Методы регулирования разработки месторождений - лекция. Общие сведения о регулировании процесса разработки залежей
 Скачать 59.76 Kb.
|
|
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РЕГУЛИРОВАНИИ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ Процесс регулирования – проведение комплекса мероприятий (ГТМ), обеспечивающих поддержание определенного заданного режима. Если принять, что в проектных документах режим процесса установлен оптимальным, то вроде бы нет особых трудностей с регулированием процесса разработки – нужно лишь проводить систематический контроль за параметрами процесса и соответствующим образом осуществлять поддержание данного режима. На практике это осложнено рядом обстоятельств:
На начальной стадии разработки вопросы регулирования не представляют особой сложности, то на стадии высокой обводненности они приобретают большую сложность и ответственность, т.к. неправильное решение неизбежно приведет к ухудшению показателей разработки (ГРП в обширных ВНЗ с небольшим или отсутствием экрана от воды и низкой начальной нефтенасыщенностью). Перед регулированием ставится задача не коренного изменения системы разработки и воздействия, а выработка мероприятий, обеспечивающих оптимальный ход процесса, в рамках запроектированной системы разработки. Методы регулирования делятся на две группы: 1. Без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин; 2. Путем частичного изменения системы воздействия и добуривания новых скважин (БС). К первой группе относятся: а) Увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, ГРП, кислотные обработки, применение поверхностно-активных веществ, пен и др.). Все модификации обработок, желательно разных составов, сначала испытать в лабораторных условиях. Гидродинамически совершенная скважина, в которой пласт вскрыт на всю мощность и забой открыт, так что флюид может свободно притекать через всю поверхность её стенок. При течении продукции в такую скважину фильтрационные сопротивления обусловлены только характеристикой продуктивного пласта и являются минимально возможными. На практике большинство скважин являются гидродинамически несовершенными. б) Изоляция или ограничения водопритока в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных «экранов» с применением химреагентов). в) В сильно неоднородных и трещиноватых коллекторах – выравнивание или ограничение профиля притока или закачки, селективная изоляция с помощью химреагентов, пен, механических добавок, закачка воздуха и газа, закачка загущенной воды). г) Изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, форсированный отбор жидкости). д) Изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, периодическая закачка). е) Применение на многопластовых месторождениях: Одновременно-раздельной добычи (ОРД) – в транзитных скважинах с целью уплотнения добывающего фонда скважин в низкопродуктивных, слабодренируемых участках или пластах. Одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) – с целью усиления системы ППД на более низкопроницаемых участках или участках, где недостаточное воздействие в силу геологических причин (выклинивание и замещение коллекторов). ж) Изменение направления фильтрационных потоков. Ко второй группе относятся: а) Добуривание эксплуатационных скважин, предусмотренных проектным документом. б) Приближение фронта нагнетания путем добуривания новых скважни или перевод под нагнетание добывающие скважины. в) Бурение боковых стволов. г) Совершенствование существующей системы заводнения (преобразование рядной в блочную, организация очагового заводнения, девятиточечную в пятиточечную и т.п.). Регулирование разработки многопластовых и зонально-неоднородных объектов при помощи совершенствования заводнения Одной из основных задач регулирования разработки нефтяных залежей – проведение комплекса мероприятий, направленных на максимальное увеличение охвата пласта процессом заводнения. Здесь решающее значение имеет неоднородность пласта по проницаемости: - изменение свойств по разрезу (слоистое неоднородность или расчлененность); - изменение свойств по простиранию (зональная неоднородность). Неоднородность пласта по проницаемости приводит к тому, что хорошо проницаемые зоны разрабатываются более высокими темпами. Малопроницаемые зоны отстают в темпах разработки, в результате чего на поздних стадиях приток нефти происходит из плохо проницаемых зон и пропластков, а по высокопроницаемым поступает, главным образом, вода. Помимо неоднородности на различие скорости