Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки
 Скачать 2.81 Mb.
|
|
Вытеснение нефти углекислым газом. Вязкость нефти должна быть меньше 10-15 мПа·с, так как при более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО2 с нефтью. Все известные промышленные опыты с углекислым газом проводились на месторождениях с меньшей вязкостью нефти. Пластовое давление должно быть более 8-9 мПа для обеспечения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью, которая повышается с увеличением давления. Толщина монолитного пласта более 25 м снижает эффективность из-за проявления гравитационного разделения газа и нефти и снижения охвата вытеснением. 2. Нагнетание водогазовых смесей. Вязкость нефти более 25 мПа·с неблагоприятна для применения метода. Как и при обычном заводнении, происходят неустойчивое вытеснение нефти и образование байпасов. Большая толщина пласта способствует гравитационному разделению газа и воды и снижению эффективности вследствие уменьшения охвата вытеснением. 3. Полимерное заводнение. Температура пласта более 70 °С приводит к разрушению молекул полимера и снижению эффективности. При проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул. В условиях повышенной солености воды и содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения (повышения вязкости) воды; полимеры биологического происхождения не нуждаются в этом ограничении. 4. Нагнетание водорастворимых ПАВ. Недопустима температура пласта более 70 °С по тем же причинам, что и для полимера. Пласты с высокой смачиваемостью водой (гидрофильные) неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, так как их эффект направлен на повышение смачиваемости пористой среды.
Так как мицеллярные растворы обязательно применяются вместе с полимерными, то на них распространяются те же ограничения по температуре, проницаемости пласта и солености. Мицеллярные растворы на основе нефтяных сульфонатов при большом содержании солей кальция и магния в пласте, вследствие ионного обмена этих солей с натрием в сульфонате, превращаются в высоковязкие эмульсии, резко снижающие проводимость пластов. Вязкость нефти допускается не более 15 мПа·с, так как для выравнивания подвижности требуется повышать вязкость мицел-лярного раствора за счет дорогостоящего компонента (спирта). Продуктивные пласты могут быть представлены только песчаниками, так как в карбонатных пластах содержится много ионов кальция и магния, которые разрушают нефтяные сульфонаты и мицеллярные растворы. 6. Вытеснение нефти горением. Вязкость нефти должна быть более 10 мПа·с, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточное содержание в ней кокса (асфальтенов). При толщине пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм2 этот метод нецелесообразен из-за больших непродуктивных потерь теплоты в кровлю и подошву залежи. Требуется глубина пласта более 150 м, чтобы обеспечить достаточную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность. 7. Вытеснение нефти паром. Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим соображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгодным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважин. Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2 - 0,3 мкм2, а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи. Общие потери теплоты в стволе скважин и в пласте не должны превышать 50 % поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы получить экономический эффект от процесса.
Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи пластов минимальные. Эффективность его применения зависит прежде всего от состава пластовой нефти. Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти)- менее 0,5 мг/г. Применение щелочных растворов не ограничивается температурой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химических методов щелочные растворы вполне применимы при температурах до 150-200 °С, а также в карбонатных пластах. Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость породы пласта водой, то они обладают преимуществом перед другими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизованных пластах. Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%), в которых коэффициент вытеснения нефти такой же, как и обычной водой. Все приведенные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного отбора методов, определения перспектив их внедрения и потенциальных масштабов применения. При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для какого-либо конкретного месторождения нефти может сложиться ситуация, когда исходя из указанных критериев, понадобятся два-три метода. В этом случае принятие решения о применении того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов должно основываться на детальных технологических и экономических расчетах с учетом наличия материально-технических средств и капитальных вложений, а также целей по добыче нефти. Некоторая часть запасов нефти на многих месторождениях (с сильнотрещиноватыми пластами) вообще непригодна для применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, кроме циклического заводнения. Для таких запасов нефти необходим целенаправленный поиск неизвестных методов или видоизменение, комбинирование известных разработанных методов воздействия на пласты со специфическими геолого-физическими свойствами. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов Во всех случаях промышленного испытания и внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов возникает необходимость оценки их эффективности по промысловым данным. На стадии опытных работ это необходимо для того, чтобы принять решение о целесообразности промышленного применения метода, а на стадии промышленного внедрения, чтобы определить эффективность от затраченных средств. При этом, естественно, требуется объективная, достоверная оценка эффективности метода, чтобы не завысить и не занизить его потенциальных возможностей. При оценке эффективности методов необходимо различать следующие понятия эффективности.
