Выпускной квалификационной работы Влияние потокоотклоняющих технологий на обводненность нефтяных скважин на примере Ванкорского месторождения
 Скачать 2.03 Mb.
|
|
1.2.1 Технология увеличения охвата пласта заводнением по площади Технология увеличения охвата пласта заводнением по площади (УОПЗ) предусматривает создание низкопроницаемого экрана на пути фильтрации закачиваемой воды от нагнетательной скважины к добывающей, изменение 19 направления ее движения в нефтеносной зоне для вытеснения нефти к добывающим скважинам, что увеличивает охват пласта заводнением по площади. Промысловые испытания этой технологии с применением композиций на основе щелочного силикатного геля выполнялись на нефтяных месторождениях Республики Коми и Западной Сибири. Работы проводились в трех объединениях. Результаты представлены в таблице 1.3. Средняя удельная дополнительная добыча нефти от применения технологии УОПЗ составила более 1,7 тыс. тонн на одну скважино-операцию. Таблица 1.3 – дополнительная добыча нефти от применения технологии УОПЗ Объединение Месторождение Число обработок Успешн ость, % Доп. добыча нефти, тонн ОАО «Сургутнефтегаз» Конитловское, Родниковое, Русскинское 10 100 27715 ОАО «Ноябрьскнефтегаз» Пограничное 1 100 1162 ОАО «Тэбукнефть» Пашнинское, Джьерское, Западно-Тэбукское, Мичаюское, Северо- Савиноборское 13 100 12612 Итого 24 100 41489 1.2.2 Технология выравнивания профиля приемистости Технология выравнивания профиля приемистости (ВПП)нагнетательных скважин композициями на основе силикатных гелей испытывалась на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Пермской области. Работы проводились в девяти объединениях (таблица 1.4). Технология ВПП ориентирована на перераспределение 20 гидродинамических потоков из высокопроводящей части коллектора в зону с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В процессе ВПП происходит замедление движения жидкости в высокопроводящей зоне и подключение в разработку слабо дренируемых пропластков. Средняя продолжительность эффекта ВПП 7–10 месяцев. Затем профиль приемистости возвращается в состояние, близкое к начальному. Таблица 1.4 – дополнительная добыча нефти от применения технологии ВПП Объединение Месторождение Число скважино- операций Успеш- ность, % Дополнительная добыча нефти, т ОАО «Красноленинск нефтегаз» Талинское месторождение 16 100 39500 ОАО «Сургутнефтегаз» Ершовское 8 100 45945 ОАО «Нижневартовск- нефтегаз» Самотлорское, Мыхпайское 27 100 119051 ТПП «Урайнефтегаз» Даниловское, Мортымья- Тетеревское 11 100 99300 ОАО «Ноябрьск- нефтегаз» Западно- Ноябрьское, Муравленковское, Пограничное Покамасовское, Урьевское 27 93 21299 ТПП «Лангепас- нефтегаз» Южно- Покачевское, Лас-Еганское и др. 29 100 41760 ОАО «Татнефть» Ромашкинское 24 73 17787 ООО «Лукойл- Пермнефть» 31 94 31000 21 ОАО «Мегионнефтегаз» Аригольское, Мегионское, Аганское, Южно-Аганское, Мыхпайское, Максимкинс- кое, Ватинское, Северо-Покурское, Узунское, Покамасовское, Ново-Покурское 128 86 102148 Итого 301 517790 1.2.3 Технология изоляции притока воды по высокопроницаемым прослоям Технология изоляции притока воды по высокопроницаемым прослоям в добывающей скважине (ИПВВП) композициями на основе щелочно- силикатного геля была испытана на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Казахстана. Работы проводились в пяти объединениях (таблица 1.5). Средняя удельная дополнительная добыча нефти от технологии ИПВВП составила более 800 т на одну скважино-операцию. Таблица 1.5 – дополнительная добыча нефти от применения технологии ИПВВП Объединение Месторождение Число обработок Успешность % Доп.добыча нефти, тонн 1 2 3 4 5 ОАО Нижневартовск нефтегаз Самотлорское 1 100 1692 ОАО Сургутнефтегаз Конитловское 1 100 1594 22 Окончание таблицы 1.5 – дополнительная добыча нефти от применения технологии ИПВВП 1 2 3 4 5 ОАО Ноябрьск- нефтегаз Западно- Ноябрьское, Пограничное 12 93 12169 ТПП Лангепас- нефтегаз Урьевское 1 100 411 ПФ УзеньМунайГаз Узеньское и Карамандыбаское 187 95 154462 Итого 202 170328 1.2.4 Технология изоляции подошвенной воды Технология изоляции подошвенной воды (ИПВ) в добывающих скважинах композициями на основе силикатных гелей была реализована одновременно с обработкой призабойной зоны (ОПЗ) на Самотлорском нефтяном месторождении ОАО «Нижневартовскнефтегаз». По этой комбинированной