция нПАВ в условиях полимиктовых коллекторов залежей.

Для повышения эффективности закачки растворов нПАВ в раз­личные периоды времени на Западно-Сургутском, Самотлорском, Ватинском, Аганском, Солкинском и Мамонтовском месторожде­ниях испытывалась технология закачки растворов нПАВ высокой (до 10 %) концентрации. На опытных участках этих месторож­дений, характеризующихся различными стадиями разработки, эф­фективность закачки нПАВ изменилась от отрицательной до поло­жительной. Наиболее подходящими объектами для нагнетания являются пласты группы А Мамонтовского, Солкинского и пласт БСю Западно-Сургутского месторождений. Основная причина высокой эффективности технологии на указанных объектах по сравнению с остальными обусловлена большим содержанием в пластовой нефти асфальтенов и смол, что создает благоприятные условия для образования стойких водонефтяных эмульсий, которые определяют успешность закачки водных растворов нПАВ.

Таким образом, проведенный анализ результатов и испытаний методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири показал, что нефтеизвлечение увеличивается в основном вследствие повышения охвата пластов при воз­действии и заводнении. Рост нефтеизвлечения за счет повы­шения коэффициента вытеснения играет при этом второстепенную роль.

-349-

Пятая группа объектов, выделенная в пространстве главных компонент, представлена залежами Средней Азии. Породы-коллекторы - преимущественно кварц-полевошпатовые песчаники с прослоями глин и глинистым цементом. Залежи весьма неоднородны, неглубоко залегающие, содержат как правило высоковязкие малоактивные нефти. Применение многочисленных технологий повышения нефтеотдачи показало высокую эффективность и перспективность тепловых методов (месторождения Кенкияк, Бостон, Каражанбас), закачки углеводородного газа высокого давления (особенно для неоднородных объектов с малым запасом пластовой энергии -Гойт-Корт, Озек-Суат), закачки высококонцентрированных растворов нПАВ (Карамандыбас).

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 13)

1. Методы контроля за изменением свойств нефти в процессе разработки.

2. Комплекс исследований для оценки работающей мощности пласта.

3. Комплекс методов для оценки текущего положения ВНК.

4. Перспективные методы оценки текущей нефтенасыщенности пласта.

5. Методы оценки текущих ГНКи ГВК.

6. Основные первичные материалы, используемые при анализе разработки.

7. Понятие потенциальной нефтеотдачи.

8. Методы оценки текущей и конечной нефтеотдачи при разработке.

9. Как Вы понимаете сущность коэффициента охвата пласта

заводнением? 10 Методические приемы оценки коэффициента охвата пласта.

11. Условия применения различных методов регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений.

12. Условия применения тепловых методов повышения нефтеотдачи.

13. Условия применения гидродинамических методов повышения

нефтеотдачи. 14 Какие характеристики пластовых вод используются при контроле

за разработкой?

Раздел V

Экологические аспекты разведки и разработки месторождений нефти и газа

Глава -14

Охрана недр

В условиях научно-технического прогресса, способствующего быстрому развитию нефтегазодобывающей промышленности, все более возрастает влияние человеческой деятельности на недра нашей планеты и окружающую среду. Все острее становится проблема охраны недр. Решение этой проблемы в нефтегазодобывающей промышленности приобретает особую важность, поскольку такие природные богатства, как нефть и газ, не бесконечны.

По официально принятой терминологии, недра являются частью земной коры, расположенной ниже почвенного слоя и дна водоемов, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения. Пользователями недр могут быть государственные организации и предприятия и другие субъекты предпринимательской деятельности независимо от форм собственности (в том числе юридические лица и граждане других государств). Пользователями недр при добыче радиоактивного.сырья могут быть только государственные предприятия.

Разработка месторождения нефти и газа, как и других полезных ископаемых, допускается при наличии горного отвода, утвержденного Госгортехнадзором России. Горный отвод - это

-351-

часть земных недр, представляемая предприятию для промышленной разработки содержащихся в ней залежей полезных ископаемых, размеры горного отвода определяются границами разведанного месторождения.

Для получения горного отвода предприятие, которому предстоит вести разработку месторождения, должно представить в управление округа Госгортехнадзора России проект горного отвода.