выработки запасов отдельных зон оказывает влияние степени активности системы заводнения (ППД). Поэтому одним из основных принципов регулирования является создание по проблемным зонам, блокам с более низкими темпами отбора более активной системы заводнения. Необходимо отметить, что зоны с низким темпом отбора – зоны низкопроницаемые, со сложной ритологией, по ним отмечается и низкая приемистость нагнетательных скважин. Следовательно, регулирование разработки сводится к избирательному воздействию на менее проницаемые участки. Это в теории, а в практике на первое место выступает экономическая целесообразность (Например: стоимость строительства одной эксплуатационной скважины составляет ок. 80 млн.руб. Срок окупаемости такой скважины, пробуренной в низкопроницаемом коллекторе, очень большой, если, конечно в итоге эта скважина окупится). На практике, на многопластовых, многообъектных месторождениях альтернативой могут быть транзитные нагнетательные скважины, проходящие через подобную зону – возможно применение комплекса оборудования для ОРЗ. Таким образом, дифференциальное усиление системы заводнения позволит увеличить КИН и сократить добычу попутно отбираемой воды. Однако, часто ставится недропользователем противоположная задача, обеспечить хотя бы кратковременное увеличение уровня добычи нефти за счет избирательного заводнения зон, имеющих высокий темп отбора. Это приводит к снижению КИН в конечном итоге, т.е. происходит избирательная выработка запасов из высокопродуктивных зон. Это не приветствуется государственными органами контроля и может привести к крупным штрафам или приостановкой действия лицензии на добычу. Преобразование существующей системы заводнения в другую - рядная может быть преобразована в блочную; - площадная девятиточечная – в пятиточечную, или наоборот; - создание очагового и избирательного заводнения путем перевода некоторых добывающих скважин под нагнетание; - в рядных системах (3-х, 5-ти рядные), по мере выработки запасов добывающими скважинами первого ряда, они переводятся под закачку (– перенос фронта нагнетания). Это в теории, а на практике, на поздних стадиях разработки происходит разбалансировка регулярных систем заводнения при выбытии высокообводненных добывающих скважин и, как правило на средних и крупных месторождениях реализуемую систему можно охарактеризовать как смешанную (рядную или площадную с применением очагово-избирательного заводнения). Нестационарное (циклическое) заводнение Установлено, что периодическая остановка и последующее возобновление закачки воды положительно влияет на продуктивность скважин и их обводненность. Физический смысл нестационарного заводнения определяется «увеличением упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды», что создает внутри пласта нестационарные перепады давления и перетока флюида между слоями различной проницаемости. Это способствует перераспределению флюида в пласте за счет капиллярных сил. Наибольший эффект от применения циклического заводнения отмечается в неоднородных коллекторах. Периодическое изменение по величине и направлению приводит к проникновению закачиваемой воды в так называемые «застойные» нефтяные зоны и интенсифицирует межслоевую фильтрацию. Установлено, чем выше сжимаемость пластовой системы, тем больше по величине должны быть градиенты давления и, соответственно интенсивнее перетоки флюида между неоднородными по проницаемости слоями нефтенасыщенных пород. Эффективность нестационарного заводнения определяется двумя неразрывно-связанными процессами: - гидродинамическим внедрением закачиваемой воды в низкопроницаемые коллекторы под действием перераспределения давления из-за неоднородности среды; - капиллярной пропиткой (замещением) нефти водой в низкопроницаемых зонах. Эффективность нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков жидкости зависит не только от степени неоднородности пород коллекторов, но и от реологических свойств пластовых флюидов. На месторождениях с повышенной и высокой вязкостью нефти в пластовых условиях из-за явления вязкостной неустойчивости происходят опережающие прорывы воды к забоям добывающих скважин. При этом остаются большие невыработанные зоны «целики» нефти. Применение «циклики» в таких условиях дает положительный эффект. Кроме того и в карбонатных коллекторах – трещинно-поровый коллектор. По режимам нестационарное заводнение делится на: активное и пассивное. Активное – попеременное прекращение закачки воды в целые ряды и группы нагнетательных скважин. Пассивное – временная остановка некоторых нагнетательных скважин, уменьшение объемов закачки и остановка высокообводненных скважин. Обязательное условие – систематический контроль за пластовым давлением, ГДИ по опорным скважинам. Чаще всего внедрению предшествует этап опытно-промышленных работ на участке ОПР по выбору режимов и периодичности остановки нагнетательных скважин. Метод применим как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Особенно перспективен для высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах. ВЫВОДЫ по разделу