технологии были проведены семь скважино-операций и дополнительно получено 77431 т нефти. Удельная технологическая эффективность составила более 11 тысяч тонн дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию. 1.2.5 Технология очистки призабойной зоны пласта Технология очистки призабойной зоны пласта от капиллярно-связанной воды с последующим изменением смачиваемости предусматривает удаление из низкопроницаемой зоны капиллярно-связанной воды и изменение смачивания этой зоны, что увеличивает поток нефти и сокращает поток воды. Промысловые испытания технологии выполнялись на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Татарстана. Работы проводились в пяти 23 объединениях (таблица 1.6). Средняя удельная дополнительная добыча нефти составила около 2,4 тыс. тонн на одну скважино-операцию. Таблица 1.6 – дополнительная добыча нефти от применения технологии очистки ПЗП от капиллярно-связанной воды Объединение Месторождение Число обработок Успешность, % Доп.добыча нефти, тонн ОАО Нижневартовск- нефтегаз Самотлорское, Мыхпайское 32 74,4 137594 ТПП Урайнефтегаз Северо- Дониловское, Ловинское 16 87,5 41674 ОАО Ноябрьскнефтегаз Западно- Ноябрьское 11 81,8 9747 ТПП Лангепаснефтегаз Нивагальское, Ключевое 11 72,7 19922 ОАО Татнефть Ромашкинское 22 59,1 10977 Итого 92 219914 1.2.6 Технология декольматации призабойной зоны пласта Технология декольматации призабойной зоны пласта направлена на повышение нефтеотдачи пласта путем перераспределения потоков жидкости за счет увеличения проницаемости низкопроницаемых прослоев нагнетательных и добывающих скважин. Ее промысловые испытания выполнялись на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Татарстана и Республики Коми. Работы проводились в шести объединениях, данные по четырем из них приведены в таблице 1.7. Средняя удельная дополнительная добыча нефти 24 составила более 600 т на одну скважино-операцию. Таблица 1.7 – декольматация призабойной зоны Объединение Месторождение Число обработок Успешность% Доп.добыча нефти, тонн ОАО Нижневартовск- нефтегаз Самотлорское 10 100 18772 ОАО Ноябрьснефтегаз Западно- Ноябрьское 6 93 6492 ОАО Тэбукнефть Западно- Тэбукское, Пашнинское, Северо- Савиноборское 34 60 14947 ОАО Татнефть Ромашкинское 27 95 7212 Итого 77 47423 Таким образом, в результате применения перечисленных технологий перераспределения потоков закачиваемой воды получено дополнительно 1074375 т нефти. Максимальная удельная технологическая эффективность достигается в результате применения комбинированной технологии изоляции подошвенной воды и составляет 11062 тонн дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию. Минимальной удельной технологической эффективностью характеризуется технология декольматации, дополнительно добыто 616 т нефти на одну скважино-операцию [12]. Далее рассмотрим условия применения гидродинамических методов регулирования охвата неоднородных пластов (таблица 1.8). Как видно из приведенной таблицы и результатов краткого обзора, гидродинамические 25 методы регулирования охвата пластов воздействием применимы лишь при определенных геолого-физических и технологических условиях, то есть не обладают универсальностью и не обеспечивают полный охват неоднородного пласта воздействием в условиях высокой обводненности добываемой жидкости. 26 Таблица 1.8 - Условия применения гидродинамических методов регулирования разработки Наименование метода Принцип действия метода на увеличение охвата заводнением Условия оптимального применения по обводненности, % Недостатки метода Повышение давления нагнетания увеличение градиента пластового давления до 75-80 ограниченная возможность установленных мощностей ППД, разрыв пластов Изменение направлений фильтрационных потоков повышение охвата дренированием до 75-80 возможность использования метода только на отдельных участках Циклическая закачка и отбор изменение градиента давления на границе неоднородных пластов 70-80 низкая эффективность на поздней стадии, невозможность использования при отсутствии гидродинамической связи между пластами Форсирование отбора жидкости увеличение градиента давления 75-80 селективность, невозможность повсеместного использования, ограниченность размеров зон воздействия Выделение пластов в отдельный объект по коллекторским свойствам уменьшение влияния неоднородности на охват воздействия заводнением не ограничено ограниченность применения Уплотнение сетки скважин увеличение градиента давления, подключение в работу несвязанных пластов не более 80-90 значительные капитальные вложения на бурение и обустройство скважин. 