Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Обзор и анализ существующих технологических схем разработки нефтяных оторочек месторождений при родного газа 8
1. Характеристика газонефтяных месторождений 8
2. Технологические схемы добычи нефти при режиме истощения пластовой энергии 12
3. Технологические схемы добычи нефти из оторочек при искусственном воздействии на пласт 22.
4. Причины, обусловливающие низкую нефтеотдачу нефтяных оторочек' v 31
5. Обоснование тематики диссертационной работы 40
Глава II. Анализ гидродинамического состояния и геологи ческого строения нефтяных оторочек Оренбургского газоконденсатного месторождения 42
1. Краткая геологическая характеристика Оренбургского газоконденсатного месторождения 42
2. Анализ результатов опробования нефтяных скважин 46
3. Современное представление о строении и фильтра-ционно-коллекторских свойствах нефтяных оторочек Оренбургского газоконденсатного месторождения
Глава III. Разработка новой технологии добычи нефти из ото рочек Оренбургского газоконденсатного месторож дения 70
1. Разработка и теоретическое обоснование технологии добычи нефти из пласта-коллектора Оренбургского газоконденсатного месторождения 70
2. Обоснование предлагаемой технологии добычи нефти из оторочки основной залежи Оренбургского месторождения 86
3. Обоснование предлагаемой технологии.добычи нефти из оторочки филипповской залежи 94
4. Задачи опытных работ на нефтяных оторочках Оренбургского газоконденсатного месторождения 97
Глава ІV. Разработка способа извлечения нефти из нефтяных оторочек 105
1. Технологическая схема забойного оборудования скважин при эксплуатации нефтяной, оторочки 105
2. Технические особенности установки забойного оборудования 121
3. Технология освоения скважины, оборудованной по предлагаемой схеме 125
4. Работа забойного оборудования в процессе эксплуатации скважин 128
5. Интенсификация притока флюидов к скважине при установленном забойном оборудовании 131
6. .Анализ результатов исследований, полученных при опытной эксплуатации скважин 133
Глава V. Оценка экономической эффективности разработки нефтяных оторочек Оренбургского газоконденсатного месторождения 172
Заключение 178
Список литературы 180
Приложения 192
- Технологические схемы добычи нефти при режиме истощения пластовой энергии
- Анализ результатов опробования нефтяных скважин
- Обоснование предлагаемой технологии добычи нефти из оторочки основной залежи Оренбургского месторождения
- Технология освоения скважины, оборудованной по предлагаемой схеме
Введение к работе
В соответствии с решениями ХХУІ съезда КПСС дальнейшее наращивание добычи нефти и газа будет базироваться на освоении месторождений в новых нефтегазодобывающих районах страны. В качестве одной из важнейших ставится также задача более полного использования запасов углеводородов на старых месторождениях и в хорошо освоенных, обустроенных районах. Эта задача должна решаться за счет совершенствования методов разработки месторождений и изыскания новых систем эксплуатации скважин. Необходимо значительно повысить степень извлечения-углеводородных компонентов из недр, то есть снизить потери нефти, газа и конденсата в пласте.
Несмотря на имеющийся значительный опыт разработки нефтяных и газовых месторождений, как в отечественной практике, так и за рубежом, пластовые потери углеводородов очень велики: для нефти около 50 % запасов, для газа - 15-30$.
Ещё более велики потери нефти при разработке нефтяных оторочек.
В настоящее время в Советском Союзе значительно возросло количество месторождений природного газа, имеющих нефтяные оторочки. Так, запасы нефти в нефтяных оторочках составляют около 25 % запасов нефти в Западной Сибири. Газоконденсатные месторождения Уренгойское, Ямбургское, Оренбургское, Вуктыльское и др. имеют оторочки с абсолютными запасами нефти, превышающими запасы крупных нефтяных залежей. Условия залегания нефти, превышение газонасыщенного объема порового пространства над нефтенасыщенным и различная степень их разведши ос ти приводят к тому, что решение вопроса о разработке оторочек зачастую сначала задерживается, а затем отодвигается на неопределенное время.