Увеличение гидродинамического совершенства скважин 1. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны Многочисленными исследованиями доказано существенное влияние гидропроводности призабойной зоны пласта (ПЗП) на продуктивность скважин. Одним из основных условий, влияющих на добывные возможности скважины, является первичное вскрытие пласта (т.е. при бурении, проводки скважины). Завышение скорости спуска бурового инструмента в скважину, при вскрытии продуктивного пласта, часто ведет к гидроразрыву (образованию или раскрытию имеющихся трещин) и фильтрации в эти трещины промывочной жидкости. После снятия давления, трещины породы смыкаются и большая часть поверхностных частиц защемляется. Это ведет к снижению фазовой проницаемости для нефти в 7-10 раз, что снижает дебит нефти в 3-6 раз. Во время бурения скважин на глинистом растворе, наряду с возможностью проникновения в пласт фильтрата и образования глинистой корки на стенке скважины, идет процесс кольматации пород пласта, т.е. заполнение проницаемой части тонкодисперсной фазой глинистого раствора с последующим закреплением её в каналах порового пространства. Глубина кольматации твердой фазы бурового раствора пород с высокой проницаемостью составляет 5-6 см, низкой – 1,5-2 мм, что снижает проницаемость продуктивного пласта на 30-50%. В трещинно-кавернозных коллекторах значительно выше. Наибольшая глубина кольматации наблюдается в естественных и искусственных трещинах, где она может достигать значений от 10 см до нескольких меторов. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и в процессе эксплуатации по следующим причинам:
Факторы, снижающие гидропроводность ПЗП делятся на три группы: гидромеханические, термохимические и биологические. Гидромеханические факторы – проявляются в нагнетательных скважинах. это гидромеханическое загрязнение фильтрующей поверхности призабойной зоны механическими примесями и углеводородными соединениями, содержащиеся в закачиваемой воде. Это мелкие частицы песка, глины, окислов Fe (часто содержание > 30 мг/л). Негативное влияние оказывает даже незначительное содержание (плёночное) нефтепродуктов в закачиваемой воде. Механические частицы, покрытые слоем нефтепродуктов обладают липкостью, что приводит к заиливанию ПЗП. Со временем может произойти образование вязкопластичной фазы со структурно-механическими свойствами. Упрочнению этой структуры способствует низкая температура закачиваемой в зимнее время воды (6-8 оС). Термомеханические факторы – нерастворимые осадки, образующие при смешивании пресной (закачиваемой) и пластовой воды, которая обладает более высокой минерализацией. Происходит садка солей и АСП соединений. Этот процесс возможет при определенных условиях (несовместимость закачиваемых и пластовых вод, высокое содержание в нефти высокомолекулярных соединений, низкая То пласта, высокая То насыщения нефти парафином. Поэтому обязательно проведение лабораторных исследований на совместимость. Кроме того – набухание глин при взаимодействии с водой. Выпадение гидрата окиси Fe, Mg и др. при несоблюдении режима кислотных обработок. Биологические факторы – загрязнение ПЗП продуктами жизнедеятельности организмов (сульфатвосстанавливающие бактерии). Кроме снижения проницаемости, появляется сероводород, который в свою очередь усиливает коррозию оборудования. 2. Методы воздействия с целью увеличения проницаемости призабойной зоны Основными признаками, определяющими необходимость проведения работ по улучшению фильтрационной характеристики ПЗП, являются результаты ГДИ скважины: - снижение проницаемости в ПЗП скважины по отношению к данным предыдущих исследований; - положительное значение скин-фактора; - значительно более низкий Кпрод по отношению к окружающим скважинам (при равных геологических условиях); - низкий охват пласта отбором нефти по толщине. Признаками необходимости обработок нагнетательных скважин является так же оценка гидродинамического совершенства вскрытия и степень охвата пласта закачкой, которая оценивается по данным исследования скважин измерителями потока (РГД) и методами термометрии. Когда коэффициент гидродинамического совершенства меньше 0,5, а продуктивные пропластки не все охвачены закачкой, то планируется ОПЗ. Необходимость проведения ОПЗ можно определить по характеру КВД, которые в зависимости от гидропроводности призабойной зоны в системе координат «Р – lgt» имеют три основные конфигурации:
Условно методы увеличения проницаемости ПЗП разделяют на: химические, механические, тепловые и физические. Химические – применяются тогда, когда можно растворить породу пласта и элементы, отложения которых обусловило снижение проницаемости ПЗП. Наиболее эффективными и часто применяемыми методами являются кислотные обработки с использованием соляной (НCl) и плавиковой (НF) кислот. Соляно-кислотная обработка (СКО) основана на способности растворять карбонатный цемент, известняки и доломиты. Продукт реакции (CaCl2) и (MgCl2) – доломиты, не выпадают в осадок из раствора из-за их высокой растворимости. Они удаляются из ПЗП при освоении скважин. Кроме того соляная кислота растворяет гидроокислы железа, образующиеся при закачке. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт зависит от Рпл, Тпл, концентрации кислотного раствора и скорости закачки его в пласт. При То выше 20оС основная масса известняка растворяется за 20-30 мин. Поэтому при высокой пластовой температуре, для глубокого проникновения раствора в пласт необходимо повышать скорость закачки или охлаждать ПЗП. Скорость растворения замедляется с повышением Рпл. Для проведения кислотных обработок, объем и концентрация раствора кислоты готовится для каждого месторождения и скважины индивидуально. Механические – применяют в продуктивных пластах, сложенных твердыми породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в ПЗП с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта (Например – ГРП, щелевая перфорация). Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – это технологический процесс образования или расширения естественных трещин, при закачке в ПЗП жидкости под высоким давлением, превышающем горное давление (напряжение, возникающее вблизи стенок скважин в результате гравитационных и тектонических сил). Для закрепления трещины в раскрытом состоянии вместе с жидкостью разрыва закачивается кварцевый или керамический (проппант) песок. Выделяют мало-, средне- и большеобъемные ГРП, по величине закачиваемого проппанта на 1 метр эффективной толщины пласта. В высокопроницаемых породах главным фактором увеличения дебита скважины является ширина трещины, в низкопроницаемых – длина. Для создания широких трещин используется технология TSO, при которой снижается объем жидкости гидроразрыва с одновременным увеличением объема проппанта. Опыт проведения работ показал, что в пластах с проницаемостью 10-50 мД наибольший эффект достигается при создании трещин полудлиной 40-60 м при закачке нескольких десятков тонн проппанта. Направление трещин в пласте на практике определяется следующими методами: - добавлением радиоактивных изотопов в проппант на последней стадии закрепления трещин и сравнивая результаты гамма-каратожа до и после операции. - сравнением результатов исследований глубинных измерений дебитомерами и расходомерами. Изменение профиля притока или приемистости показывает зону образования трещин. - с помощью датчиков сейсмики. Метод щелевой перфорации (разгрузки) заключается в создании двух (трех) вертикальных щелей в продуктивном пласте. Для получения устойчивого эффекта необходимо выбирать интервалы несодержащие пластичные прослои. Целесообразно проводить щелевую перфорацию при небольшой по размерам зоне кольматации (1-2 м) и при незначительном снижении проницаемости ПЗП. В трещинных коллекторах размеры ПЗ значительно больше, поэтому щелевую разгрузку целесообразно комбинировать с кислотной обработкой для увеличения глубины. Тепловые – применят в тех случаях, когда в призабойной зоне образуются смолопарафиновые соединения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев осуществляется глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и т.