24 2 Основная часть 2.1 Влияние геолого-технологических факторов на процесс разработки месторождения Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) в пределах 0,25 – 0,45, что не достаточно для увеличения ресурсов нефти. Остаточные запасы достигают 55 – 75 % от первоначальных геологических запасов и представляют большой резерв увеличения извлекаемых ресурсов с применением методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Есть несколько причин неполного извлечения нефти при заводнении. Их можно разделить на три группы [13]: 1) Первая группа связана с капиллярно пористой структурой породы коллектора и с огромной суммарной поверхностью контакта нефти с породой. На поверхности породы всегда остается пленка нефти, не поддающаяся вытеснению нефти водой. Объем пленочной нефти может составлять 10 – 20 % от объема всей нефти в залеже. Кроме того 10 % нефти остается в пласте в виде капель, застрявших в сужениях капиллярных пор и трещин породы. Вытеснению капель препятствует градиент капиллярного давления, который в сотни, раз может превышать реально достижимые градиенты давления вытеснения нефти водой. Первая группа причин связана с негативным проявлением ионномолекулярных поверхностных сил на межфазных границах в системе нефть-вода-порода. 2) Вторая группа связана с различием таких параметров нефти и воды, как плотность и вязкость, что приводит к неровномерному продвижению фронта вытеснения нефти водой. 3) Третья группа связана с геолого-физической неоднородностью залежи (неоднородность строения и свойств породы на макро и микроуровнях) и проявляется в неполном ее охвате заводнением, при этом усиливается 28 дисперсия гидродинамических, энерго и массообменных процессов в пласте. Совершенствование технологии системы заводнения при стационарном режиме основано на рассмотрении системы постоянных трубок тока, определяющих охват пласта воздействием. Для вовлечения в работу новых систем трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации, с помощью регулирования разработки заводнением, основными являются [14]: 1) применение повышенных давлений на линии нагнетания; 2) изменение направления фильтрационных потоков; 3) циклическое воздействие на пласт; 4) режим эксплуатации скважин; 5) выделение объектов разработки по коллекторским свойствам; 6) выбор сетки скважин и порядок разбуривания. Применение повышенных давлений на линии нагнетания, близких к горным давлениям, на Бавлинском, Абдрахманском, Ромашкинском и Самотлорском месторождениям показали, что с увеличением депрессии на пласт происходит увеличение работающей толщины и коэффициента гидропроводности пласта за счет ослабления структурно механических свойств нефти в малопроницаемых пропластках. Среднее увеличение работающей толщины пласта при росте давления с 11 до 15 МПа составило 22,1 %. При повышении давления нагнетания до 23 – 25 МПа происходит вовлечение в работу менее продуктивных пропластков. С повышением давления нагнетания выше горного коэффициент охвата по толщине пласта увеличивается незначительно или остается на постоянном уровне при более интенсивном обводнении добываемой продукции. Ограничивающим фактором повышения давления является разрыв пласта, приводящий к образованию трещин и ухудшению условий для вытеснения нефти закачиваемой водой. На поздней стадии разработки низкая эффективность применения повышенных давлений нагнетания воды связана с образованием высокопроницаемых промытых зон, 29 по которым фильтруется основная масса воды, не оказывая положительного влияния на выработку малопроницаемых нефтесодержащих пропластков. Неполный охват обводненного пласта воздействием полностью не устраняется и при таких методах регулирования, как изменение направления потоков или циклическое заводнение, хотя применение их приводит к увеличению отборов нефти на второй и третьей стадии разработки. На Ромашкинском и Самотлорском месторождениях применение циклического заводнения позволило дополнительно извлечь 136 тыс.