Согласно временному методическому руководству 1972 г. по оп -5--ределению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти даже при опережающей разработке нефтяных оторочек на естественном режиме коэффициенты нефтеотдачи не превышают 0,1 - 0,3, а коэффициенты конденсатоотдачи в этом случае могут составлять 0,3-0,5 /23/. Следует отметить, что традиционная технология добычи нефти из нефтяных оторочек месторождений природных газов не позволяет изменить сложившую практику.
В свете сказанного перспективной с точки зрения повышения нефтеотдачи нефтяных оторочек является разработанная под руководством проф. С.Н.Закирова теория одновременной раздельной добычи нефти, газа и воды из одной скважины.
Настоящая работа посвящена разработке и практической реализации принципиально новой технологии эксплуатации нефтяных оторочек. Вешаемые в ней вопросы позволяют обеспечить наиболее полное извлечение нефти из оторочек газонефтяных и нефтегазовых месторождений, значительно сократить затраты на их разработку.
В работе исследованы причины, обусловливающие низкую нефтеотдачу нефтяных оторочек, дан анализ гидродинамического состояния, геологического строения и фильтрапионно-коллекторских свойств нефтяных оторочек Оренбургского газоконденсатного месторождения, результатов опробования нефтяных скважин. Разработана и теоретически обоснована новая технология добычи нефти из оторочек газонефтяных месторождений, схема забойного оборудования для одновременной раздельной добычи нефти, газа и воды из месторождений с серо-водородосодержащим газом, а также месторождений, газ которых не содержит сероводорода, технология освоения и интенсификации притока нефти и газа к скважинам, эксплуатируемым по предлагаемой схеме.
На основании расчетов и результатов опытных работ раскрыта сущность процесса регулирования положения газо- и водонефтяного контактов в непосредственной близости от ствола скважины за счет . изменения соотношения дебитов флюидов. Впервые на практике внедрён регулируемый раздельный отбор газа и нефти из пласта одной скважиной, проведена опытная одновременная раздельная эксплуатация скважин на нефтегазовых месторождениях, опробованы компоновки забойного оборудования для добычи различных по составу газов, а также для скважин, эксплуатирующих залежи с активными подошвенными водами и отбирающих наряду с нефтью и газом пластовую воду. Для проведения выборочных солянокислотных обработок разработано специальное устройство - клапан с подвижным седлом.
Практическая значимость настоящей работы заключается в том, что впервые в промысловых условиях осуществлена проверка предложенной технологии дренирования нефтяных оторочек на Оренбургском газоконденсатном, Олейниковском нефтегазовом месторождении Астраханской области, нефтегазовой залежи Покровского нефтяного месторождения Оренбургской области.
Проведенные опытные работы и исследования процессов одновременной раздельной эксплуатации доказали практическую ценность предложенной технологии для разработки нефтяных оторочек различной толщины. Эта технология даёт также значительный эффект при эксплуатации нефтяных скважин в маломощных оторочках механизированным способом. При этом вследствие предотвращения прорыва газа в неф-тенасыщенную часть пласта увеличивается коэффициент наполнения глубинного насоса, что в конечном счете обеспечивает стабильную работу глубиннонасосного оборудования и увеличивает суммарный отбор нефти из скважины.
Результаты диссертационной работы используются при разработке нефтяных оторочек Оренбургского газоконденсатного, Олейников-ского нефтегазового месторождения Астраханской области, нефтегазовой залежи Покровского нефтяного месторождения Оренбургской области.
Центральной комиссией по разработке газовых, газоконденсатних, нефтяных месторождений и эксплуатации подземных хранилищ газа Министерства газовой промышленности СССР одобрено проведение промышленной оценки возможности использования предложенной технологии совместной раздельной добычи газа, нефти и воды.