д. Температура в ПЗП должна быть выше температуры плавления смолопарафиновых соединений. Физические – применяют для удаления остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц (Например: волновой, вибрационный и акустический методы). В основе технологий вибрационных и акустических методов воздействия лежат колебательные процессы и могут использоваться для решения следующих задач: - повышение продуктивности эксплуатационных скважин, где применение традиционных методов оказывалось технически невозможным или малоэффективным. - увеличение нефтеизвлечения из обводненных малопродуктивных пластов. Это различные способы передачи энергии от скважинных источников колебания в продуктивный пласт по скважинной жидкости. Колебания в жидкости быстро затухают на расстоянии 1 м от стенок скважины. Однако, этого вполне хватает для декольматации. Наибольшее применение получил вибросейсмический метод – циклическое площадное воздействие на пласт низкочастотными колебаниями. Происходит увеличение охвата по толщине на 30-35%, обводненность в добывающих скважинах снижается на 20-35%. Продолжительность эффекта 6-18 мес. при времени обработки скважины 2-20 часов. Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более пластов одной скважиной, как средство регулирования процесса разработки В практике разработки месторождений с двумя и более эксплуатационными объектами применяются и метод одновременно-раздельной добычи жидкости (ОРД), и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ). Применение ОРД и ОРЗ позволяет селективно воздействовать на каждый пласт и дифференцировать добычу нефти. Кроме того позволяет регулировать процессы разработки пласта и тем самым увеличивать КИН. На практике чаще всего применяется ОРЗ, для усиления воздействия на более низкопродуктивную часть пласта, а также с целью снижения капитальных вложений в строительство скважин. Ограничение водопритоков в скважинах Основные средства борьбы: - механическая изоляция пласта с помощью пробки, пластыря, накладных композитных муфт (которые благодаря механизму надува прикрепляют цилиндр из углеводородного материала к внутренней поверхности эксплуатационной колонны, после чего происходит застывание смолы), цементных мостов и пакеров (при выявленной негерметичности конструкции скважин); - закачка изолирующих жидкостей в затрубное пространство (изоляция заколонных перетоков); - заглушка нижних интервалов перфорации с помощью цементных мостов и пакеров; - закачка слоя изолирующего геля выше ВНК или ГНК в пласт на расстояние более 15 метров, либо вязкой нефти; - выравнивание профиля приемистости путем закачки глубокопроникающих гелей (легко сшиваемых полимеров, застывающих не менее чем через 3 суток), или избирательной (селективной) закачки загущенной воды при «кинжальных» прорывах воды по высокопроницаемым каналам. Вследствие увеличения фильтрационных сопротивлений в высокопроводящих каналах происходит перераспределение фильтрационных потоков и повышается охват пласта заводнением, что способствует подключению в работу слабодренируемых зон пласта. Потокоотклоняющие технологии применимы для поровых коллекторов с любой пластовой температурой и приемистостью скважин более 100 м3/сут. Объемы реагентов и тип рабочих составов выбираются в зависимости от коллекторских свойств пласта, степени и характера обводнения скважин и т.д. - заводнение пенами, для увеличения охвата по вертикали и обеспечения выработки целиков нефти, возникающих под действием гравитационных сил. Управление профилем закачки дифференцированным вскрытием пластов Для выравнивания фронта заводнения в пластах с примыкающими трещинами, характеризуемыми различной проницаемостью рекомендуется проводить операции по закачке специальных полимеров, изменяющих фильтрационные свойства ПЗ и способствующих относительному выравниванию скоростей фильтрации в высоко- и низкопроницаемых прослоях. Таким образом, искусственным путем удается ограничить высокие скорости заводнения в более проницаемых слоях. Скорость фильтрации после создания скиновой зоны – полимерные гели уступают фоновым скоростям. Альтернативный способ – регулирование степени вскрытия в различных интервалах пласта за счет создания более высокой плотности перфорации в менее проницаемой части. Изменяя плотность перфорации можно варьировать скоростью закачки (т.е. интервал с более плотной перфорацией гидродинамически более совершенен), но на незначительных расстояниях от нагнетательной скважины. Закачка полимеров создает скин-эффект, ограничивающий приемистость высокопроницаемого слоя. При этом способ управления закачкой путем дифференцированного вскрытия – более простой. Однако, из-за эффекта обтекания скин-факторной зоны и выравнивания поля давления уже на расстояниях 10-50 м эти оба способа не позволяют достичь абсолютного эффекта. |