Проект горного отвода содержит:

а) краткую геологическую характеристику месторож­дения, данные о запасах, сведения о смежных горных отводах, о засоренности территорий, об использовании земельных участков над горным отводом, о других полезных ископаемых, находящихся в недрах горного отвода, соображения о комплексном использовании запасов всех полезных иско­паемых и др.;

б) копию топографического плана поверхности в границах горного отвода и копии структурных карт в масштабе не мельче 1:25000 с указанием залежей, а также увязанные со структурной картой геологические профили, на которых указываются глубины залегания продуктивных интервалов.

Правилами по охране недр при разработке месторождений нефти и газа предусматривается:

применение наиболее рациональных и эффективных методов добычи для наиболее полного извлечения нефти, газа, при данных геологических и технико-экономических условиях разработки;

недопущение сверхнормативных потерь нефти, газа, конденсата в недрах, а также выборочной разработки наиболее продуктивных участков залежи, приводящей к резкому ухудшению показателей разработки всей залежи и к снижению уровня кондиционное™ оставшихся запасов; осуществление доразведки месторождения, перевод всех разрабатываемых и дополнительно подготовленных к разработке запасов в высокие категории;

состояние и движение запасов;

недопущение порчи запасов разрабатываемых и соседних месторождений;

наиболее полное извлечение из недр попутных полезных ископаемых и компонентов, содержащихся в основных полезных ископаемых;

охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, пожаров и других факторов, снижающих промышленную ценность месторождения;

-352-

безопаснве ведение всех работ и охрана окружающей среды;

предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод.

В случае нарушения перечисленных требований право на пользование недрами может быть ограничено, приостановлено или прекращено в соответствии с законодательством.

14.1. Охрана недр при разбуривании нефтяных и газовых месторождений

Для выполнения требований по охране недр при разбуривании нефтяных и газовых месторождений должны быть соблюдены следующие основные условия:

применение технологии бурения, обеспечивающей предупреж­дение выбросов, поглощений, обвалов и других аварийных ситуаций;

опробование промежуточных (непроектных) интервалов при на­личии нефтегазопроявлений, благоприятных данных промысловой геофизики, керна, шлама для более полной оценки нефтегазоносности всего разреза;

вскрытие продуктивных интервалов с применением про­мывочных жидкостей, обеспечивающих минимально возможное загрязнение призабойной зоны и уменьшение продуктивности скважины;

вскрытие продуктивных и водоносных пластов во всех скважи­нах нефтяных и газовых месторождений должно проводиться при наличии на устье противовыбросового оборудования в соответствии с требованиями "Единых технических правил ведения работ при бурении скважин";

выбор конструкции скважины, оборудования фильтра, обеспечивающих безаварийную и эффективную эксплуатацию (в соответствии с проектными данными);

обеспечение надежной изоляции всех нефте-газоводопроявляющих (поглощающих) интервалов и герме­тизации заколонного пространства (при цементировании эксплуатационной колонны) для предотвращения

23 Каналин

-353-

неконтролируемых заколонных перетоков флюидов и создания хорошей связи скважины и пласта через перфорационные отверстия;

выбор способа вскрытия пласта (перфорации эксплуатацион­ной колонны после цементирования), обеспечивающего максимальный (в соответствии с проектом) дебит скважины и ее хорошее техническое состояние;

выбор интервала перфорации, обеспечивающий макси­мальное (по мощности) вскрытие продуктивного интервала при условии предотвращения преждевременного обводнения подошвенными водами и прорыва газа из газовой шапки;

выбор способа освоения скважины, обеспечивающего максимальный (проектный) ее дебит, предотвращение открытого фонтанирования и других аварийных ситуаций (разрушения призабойной зоны, смятия колонны и др.). При последовательном опробовании в скважине нескольких продуктивных пластов по методу снизу-вверх каждый объект должен опробоваться отдельно. После опробования пласт изолируется посредством запивки цементного раствора (установка моста) или другого тампонажного материала. Проверка надежности цементного моста обязательна;

проведение комплекса глубинных исследований при опробовании скважины и пробной эксплуатации для получения необходимого объема информации о геолого-физических свойствах объекта опробования, свойствах пластовых флюидов, пластовых условиях, продуктивности и др. с целью лучшего обоснования схемы, проекта разработки (проекта опытно-промышленной эксплуатации).