Результаты исследований, отражающие сущность диссертационной работы, докладывались и обсуждались на Всесоюзном семинаре "Вопросы компонентоотдачи газовых и газоконденсатних месторождений" (г.Оренбург, 25-26 ноября 1981 г.), заседании Центральной комиссии по разработке газовых, газоконденсатних, нефтяных месторождений и эксплуатации подземных хранилищ газа (г.Москва, 3 июля 1982 г.), научно-практической конференции "Повышение эффективности нефтяного производства в І98І-І985 годах в свете решений ХХУІ съезда КПСС" (г.Оренбург, 24-25 июня 1981 г.), неоднократно на заседаниях научно-технического совета Всесоюзного промышленного объединения "Оренбурггазпром" в течение 1979-1982 г.г.
Автор диссертации выражает глубокую благодарность научному руководителю доктору технических наук профессору С.Н.Закирову за постоянную помощь и поддержку, а также директору ВолгоУралНИПйгаз Лауреату Государственной премии СССР, кандидату технических наук В.А.Швецу, заведующему лабораторией этого же института кандидату технических наук В.Ф.Перепеличенко, главному инженеру ВПО "Оренбурггазпром" кандидату технических наук В.Д.Щугореву, главному геологу ПО "Оренбурггаздобыча" А.П.Кобцу, главному геологу Астраханского нефтегазодобывающего управления А.Г.Асланову за большую помощь в организации проведения опытных работ и промысловых исследований.
Технологические схемы добычи нефти при режиме истощения пластовой энергии
При разработке газонефтяных месторождений на режиме истощения пластовой энергии выделяются три разновидности систем добычи, которые отличаются очередностью извлечения нефти, газа и конденсата и имеют в зависимости от конкретных особенностей залежи различные модификации.
Эти разновидности следующие:- разработка газоконденсатной зоны залежи на режиме истощения пластового давления при отставании разработки нефтяной оторочки;- одновременная разработка газоконденсатной и нефтяной частей залежи на режиме истощения пластовой энергии. При такой схеме разработки обычно поддерживается условие неподвижности газонефтяного контакта, что достигается пропорциональным отбором нефти и газа;- опережающая разработка нефтяной оторочки при газонапорном режиме. Газовая часть при этом находится в консервации до завершения разработки нефтяной оторочки.
В практике при разработке нефтегазоконденсатной залежи довольно часто основным объектом считается газоконденсатная шапка, т.е. залежь разрабатывается с целью добычи газа, а нефть и конденсат добываются как попутные продукты. В этом случае, вследствие снижения пластового давления, в пласте теряется значительное (до 50 и более процентов) количество конденсата. Падение давления на поверхности газонефтяного контакта создает градиент давления, на - -правленный в сторону газовой части залежи, который способствует , смещению нефтяной оторочки в газонасыщенную часть пласта. При незначительных объемах остаточной нефти оторочка, попадая в "сухие" коллектора, размазывается за счет прилипания к скелету породы, что приводит к значительным безвозвратным потерям нефти.
В работах /54, 86/ в качестве примера приведены данные разработки "седьмых" горизонтов Ж свиты месторождения Карадаг. На этом месторождении в связи с поздним обнаружением нефтяной оторочки и острой потребностью в топливе, быстрыми темпами велась добыча газа.
Газоконденсатная залежь "седьмых" горизонтов нефтегазокон-денсатного месторождения Карадаг открыта в 1955 году скважиной $ 78, из которой был получен фонтан газа с конденсатом. В процессе разведки залежи установлено, что литологически она представлена алевролитами и песчаными породами с небольшими, прослоями глин и имеет среднюю пористость коллекторов 11,6 %, проницаемостьлучшей пористостью (12,6 %) и проницаемостью (8,5 х ІСГА м ). В юго-восточном направлении увеличивается общая эффективная толщина и экранирующий пропласток между горизонтами исчезает.
