Учебное пособие 2е издание 2 Тема Физические свойства горных породколлекторов нефти и газа. Природные коллекторы нефти и газа
 Скачать 2.67 Mb.
|
|
Тема 7. Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов. 7.1. Общие понятия о методах воздействия на нефтяные и газовые пласты, их назначение. С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов XX века залежи разрабатывали на режимах истощения, при которых извлекали не более 25% нефти от начальных запасов. Редко встречался естественный водонапорный режим. К этому же периоду относится применение для отбора остаточных запасов так называемых вторичных методов добычи нефти - закачки воздуха и горячей газовоздушной смеси. С конца 40-х годов наметился качественно новый этап в развитии технологии нефтедобычи - интенсивное внедрение заводнения как на энергетически истощенных (вторичный метод добычи нефти), так и на вводимых в разработку (первичный метод) месторождениях. Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой обычное заводнение будет широко применяться еще длительное время. На месторождениях, разрабатываемых с заводнением залежей, в настоящее время добывается около 90% от общего уровня добычи нефти, в пласты закачивается более 2,5 млрд м 3 воды в год. Заводнение как отдельный метод разработки при благоприятных физико-геологических условиях позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи 0,65-0,7. Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость и большая 78 неоднородность пластов) коэффициенты нефтеотдачи уменьшаются до 0,3-0,35 при увеличивающейся кратности промывки с 0,8-1 до 5-7, а при вязкости нефти более 25-30 мПа-с заводнение становится малоэффективным. Поэтому перед нефтяниками стоит проблема повышения нефтеотдачи пластов, заключающаяся в увеличении эффективности заводнения как основной технологии и в отборе остаточной нефти из уже заводненных зон (третичные методы добычи) и из залежей, которые разрабатываются при других режимах истощения или вытеснения. 7.2. Условия эффективного применения поддержания пластового давления. Поддержание пластового давления (ППД) закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обуславливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам. В настоящее время обычное заводнение нефтяных залежей -самый общепризнанный и наиболее эффективный метод повышения нефтеотдачи пластов. Быстрые темпы внедрения и большие масштабы применения метода заводнения нефтяных месторождений обусловлены следующими факторами: 1) увеличением степени извлечения нефти из пластов в 1,5-2 раза по сравнению с режимом снижения пластового давления и разгазирования нефти; 2) простотой исполнения, не требующего сложного оборудования, кроме насосов и установок подготовки воды; 3) небольшими дополнительными расходами на процесс за счет бесплатной воды и простого недорогостоящего оборудования для нагнетания, не превышающими 50-80% расходов на разработку без заводнения подготовки воды. На основе разнообразного опыта заводнения нефтяных залежей можно выделить следующие критерии его применимости, а также благоприятные и неблагоприятные факторы (табл. 7.1). 7.3. Виды заводнения. Законтурное заводнение. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 7.1). применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетания располагается примерно в 300-800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных Таблица 7.1 Критерий применяемости заводнения Показатели Благоприятное свойство Неблагоприятное свойство Глубина Не ограничена - Толщина пласта, м 3-25 и более Менее 2 Проницаемость, мкм 2 Более 0,1-0,15 Менее 0,025 Тип коллектора Крупнопоровый, порово- каверновый Трещинный Смачиваемость пород Гидрофильность Гидрофобность Пластовое давление Гидростатическое Аномально высокое и низкое Нефтенасыщенность, % Более 70% Менее 50% Температура, ° С Более 50 Менее 50 Вязкость нефти, м Па с Менее 5 Более 25 79 Система заводнения Боковая, рядная, площадная Законтурная, осевая Плотность сетки, 16-24 Более 65-80 Давление нагнетания, МПа 10-20 Выше горного на забое Режим нагнетания Циклический, изменение направления потоков Стабильный Пластовое давление в зоне отбора Равно давлению насыщения газом или 20-25% Сильное разгозтрование нефти в пласте Законтурное заводнение целесообразно: * при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин; Рис. 7.1. Принципиальная схема закономерного заводнения: 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины * при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5-1,75 км. При больших значениях создаваемое давление в законтурной части практически не оказывает влияние на пластовое давление в центре залежи, в результате там наблюдается быстрое падение пластового давления; * при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади. Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие: повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин; замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания; повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания; Приконтурное заводнение. Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Приконтурное заводнение применяется: * при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью; * для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения. Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны возможные потери нефти 80 вследствие образования зон не охваченных воздействием между нагнетательными скважинами. Нефть из этих зон может быть вытеснена только при тщательном регулировании процесса разработки, включая бурение дополнительных скважин. С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны. Внутриконтурное заводнение. Применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается законтурным. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей (обычно шириной 4-5 км, а при слабопроницаемых коллекторах -3-3,5 км) путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют «через одну». В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды. Рис. 7.2. Схемы внутриконтурного заводнения. 