Обобщение всех сведений о физико-химических свойствах флюидов, коллекторских свойствах, микро- и макростроении объекта разработки с целью получения геологопромысловой модели для прогноза его потенциальной продуктивности и достижения ее с помощью всех доступных передовых достижений науки и техники при вскрытии и освоении.

14.2. Охрана недр при разработке нефтяных и газовых месторождений

Правила охраны недр в процессе промышленной эксплуата­ции предусматривают неукоснительное выполнение положе­ний проекта разработки. Для выполнения проектных решений необходимо осуществлять эффективный геологопромысловый

-354-

контроль и. гибкое регулирование разработки. Контроль и регулирование разработки должны обеспечить эффектив­ное использование пластовой энергии, системы воздействия на пласт, фонда скважин, мер по интенсификации нефте­газодобычи из этих скважин для поддержания проектных (плановых) темпов добычи нефти, газа и достижения максимально возможной в данных геолого-технологических условиях величин коэффициента нефтегазоконденсатоотдачи.

Чтобы решить эти задачи, необходимо следующее:

при разработке самостоятельных эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях должны быть созданы условия, при которых разбуривание. одного из объектов не могло бы причинить какого-либо ущерба другим пластам, намеченным к разбуриванию в более поздние сроки;

поддерживать пластовое давление на уровне, обеспечивающем эффективную эксплуатацию фонда скважин;

не допускать закачку излишне больших объемов воды и, соответственно, чрезмерный рост пластового давления, который может существенно затруднить бурение новых скважин (особенно на участках, где пластовое давление превышает первоначальный уровень);

распределять объемы закачки по участкам залежи в строгом соответствии с отборами жидкости на этих участках;

осуществлять (особенно на поздних стадиях разработки) меры по изменению направлений фильтрационных потоков, переход на циклическое заводнение на участках, не охваченных или слабо охваченных разработкой;

максимально использовать пластовую (попутно добываемую) воду при заводнении для повышения полноты нефтевытеснения;

не допускать излишне высоких отборов жидкости, особенно по скважинам, расположенным вблизи контуров водоносности, газоносности, нагнетаемых рядов, чтобы максимально предотвратить преждевременное обводнение, загазовывание, уменьшение влияния закачки в скважинах внутренних рядов;

принимать своевременные меры по вводу в эксплуатацию скважин бездействующего фонда, увеличению сроков межремонтной работы скважин, своевременному переходу на механизированные способы эксплуатации, изменению режима работы оборудования для подъема жидкости в целях более полного использования пробуренного фонда скважин, равномерного распределения отборов и закачки по площади залежи;

23*

-355-

при резком уменьшении продуктивности, увеличении обводненности, прорывах газа принимать своевременные меры по интенсификации нефтегазодобычи, изоляции вод, загазованности интервалов;

при проведении работ по повышению продуктивности скважин ограничивать давление закачки (солянокислотная обработка и др.), интервалы и интенсивность обработки (гидропескоструйная перфорация, гидроразрыв) вблизи ВНК, ГВК, ГНК, чтобы не произошло преждевременного подтягивания воды или прорыва газа в обрабатываемой скважине.

[ Одна из главных задач охраны недр нефтяных и газовых месторождений - максимальное использование запасов нефти и газа с соблюдением условий, при которых не было бы вредных последствий для окружающей подземной среды.

Каждый объект разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений характеризуется комплексом физико-химических и геолого-физических характеристик. В зависимости от этих характеристик, а также от сложности строения объекта на различных иерархических уровнях (см. гл.4) он обладает определенной потенциальной нефтеотдачей. Задача всего процесса разработки - получение потенциальной нефтеотдачи, что возможно при оптимальном выборе технологических параметров. При изменении характера вытесняющего агента потенциальная нефтеотдача может измениться в сторону увеличения или уменьшения. В настоящее время основным вытесняющим агентом при разработке нефтяных месторождений является вода. Возможны некоторые вариации закачки воды: собственной пластовой воды, пресной воды, смеси пресной и пластовой вод, более теплых вод нижележащих горизонтов. При любом отклонении закачиваемых вод от естественной физико-химической характеристики необходима проверка на возможность осложнений при разработке (выпадение химических осадков, набухание глинистого цемента и др.).

Дата добавления: 2014-12-27