Залежь "седьмых" горизонтов имеет большие углы падения, что предопределило большую - до 2000 м - ее высоту. Этаж газоконден-сатной зоны составлял 1800 м. Наличие нефтяной оторочки отмечено на юго-востоке и юге структуры. С севера и востока залежь экранируется тектоническими нарушениями. На западе пласты выклиниваются. Глубина нефтяных эксплуатационных скважин колеблется от 3900 до 4100 м, газоконденсатних - 2400-3850 м. Ширина нефтяной оторочки неодинакова по площади и имела ширину от 0 до 750 м при длине 8 км. С юга залежь подстилается сравнительно слабо активными краевыми водами. Первоначальный газоконденсатный фактор в сред -"нем по залежи равен 180 г/м3. Начальное средневзвешенное пластовое давление составило: в газоконденсатной части - 39,0 МПа, нефтяной -41,5 МПа, законтурной - 41,5 МПа. Эти характеристики были уточнены после ввода газоконденсатной залежи в разработку в 1955 году. Нефтяная оторочка была обнаружена спустя три года после начала разработки. Вследствие запоздалого её обнаружения еще до начала добычи нефти давление в зоне оторочки снизилось на 4,0-5,0 МПа. Нефтяные скважины на начальном этапе эксплуатации непродолжительное время фонтанировали. Затем дебиты начали резко снижаться и скважины вынуждены были перевести на газлифтный способ добычи. Главной причиной незначительной продолжительности фонтанирования нефтяных скважин явилось быстрое снижение пластового давления, происходившее вследствие высоких годовых отборов газа, не соответствовавших темпам истощения нефтяной оторочки. Одновременно уменьшились дебиты газоконденсатних скважин, которые в 1963 году были в 2,5 раза меньше, чем в 1959 году и составили 200 тыс. м3/сут. До 35 т/сут снизились к этому времени и дебиты нефтяных скважин. Увеличение числа скважин не позволило добиться стабилизации уровня добычи и годовые отборы нефти, газа и конденсата неуклонно снижались.
Спустя десять лет с начала разработки залежи "седьмых" горизонтов месторождения Карадаг пластовое давление в газоконденсатной зоне снизилось до 5,0 МПа, а в оторочке 18,0 МПа. За этот период из залежи отобрано 18,78 млрд. м3 газа, 1,58 млн. т конденсата, 0,95 млн. т нефти. Из рисунка 3 /86/ довольно наглядно видна история разработки нефтегазоконденсатной залежи Карадаг. Очевидно, в последующие годы суммарные накопленные отборы нефти QH , газа Qr и конденсата QK увеличивались крайне медленно. Конечная нефтеотдача, по мнению авторов /86/ составит 7 %, конденсатоотдача 43 % от первоначальных геологических запасов при газоотдаче 90 %, Отсюда видно, что разработка по системе на истощение привела к зна - чительным потерям в пласте нефти и конденсата. Причиной этому послужило несоответствие в темпах отбора газа и нефти. При разработке нефтегазоконденсатного месторождения Карадаг из-за этого не были полностью использованы возможности энергии расширяющейся газовой шапки и гравитационного дренирования. Более того, высокие темпы отбора газа привели к непродуктивному расходованию пластовой энергии. Большая часть её была использована на добычу газа из газовой шапки.
При этом в пласте происходили следующие процессы. Нефть и частично выделившийся из нее газ перемещались в газоконденсатную часть, в результате чего в ней падение пластового давления несколько замедлилось. Снижение давления привело к некоторому увеличению нефтяной оторочки в размерах и снижению в ней нефтенасыщенности. Продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин происходило только за счет энергии растворенного газа. Поскольку часть пор коллектора заполнялась выделившимися пузырьками газа, фазовая проницаемость для нефти и её фильтрационные свойства резко ухудшились. За счет потери подвижности нефти создались благоприятные условия для прорыва через нефтяную оторочку законтурной воды. Вследствие неустойчивого продвижения водонефтяного контакта вода прорывалась отдельными языками. Преждевременному обводнению нефтяных скважин способствовали значительные перепады давлений в нефтяной оторочке и законтурной области. Об этом свидетельствует и очень низкая нефтеотдача, которая могла бы быть намного выше, если бы водонефтяной контакт перемещался равномерно по всей площади.