1 - нагнетательные скважины; 2- добывающие скважины а) с разрезанием залежи; б) осевое Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади. Большое преимущество системы внутриконтурного заводнения - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин. В практике применяют следующие виды внутриконтурного заводнения. Осевое, когда нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки (рис. 7.2-6). Применяется для спокойных пологозалегающих антиклинальных складок. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну. Очаговое, когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки залежи (рис. 7.3). 81 Рис. 7.3. Схема очагового заводнения в сочетании с законтурным. 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины Очаговое заводнение целесообразно на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки пропластков, целиков и тупиковых зон. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание добывающие скважины, расположенные рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальных скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон. Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположениием рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения (рис. 7.4). как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки. Блоковые системы предполагают расположение нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Преимущество блоковых систем заключается в следующем: 1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта. 2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта. 3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами ППД. 4. Упрощается обслуживание системы ППД (скважины, КНС и т. д.). 5. Компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах. Площадное заводнение. Наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью. При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам. Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе -1:1, при семиточечной системе -1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким образом, наиболее интенсивными среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы. Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки. 82 Рис. 7.4. Принципиальная схема разработки пласта при использовании блоковых систем. 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины Рис. 7.5. Основные схемы площадного заводнения. а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная; 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины. В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов на последних стадиях разработки месторождений. Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью. При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную. Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа добывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними. Рис. 7.6. Схема барьерного заводнения Барьерное заводнение. При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки. 83 В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Этот метод позволяет вести одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. Метод применяется редко, так как создать надежный барьер между нефтью и газом крайне сложно. 7.4. Выбор и расположение нагнетательных скважин. Линию расположения нагнетательных скважин определяют в основном по технологическим и геологическим характеристикам. Задача заключается в подборе такой схемы расположения нагнетательных скважин, при которой обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой. Один из основных методов обеспечения эффективной связи между зонами нагнетания и отбора - максимальное приближение линии нагнетания или отдельных нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Однако такое приближение может привести к нарушению равномерности продвижения контура нефтеносности. При законтурном заводнении линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как: □ степень разведанности залежи - степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но также от угла падения продуктивного пласта и его постоянства; □ предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами; □ расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и первым рядом добывающих скважин. Чем лучше степень разведанности, тем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта. Чем больше расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, тем большие расстояния можно установить между нагнетательными скважинами, так как при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в меньшей степени будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодействия линий нагнетания и отбора. Смысл этого требования также заключается в равномерности перемещения водонефтяного контакта. При внутриконтурном заводнении при определении мест, где нужно будет пробурить нагнетательные скважины, необходимо в первую очередь учитывать особенности геологического строения продуктивного пласта, изменение его толщины и проницаемости, значения этих параметров, степень расчлененности пласта на отдельные прослои, характер изменения насыщенности пласта нефтью и водой, зоны выклинивания изменчивости пласта. Намечаемое расположение нагнетательных скважин должно преследовать следующие цели: 1. Обеспечение во всех точках залежи эффективного поддержания пластового давления. Поэтому нагнетательные скважины должны вскрывать все продуктивные прослои и пропластки и охватывать все изолированные друг от друга участки. 84 2. Получение максимальной нефтеотдачи. Для этого процессом вытеснения должны сразу или последовательно охватываться все точки пласта. При этом по возможности не должны оставаться различные тупиковые и застойные области, в которых могли бы остаться непромытые водой участки пласта. Ряды нагнетательных скважин должны проектироваться: 1. вдоль контуров нефтеносности по отдельным пластам и пропласткам, разрабатываемым единой сеткой добывающих скважин; 2. в местах с достаточно хорошими коллекторскими свойствами продуктивных пород, что облегчает освоение нагнетательных скважин; 3. в местах наиболее пониженных (по линии естественного разрезания залежи водяными зонами, вклинивающимися в чисто нефтяную залежь); 4. перпендикулярно к линиям замещения проницаемых продуктивных пород непроницаемыми породами (перпендикулярно к линиям выклинивания) - вблизи от этих линий; 5. таким образом, чтобы выделяемые площади и участки имели бы форму и размеры, обеспечивающие их разработку в сроки, не превышающие максимально допустимые. |