Динамика охвата пласта заводнением при различных физико-химических свойствах нефти и степени геологической неоднородности

Характеристика объектов	Обводненность продукции, %
Неоднородные с высоковязкой нефтью	0,08	0,14	0,18	0,25	0,28	0,36	0,42	0,50	0,70	0,76
Однородные с маловязкой нефтью	0,38	0,45	0,52	0,57	0,60	0,62	0,64	0,66	0,70	0,79

-336-

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 Волго-Уральской провинции.

22 Каналин

-337-

Несмотря на то, что общий отбор жидкости путем регулирования разработки удалось сохранить, конечная нефтеотдача из-за разрежения сетки скважин уменьшилась на несколько пунктов.

2. Общее и главным образом поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

Технически поставленная задача может достигаться проведением дополнительной перфорации, гидропескоструйной перфорацией; дренированием пласта горизонтальными каналами и др.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания или снижение давления нагнетания вплоть до давления ниже давления насыщения, что приводит к использованию запаса энергии растворенного газа.

4. Изменение направления фильтрационных потоков в неоднородных пластах, что приводит к вытеснению нефти из тупиковых зон и полулинз. В однородных пластах изменение фильтрационных потоков, особенно вблизи нейтральных линий тока, ведет к увеличению градиентов давления и расформированию застойных зон.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождений, относят следующие.

1. Очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт агентов через специально пробуренные нагнетательные скважины, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки объектов.

2. Уплотнение сетки скважин при квадратно-равномерной схеме их расстановки с целью интенсификации разработки остаточных запасов.

3. Установка в скважине пакерного оборудования с целью частичного разукрупнения объектов разработки.

4. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ). ФОЖ - один из мето­дов регулирования разработки на поздней стадии, не требующий изменения системы разработки. Его также называют методом уве­личения нефтеотдачи. При его использовании, как правило, при­рост добычи нефти выше, чем прирост добычи воды. Механизм эффекта при ФОЖ объясняется преодолением капиллярных сил, вытеснением нефти из неоднородных слоистых пластов, преодолением эффекта электрокинетического торможения.

-338-

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 положительного эффекта.

Несмотря на многочисленность современных методов 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-

геологической характеристики объектов разработки при выборе того или иного метода воздействия. Однако дать детальное геолого-физическое обоснование выбора наиболее высокопотенциальных методов увеличения нефтеотдачи невозможно без предварительного выделения среди общей выборки объектов анализа нескольких достаточно однородных по своей геолого-физической характеристике групп.

Необходимо отметить, что приуроченность объектов к определенному геолого-стратиграфическому комплексу не позволяет однозначно характеризовать их как группу относительно родственных объектов ввиду значительной вариационной изменчивости и сложной взаимосвязи их геолого-физических параметров. Существуют такие объекты, которые, несмотря на общность геолого-стратиграфических характеристик, значительно отличаются от других объектов этого комплекса по ряду геолого-физических показателей, что в конечном итоге затрудняет идентификацию этих объектов.

Использование одного из методов факторного анализа - метода главных компонент - позволяет выявлять объекты-аналоги в раз­личных геолого-стратиграфических подразделениях. Метод глав­ных компонент дает возможность классифицировать как изуча­емые объекты по множеству признаков, так и сами признаки по их относительному вкладу в обобщенные признаки - главные компо­ненты. Таким образом, классификация объектов на основе метода главных компонент более объективная, чем простое разделение объектов при помощи раздельных исходных признаков.

Метод использовался для классификации 137 объектов Волго-Уральской НГП, Западной Сибири и Средней Азии по 20 геолого-физическим параметрам. В пространстве главных компонент было выделено пять различающихся между собой групп объектов. К первой относятся в основном месторождения терригенного девона Башкортостана, а также некоторые объекты Самарской области и Чечни. Ко второй группе относятся залежи яснополянского надгоризонта Башкортостана, Пермской и Самарской областей. Третью группу образуют площади Ромашкинского месторождения, а также некоторые объекты Прикамской группы. Месторождения Западной Сибири вошли в четвертую группу, залежи Средней Азии - в пятую. Объекты первой, второй и третьей групп по степени выработанное™ и обводненности относятся к категории выработанных и высокообводненных, вступивших в позднюю и завершающую стадии разработки. Общая геолого-физическая характеристика пяти выделенных групп объектов разработки приведена в табл. 22.

340-

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 также водогазовое (в том числе с исполь­зованием методов регулирования нагнетания углеводо­родного газа под высоким давлением и микробиологическое воздействие).

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 фильтрационными свойствами пластов. Результаты опытно-промышленных работ по воздействию полимерами и щелочно-полимерными растворами

-342-

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 также характеризуется сложной технологией.

Несмотря на соответствие общепринятым критериям использования тепловых методов для разработки залежей высоковязких нефтей в терригенных коллекторах, опытно-промышленный 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). Также под влиянием биохимических процессов было зафиксировано некоторое снижение плотности, вязкости, содержания асфальтенов и смол в нефтях, насыщающих залежи этой толщи. На основании этого создана технология селективной закупорки высокопро­ницаемых пропластков биомассой бактерий, которая была

-343-

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 поверхностно-активных веществ (ПАВ) (0,05-0,2 %), а также активными агентами типа ВФИКС, "Сульфамин" (полифункциональ­ные реагенты комплексного действия). В частности, несмотря на то, что на Николо-Березовской площади Арланского месторождения в результате использования ПАВ "Неонол",

АФ¹², концентрацией 0,2 % было зафиксировано некоторое

увеличение темпов прироста добычи нефти, техноло­гическая эффективность мероприятия оказалась равной нулю. Основными причинами этого являются, по мнению ряда авторов, интенсивные 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 полимеро-дисперсных систем, эфира целлюлозы, микробиологические методы воздействия. Одним из наиболее высокоэффективных методов применительно к геологическим условиям Ромашкинского месторождения является нестационарное заводнение, повышающее коэффициент нефтеизвлечения на 3-10 пунктов.

-344-

Таблица 23

Дата добавления: 2014-12-27