В ходе разработки нефтяной оторочки высказывались мнения о возможности перехвата нефти, переместившейся в газоконденсатную залежь, газовыми скважинами. Однако ввиду сравнительно медленного вторжения оторочки этого сделать не удалось и нефть, переместившаяся в зону газонасыщвнной части пласта, практически оказалась
Анализ результатов опробования нефтяных скважин
Нефтяная оторочка артинско-среднекаменноугольной залежи опробована и исследована более чем 50 скважинами, расположенными по всей площади месторождения. Учитывая строение нефтяной оторочки, результаты опробования скважин сгруппированы по трем участкам: западному, центральному и восточному.
Для анализа результатов опробования по западному участку взяты скважины Ж 3, 8, 9, 312, 322 (см. таблицу I).
Скважина 3 расположена в наиболее приподнятой средней части западного участка залежи (см. рис. 6). Интервал опробования охватывает зоны ГНК и БНК.
В процессе испытания из скважины получены устойчивые дебиты нефти при одновременной добыче воды и газа. Коэффициент продуктивности по скважине определен 1,37 т.сут/МПа.
Скважина 8 расположена на крайнем западе участка. Нефтенасы-щенная толщина здесь несколько меньше, чем в скважине 3. Скважина опробовалась в двух интервалах. Первый интервал опробования находился на 21 метр ниже отметки ВНК и скважина дала воду с дебитом 8,7 т/сут при восстановлении уровня с 693 м до 660 м от устья. Из второго интервала, находящегося в пределах нефтяной оторочки, получена чистая нефть с дебитом 20,3 - 22,9 м3/сут. Коэффициент продуктивности равен 1,77 т.сут/МПа.
Скважина 9 пробурена на восточном склоне западного участка. Нефтенасыщенная толщина равна 14,5 м. Скважина испытывалась в интервалах залегания нефтяной оторочки и дала устойчивый приток нефти с дебитом 21,6 м3/сут. Второй интервал, находящийся в зоне ГНК, при опробовании дал дебит безводной нефти 12,4 м3/сут,при повышенном содержании газа, что свидетельствует о притоке газа из газовой части пласта.
Скважина 312 расположена несколько западнее скважины 3 и име-ет одинаковую с ней толщину нефтенасыщенной части пласта. Скважина испытывалась в верхней части нефтяной оторочки и дала устойчивый приток чистой нефти с дебитом 15,7 - 31,9 м3/сут.
Скважина 322 находится между скважинами 3 и 312 на равном от них расстоянии. Поэтому результаты промысловых исследований аналогичны результатам последних. Всего по западному участку артин-ско-среднекаменноугольной залежи отобрано на I.01.1984 г. около 1,3 тыс. тонн нефти.
Для анализа результатов опробования оторочки по центральному участку взяты скважины 42, 57, 58, 65, 321 (см. рис. 6).
Скважина 42 расположена в середине западной приподнятой части центрального участка, имеет нефтенасыщенную толщину 28,5 м. При опробовании интервала в верхней части, включая зону ГНК, дала приток нефти около 10,8 м3/сут и 32-44 тыс. м3/сут газа.
Скважина 57 расположена на южном крыле центрального участка. Нефтенасыщенная толщина составляет 14 м. Интервал опробования находился в средней части нефтенасыщенного пласта. Дебит скважины при опробовании не превысил 2 м3/сут при кратковременной работе.
Скважина 58 находится несколько восточнее скважины 57 в зоне более низких нефтенасыщенных толщин. Вследствие плохих коллек-торских свойств пласта дебит нефти не превышает 2,4 м3/сут. Наиболее продуктивной оказалась скважина 85, расположенная в зоне наивысших нефтенасыщенных толщин в середине центрального участка. Её дебит составил 18,6-35,6 м3/сут.
Скважина 321 находится в зоне пониженных нефтенасыщенных толщин и при опробовании дала незначительный приток нефти с дебитом 1,5 м3/сут при депрессии на пласт в 2,8 Ша, а после проведения соляно-кислотной обработки получен приток воды с дебитом 58 м3/сут.