Обычно идеальная или потенциально возможная эффективность метода увеличения нефтеотдачи пластов (И) достигается в лабораторных условиях при высокой степени изученности процесса. На практике такая эффективность недостижима. Например, при смешивающемся вытеснении нефти газом или мицеллярными растворами достигается извлечение 95-98 % нефти из относительно однородных пористых сред. В реальных условиях на такое извлечение нефти рассчитывать не приходится из-за более сложного строения пластов и отличия промышленного процесса от лабораторного. Однако долгое время коэффициент вытеснения нефти водой в лабораториях из моделей пласта называли нефтеотдачей пласта. А некоторые специалисты до сих пор эффективность, полученную в лаборатории, переносят на практические условия, отождествляя ее с конечной нефтеотдачей пласта, предельно достижимой в реальных условиях (В). Возможная или проектная эффективность метода определяется при проектировании и зависит от адекватности расчетных моделей процессу и достоверности исходных данных. Даже в лучшем случае в проектах происходит завышение эффективности процесса, так как реальные условия разработки пластов зависят от многих неустойчивых факторов и всегда сложнее схематизированных упрощенных расчетных моделей фильтрации жидкостей и вытеснения нефти активными агентами. Фактически достигаемая эффективность метода увеличения нефтеотдачи пласта (Д)-конкретная, однозначная величина, как правило, ниже проектной эффективности в силу неизбежных отклонений от заданной (оптимальной) технологии при реализации процесса, изменении характеристики свойств рабочего агента, условий его нагнетания, эксплуатации скважин и др. И наконец, оцениваемая эффективность метода (О) по промысловым данным при точном измерении и определении должна быть ниже фактически достигаемой, так как весь объем пласта, подвергнутый воздействию рабочего агента, невозможно измерить, а косвенные определения эффекта через продукцию и исследования скважин искажены запаздыванием его проявления. Поэтому указанные понятия эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов связаны соотношением И > В > Д <>О Это всегда необходимо помнить при решении вопроса о применении метода. Однако практически оценки и определения эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов по промысловым данным неоднозначны и могут быть как заниженными, так и завышенными, по сравнению с достигаемой эффективностью, из-за следующих одновременно действующих причин: недостаточность, непредставительность промысловой информации или отсутствие необходимых данных; погрешность, искаженность информации (ошибки в размерах участков); наложение на результаты побочных эффектов от других проводимых мероприятий (циклическое воздействие, обработка скважин, загрязнение призабойных зон, форсирование отбора и др.); несоответствие используемого способа оценки эффекта особенностям метода; неопытность или необъективность технологов, определяющих эффект. Вследствие этих причин иногда возникают большие противоречия в оценке эффективности и даже возможностей методов, особенно малопотенциальных. Например, оценки эффективности заводнения с поверхностно-активными веществами типа ОП-10, проведенные различными специалистами для одних и тех же условий, отличаются в 3-4 раза (от 2-4 до 10-12 % увеличения конечной нефтеотдачи пластов). Чтобы достигнуть достоверной оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, при проведении промышленных опытов необходимо стремиться к устранению всех указанных осложняющих причин. Для этого требуется следующее. Из каждой скважины извлекать максимум данных о свойствах пластов, жидкостей, условиях вытеснения нефти и притока нефти, т. е. обеспечивать полный вынос керна, отбирать пробы нефти, газа и воды на анализ, проводить геофизические и гидродинамические исследования, точные замеры дебитов нефти, расходов и добычи воды, газовых факторов, температуры и др. Размеры опытных участков и размещение скважин должны быть такими, чтобы исключить ошибку в проведении границы зоны, подвергнутой воздействию рабочего агента. Измерения всех величин и параметров должны быть максимально точными. Во время проведения нового процесса воздействия на пласты надо обеспечить чистоту призабойных зон скважин (не загрязнять), сохранять неизменными условия эксплуатации скважин не только в пределах опытных участков, но и смежных зон. Если же изменения условий разработки залежи (циклическое воздействие, изменение направления потоков жидкости, обработки призабойных зон скважин, повышение депрессий на пласт и др.) неизбежны, то требуется разделение эффектов от нового метода и от других мероприятий. Загрязнение призабойных зон может исказить реальную эффективность метода. Эффективность разных методов увеличения нефтеотдачи пластов, применяемых в различных геолого-физических условиях, требуется определять различными способами в зависимости от характера проявления эффекта и наиболее представительных показателей. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов должны определять специалисты, понимающие механизм процессов, физико-химические и гидродинамические процессы, а также геологическое строение нефтяного пласта. Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки Объективная экстраполяция показателей добычи нефти и других показателей разработки залежи, участка - основной и наиболее точный способ определения технологического эффекта по фактическим результатам опытно-промышленных работ или промышленного внедрения метода повышения нефтеотдачи пластов. Существуют различные способы графоаналитического или статистического анализа эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, основанные на отыскивании эмпирической зависимости изменения показателей разработки базового варианта в период до начала применения метода и экстраполяции ее на будущий период его применения.