т нефти, что на одну скважину составило 2520 т. На увеличение выработки пластов после обводнения продукции скважин направлены методы форсирования отбора жидкости с применением высокопроизводительных насосов. С учетом условий применения метода нефтеотдача повышается на 2 – 3 %. Наиболее благоприятны для применения метода скважины, в которых процесс обводнения протекал равномерно и характеризовался низкими темпами. Эффективность разработки месторождений также зависит от оптимальной сетки скважин и порядка разбуривания. В России принято двухстадийное разбуривание: первоначально разбуривается редкая сетка скважин с последующим избирательным уплотнением, с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличение конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. Эффект уплотнения зависит от расчлененности объекта разработки, коллекторских характеристик совместно эксплуатируемых пластов и стадии разработки месторождения. Бурение дополнительных скважин на поздней стадии разработки месторождения сопровождается отрицательными последствиями в связи с быстрым продвижением контура нефтеносности и сокращением периода эксплуатации скважин по сравнению со сроками их физического износа. Не исключается опережающее обводнение пласта по высокопроницаемым пропласткам, и оставление неизвлеченных запасов нефти в малопроницаемых пластах или отдельных прослоях коллектора с разной проницаемостью. 30 Увеличение охвата малопроницаемых пластов заводнением при совместной разработке многопластовых залежей, можно добиться формирование объектов самостоятельной эксплуатации путем избирательного включения в них пластов с одинаковыми и близкими коллекторскими свойствами по всей толщине продуктивного пласта. Метод основывается на изменении неоднородности эксплуатационного объекта, состоящего из нескольких изолированных друг от друга пластов, различающихся по подвижности жидкостей, при котором не исключается и отключение из разработки пластов с высокими фильтрационными характеристиками для воды. Полный охват пласта заводнением и конечная нефтеотдача резко снижаются при усилении степени геологической неоднородности разрабатываемых объектов. В неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам, оставляя невытесненную нефть в малопроницаемых слоях, зонах. Современные методы регулирования заводнением залежей, основанные на гидродинамическом воздействии на пласт, способствуют увеличению охвата пласта воздействием не вовлеченных в разработку участков. Однако они эффективны лишь в определенных физико-геологических условиях. Наименование методов воздействующих на обводненные пласты с целью извлечения остаточной нефти представлено в таблице 2.1. На поздних стадиях разработки залежей влияние гидродинамического воздействия на пласт является основным вследствие образования промытых зон, по которым фильтруется основной объем нефтевытесняющего агента, не оказывая влияния на менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки. Этому способствует стабилизация КИН при современных методах заводнения на уровне 0,3 – 0,5 от балансовых запасов. 31 Таблица 2.1 - Условия применения основных методов регулирования разработки заводнением в обводненных пластах Наименование метода Принцип действия метода на увеличение охвата заводнением Условие надежного применения метода при обводненности продукции,% Недостатки метода Повышение давления нагнетания Увеличение градиента давления До 75 - 85 Ограниченная возможность установленных мощностей для полного охвата пласта Изменение направления потоков Повышение охвата дренированием До 75 - 85 Использование метода только на отдельных участках месторождения Циклическая закачка и отбор Изменение градиента пластового давления 70 - 80 Низкая эффективность в высокообводненных пластах на поздней стадии разработки Форсирование отбора жидкости из пласта Увеличение градиента давления 75 - 80 Неопределенность условий применения Выделение пластов в отдельных объектах эксплуатации по коллекторским свойствам Уменьшение влияния неоднородности пластов Не ограничены Применение метода только в литологически неоднородных пластах Уплотнение сетки скважин Увеличение градиента давления, перенос фронта вытеснения, интенсификация отбора жидкости из пласта Не более 80 - 90 Высокая стоимость работ, быстрое продвижение фронта вытеснения, приводящее к сокращению периода эксплуатации скважин Проанализировав классификацию факторов обводнения добывающих |