Анализ результатов опробования скважин центрального участка доказывает следующее.1. В большинстве скважин, испытанных в зоне нефтяной оторочки, притоки нефти отмечались совместно с газом и (или) водой. Устойчивых дебитов чистой нефти не получено.2. Если при опробовании скважин до ввода в разработку газового месторождения дебиты подошвенных вод по ним не превышали 10,6 м3/сут, то в скважинах 146э, 921, 442э, опробованных после четырех лет эксплуатации газовой части залежи, в 1978 году получены интенсивные (до 96 м3/сут) притоки подошвенных вод. Б пределах нефтяной оторочки отмечено быстрое обводнение объектов.3. Из-за неоднородности коллекторских свойств пород по площади месторождения газонефтяной и водонефтяной разделы представляют собой довольно сложную, изменчивую по высоте поверхность.
Восточный участок нефтяной оторочки опробован 13 скважинами. Результаты опробования представлены в таблице I, ниже приводятся данные по скважинам 7, 54, 83, 92, 316, 352.Скважина 7 находится на южном крыле восточного участка, вблизи внутреннего контура нефтеносности. Нефтенасыщенная толщина составляет. II метров при общей толщине оторочки в 69 метров. Интервал опробования расположен в зоне ГНК. При опробовании получен устойчивый дебит нефти при депрессии в 3,9 МПа, который составил 19,3 м3/сут при газовом факторе 927 м3/т. Наличие такого высокого газового фактора свидетельствует о значительном притоке свободного газа из газонасыщенной части залежи.
Скважина 54 расположена в северо-восточной части участка. Опробовался объект в пределах открытой части пласта, включающей всю толщину нефтяной оторочки. Скважина имела устойчивый дебит нефти равный 27,6 м3/сут.
Скважина 83 находится юго-западнее скважины 54, имеет нефте-насыщенную толщину 10,6 м. При опробовании нефтенасыщенного интер - - вала в десятиметровом удалении от IHK и БНК из скважины получена ( нефть с дебитом 6,5 м3/сут.
Скважина 92 пробурена на восточном окончании южного крыла залежи в непосредственной близости к внутреннему контуру нефтеносности. При опробовании интервала, охватывающего всю толщину оторочки, из скважины получена нефть в результате перелива с дебитом 3,8-5,2 м3/сут.
Скважина 352 расположена в сводной части восточного купола, в зоне наибольших толщин. Её нефтенасыщенная толщина составляет 18,1 м. Опробование проведено в трехметровом интервале, равноудаленном от ІЇЇК и БНК. При исследовании скважины получены дебиты нефти 11,9-14,3 м3/сут.Нефтяная оторочка филипповской залежи опробована в 12-ти скважинах, в десяти из них получены безводные притоки чистой нефти с дебитом от 3,5 т/сут до 125,3 т/сут (см. таблицу I).
Скважина 6 расположена на южном крыле залежи (см. рис. 7). Опробование пласта производилось после перфорации эксплуатационной колонны. Получен безводный фонтанный приток нефти с дебитом до 92 м3/сут на 7 мм штуцере при депрессии 5,7 МПа. Прорыва газа и признаков пластовой вода в продукции скважины не отмечено. Скважина работала устойчиво. Коэффициент продуктивности по промысловым данным составил 1,6 м3/МПа/сут.