Если базовым вариантом разработки являлось заводнение, то отыскиваются такие способы выражения накопленной добычи нефти, которые приближались бы к прямолинейной зависимости ее от другого промыслового показателя (характеристики вытеснения). Если базовыми являлись режимы истощения, то удобнее анализировать изменение текущих показателей - отборов нефти, или дебитов нефти на одну добывающую скважину.  Рис. 4. Зависимость накопленной добычи нефти и нефтеотдачи пласта η от безразмерного времени τ без применения (1) и с применением (2) методов увеличения нефтеотдачи. ∆  Q, ∆η - соответственно прирост накопленной добычи нефти и нефтеотдачи за счет метода повышения нефтеотдачи пласта (МПНП); τб, τм -предельное безразмерное время для заводнения и применяемого МПНП соответственноРис. 5. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) накопленной добычи нефти Qн от логарифма накопленной добычи воды (жидкости) lgQв (lgQж). ∆Qн, ∆η - прирост накопленной добычи нефти и нефтеотдачи соответственно; ∆Qв - экономия воды (жидкости)  Рис. 6. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма в  одонефтяного фактора lg w от логарифма накопленной добычи воды lg QвРис. 7. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма водонефтяного фактора lg w от накопленной добычи нефти Qн В настоящее время создано несколько десятков аппроксимаций фактических показателей разработки объектов при заводнении. Большое их разнообразие связано с попытками уменьшить присущие всем им следующие недостатки.  Рис. 8. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма доли нефти  в потоке lg nн от логарифма накопленной добычи жидкости lg QжРис. 9. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) изменения Текущей добычи нефти q от времени t q0 - начальный дебит (добыча) Применение способов прогнозирования основных технологических показателей разработки при заводнении возможно только при обводнении добываемой продукции скважин от 30 до 90 %. Все имеющиеся способы не учитывают технологических изменений при разработке объекта (бурение дополнительных скважин, изменение режима работы скважин и др.). Отсутствие универсальных способов, применимых для любых объектов, и в результате необходимость предварительной апробации в конкретных условиях. Период прогноза на будущее не может быть больше периода, предшествующего обводнению. На ранних стадиях заводнения это ограничивает их применение, точность прогноза становится очень низкой. Несмотря на указанные недостатки, сопоставление фактических показателей разработки объекта с применением метода повышения нефтеотдачи пластов и прогнозных, полученных до применения метода, наиболее надежно и наглядно (рис. 4). Большой практический опыт использования различных графоаналитических способов сравнения показателей разработки различных объектов, прогноза перспектив разработки месторождений при заводнении, оценки технологической эффективности различных технологических мероприятий, проводимых на месторождениях, позволяет рекомендовать пять предпочтительных способов (рис. 5-9), к основным достоинствам которых относятся следующие: достаточно высокая надежность получаемых результатов; простота использования и наглядность; возможность интегрального учета геологических особенностей строения пласта; возможность определения различных показателей эффективности и добычи нефти за счет применения метода, снижения добычи воды, повышения темпа разработки и др. Точность оценки технологической эффективности методов в значительной мере зависит от соблюдения технологии разработки объекта во время применения метода (такой же, как и до применения), а также от длительности периода, на который проводится экстраполяция. Применение указанных способов оценки эффективности методов в каждом конкретном случае требует предварительной их апробации для данного месторождения или района. На основании этой апробации дается оценка точности их применения по дисперсии фактических и расчетных данных. Если базовым вариантом разработки служит режим истощения, то экстраполируются фактические показатели текущей добычи нефти во времени (см. рис. 9). При этом добыча нефти до применения метода может аппроксимироваться показательной, гиперболической или гармонической функцией. Выбор приемлемой функции, как и в предыдущих случаях, определяется наименьшей дисперсией фактических и расчетных данных. Добыча нефти за счет применения метода определяется как разница фактических и расчетных показателей для базового метода, полученных экстраполяцией на одинаковый объем добытой жидкости или время. Применение метода на поздней стадии не исключает как дополнительный способ оценки эффективности сравнение технологических показателей опытного и контрольного участков. Оценка технологического эффекта при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала разработки К наиболее трудным и неопределенным для оценки технологического эффекта относятся случаи, когда метод повышения нефтеотдачи пластов применяется с самого начала разработки, как, например, применение ПАВ при разработке месторождений Западной Сибири, применение тепловых методов для разработки Каражанбасского, Усинского и других месторождений. Сложность этого обусловлена отсутствием возможности сравнить фактические данные разработки залежи при базовом варианте и данные на опытном участке применения метода. Поэтому оценка технологического эффекта от применения метода базируется либо на расчетных показателях разработки опытного участка, либо на фактических результатах разработки другого участка, так называемого контрольного. В первом случае возможны погрешности, связанные с неточностью исходной информации или методики расчетов. Во втором случае трудность заключается в выборе контрольного участка, который должен быть идентичен опытному как по геолого-физическим свойствам, так и по условиям разработки. Выдержать же идентичность опытного и контрольного участков по всем показателям не удается практически никогда. В результате возможна неоднозначность в определении технологического эффекта. А поскольку этот показатель имеет не только теоретическое, но и практическое значение, у одних специалистов возникает заинтересованность в эффекте, а у других - недоверие к результатам его определения. Это особенно проявляется при испытании методов, характеризующихся незначительным приростом нефтеотдачи пластов (таких, как заводнение с ПАВ, серной кислотой) и длительным периодом до начала ощутимого реагирования добывающих скважин на воздействие, особенно в начальный период применения методов. Для выхода из этого положения есть два пути. Один состоит в том, что неопределенность оценок эффекта можно преодолеть статистически, т. е. большим числом опытных работ и соответствующей их обработкой методами многофакторного анализа. Для этого необходимо тщательно анализировать все результаты опытных работ, сопоставлять лабораторные и промысловые результаты, обобщать опыт применения метода на многих участках, накапливать данные для статистической обработки. С течением времени появится уверенность в точности определения технологического эффекта тех или иных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Это верный, но долгий путь. Другим путем, наиболее достоверным, на наш взгляд, является сопоставление фактических результатов разработки малого по размеру опытного участка при строго выдержанной технологии с показателями разработки того же участка, полученными на основе адекватной математической модели. После полной адаптации математической модели к фактическим данным опытного участка эффект от применения метода может определяться сравнительным расчетом с базовым вариантом. При этом сравниваются кривые ΣQн . б=f (τ) и ΣQн. м = f (τ) или ηб = f (τ) и ηм = f (τ). При необходимости вводятся коррективы на различие темпов разработки или поправки на несоответствие проектных и фактических показателей. Применение тепловых методов для разработки высоковязких нефтей обычно приводит к существенному увеличению нефтеотдачи и текущих дебитов нефти по сравнению с разработкой на истощение. В этом случае при определении технологического эффекта рекомендуется использовать метод так называемых «долевых коэффициентов», представляющих собой отношение прироста конечной нефтеотдачи к общей нефтеотдаче. Добыча нефти за счет применения метода определяется умножением полной добычи нефти на коэффициент долевого участия метода. Применимость метода «долевых коэффициентов» для тепловых методов подтверждена на Кенкиякском и Хоросанском месторождениях. В тех случаях, когда без применения методов увеличения нефтеотдачи пластов разрабатывать залежи экономически нецелесообразно, всю нефть следует считать добытой за счет применения методов. Примером могут служить разработка Ярегского месторождения нефти очень высокой вязкости, а также месторождения битумов в Татарии, на которых без тепловых методов воздействия добыча нефти приктически невозможна. В случаях незначительных приростов нефтеотдачи пластов в начальный период рекомендуется определять добычу нефти за счет применения метода умножением объема (массы) закачанного реагента на установленную расчетом или опытом удельную добычу нефти, т. е. добычу на единицу объема (массы) израсходованного реагента. Такой метод применяется при оценке эффекта от нагнетания серной кислоты на Ромашкинском месторождении. Если метод применяется на месторождении, данные разработки которого хорошо вписываются в имеющиеся корреляционные зависимости от геолого-физических свойств пласта, то показатели базового варианта в отдельных случаях можно определять по ним. |
: η = f (μ0, k, S, kп,