Скважина 50 размещена на западной переклинали залежи. Она вскрыла газонасыщенную и нефтенасыщенную части залежи. Положение ГНК - на отметке 1663 м. При опробовании пласта открытым забоем в интервале 1623,9 м - 1674,9 м получен приток газа 70 тыс. м3/сут и нефти 10 м3/сут. Ввиду значительного количества газа длительное опробование не проводилось.Скважина 55 расположена в юго-западной части залежи. Опробование также проводилось в открытом стволе. Из интервала 1709,8
Обоснование предлагаемой технологии добычи нефти из оторочки основной залежи Оренбургского месторождения
Для практики разработки отечественных газовых месторождений ОГКМ представляет собой новый тип месторождений. Для данного месторождения характерно пластовое строение продуктивного комплекса. Принципиальной же особенностью ОГКМ является то, что соотношение проницаемости высокопроницаемых коллекторов и низкопроницаемых пропластков составляет несколько порядков. Это предопределяет воз -никагощие сложности в разработке основной залежи ОГКМ. і
Приток газа к скважинам происходит по высокопроницаемым про-пласткам небольшой толщины. Отработка низкопроницаемых коллекторов имеет место вследствие обменных процессов - перетоков газа из низкопроницаемых в высокопроницаемые разности. По высокопроницаемым пропласткам подошвенная вода поступает в залежь, вызывая преждевременное обводнение эксплуатационных скважин. Негативным последствием будет также снижение коэффициентов компонентоотдачи ОГКМ за счет формирования макрозащемленных объемов газа в низкопроницаемых коллекторах за фронтом вытеснения газа водой в высокопроницаемых пропластках,
В процессе разработки с 1974 г. основной залежи ОГКМ в режиме истощения у промысловиков сложилось мнение об отсутствии промышленных запасов нефти в подстилающей нефтяной оторочке. При этом они исходили из следующего. С самого начала разработки ОГКМ столкнулись с процессом обводнения эксплуатационных скважин. При наличии нефтяной оторочки с толщиной, доходящей до 50 м, появлению пластовой воды в скважинах должно было предшествовать появление нефти в продукции скважин. Это не наблюдалось, за исключением признаков потемнения конденсата. В 1981 г. нам совместно с работниками МИНХ и ГП им.Губкина /71/ удалось объяснить ошибочность данного представления.
В силу указанного слоистого строения продуктивного пласта, дренирование и поступление воды происходило по высокопроницаемым пропласткам. Естественно, что внедряющаяся в залежь вода продвигала перед собой нефть нефтяной оторочки. Хотя забой эксплуатационных скважин находились на расстоянии около 50 м от ГЖК, расстояния забоев скважин до ГЖК по напластованию исчислялись сотнями метров. К этому следует добавить, что запасы нефти в высокопроницаемых пропластках малы. Поэтому эта нефть при её вытеснении во дой на пути движения к забою скважин успевала полностью размазы- ваться в высокопроницаемых пропластках в области газоносности. В результате нефть не попадала в продукцию эксплуатационных скважин. При таком вскрытом механизме вытеснения нефти водой был сделан следующий принципиальный вывод. Коль скоро основные запасы нефти приурочены к низкопроницаемым коллекторам, то можно ожидать, что оторочка нефти в основной залежи еще не подверглась расформированию. Поэтому в 1981 г. была высказанз уверенность в том, что необходимо и целесообразно организовать добычу нефти из оторочки основной залежи ОГКМ, начать борьбу за повышение (с нуля) коэффициента нефтеотдачи.
Сегодня можно утверждать, что ОГКМ с отмеченным типом коллекторов не будет являться исключением. Открытые недавно Карача-ганакское и Астраханское месторождения характеризуются схожестью строения с коллекторами Оренбургского месторождения. Видимо, и другие, вновь открываемые месторождения в зонах, тяготеющих к Прикаспийской низменности, будут представлены аналогичными по строению продуктивными пластами.
Отмеченный механизм протекания фильтрационных процессов при разработке ОГКМ будет характерен и для других месторождений, разрабатываемых в режиме истощения. Однако такие месторождения как Карачаганакское, должны далее до достижения давления начала конденсации разрабатываться с поддержанием пластового давления. Сложности, возникающие при разработке ОГКМ, показывают, что на других месторождениях при разработке с применением методов поддержания пластового давления они (сложности) будут усугубляться.
Например, заводнение пласта или обратная заказчка сухого газа в Карачаганакское месторождение при реализации традиционных подходов будет характеризоваться низкой эффективностью. Закачиваемый для поддержания пластового давления флюид по высокопроницае мым пропласткам будет прорываться в эксплуатационные скважины при достижении низкого значения коэффициента охвата вытеснением по объему.
Таким образом, сегодня становится весьма актуальной проблема обоснования новых подходов к разработке месторождений газа типа Оренбургского. В особенности, она актуальна для газоконденсатных и нефтяных месторождений, на которых необходимо осуществлять поддержание пластового давления. С данных позиций заслуживает внимательного рассмотрения проблема организации опытных работ по добыче нефти из оторочек, приуроченных в той или иной степени к изолированным куполам в западной и восточной частях Оренбургского месторождения (см. рис. 6).
Организация этих работ позволит одновременно решить две следующие проблемы:- обосновать возможности добычи нефти в промышленных масштабах из оторочек рассматриваемых восточного и западного куполов;- исследовать эффективность новых подходов к активному воздействию на процессы, происходящие в пластах при разработке месторождений с коллекторами, аналогичными коллекторам ОГКМ.
Добыча нефти из изолированных оторочек (возможно, частично изолированных) восточного и западного куполов /42/ должно осуществляться с поддержанием пластового давления. Наиболее предпочтительным агентом здесь является вода. Бри этом, для заводнения рекомендуется использовать пластовую воду, добываемую из обводняющихся газовых скважин основной залежи ОГКМ. В результате существенно может сняться проблема утилизации этой добываемой воды. Пластовая вода, которая будет добываться из эксплуатационных нефтяных скважин, также должна обратно возвращаться в пласт в качестве вытесняющего агента.
Реализация заводнения восточного и западного куполов по при меняемой на практике схеме, вследствие высказанных ранее сообра- жений, будет характеризоваться низкой эффективностью. Поэтому предлагается новый способ разработки нефтяных и нефтегазоконден-сатных залежей, представленных такими коллекторами как на ОГКМ.
На каждой из изолированных залежей реализуется система площадочного заводнения. Закачка воды производится в нагнетательные скважины, стимулированные мощными взрывами. Это означает, что нагнетательные скважины будут характеризоваться наличием:- полости в зоне продуктивности значительного диаметра (до10 м и более);- зоны трещиноватости диаметром в десятки метров.Образование полости и системы трещин резко увеличивают (до10хм и более раз) приемистость нагнетательных скважин. Существенно возрастает объем пласта, подвергаемый воздействию закачиваемого агента. В низкопроницаемых коллекторах, разбитых системой трещин, приобретают существенную значимость капиллярные процессы при вытеснении нефти водой..
Технология освоения скважины, оборудованной по предлагаемой схеме
Освоение скважины при установке предлагаемого забойного оборудования для одновременно-раздельной добычи нефти и газа имеет свои особенности. В частности, промывку скважины целесообразно проводить до посадки верхнего пакера, с тем, чтобы очистить ствол скважины от мехпримесей. Эта операция осуществляется подачей промывочной, жидкости через задвижку (І) в затрубное пространство (см. рис. 27). Жидкость омывает часть газонасыщенного интервала и через перфорированный патрубок по лифтовым трубам и задвижку (2) поступает в емкость. После установки оборудования жидкость из за-трубного пространства через ингибиторный клапан вытесняется в кольцевое пространство между первым и вторым рядом насосно-компрессор-ных труб и далее поднимается на поверхность. При этом задвижки (I) и (2) открыты. Процесс замены жидкости в кольцевом пространстве и внутреннем ряде насосно-компрессорных труб на более легкую, необходимую для снижения на пласт противодавления и вызова притока нефти и газа из скважины, осуществляется следующим образом. Жидкость поступает через открытую задвижку (3) в канал внутреннего ряда насосно-компрессорных труб, далее через отверстие в муфте перекрестного потока и канал в нижнем пакере переходит в зону нефтенасыщенного интервала, омывает его и через отверстия хвостовика подходит к обратному промывочному клапану. При создании давления, превышающего силу пружины, прижимающей клапан к седлу, происходит его открытие, и жидкость через радиальные отверстия в муфте перекрестного потока входит в зону перфорации газонасыщенной части пласта, омывает его и через отверстие в перфорированном патрубке движется по кольцевому пространству между первым и вторым рядом насосно-компрессорных труб и открытую за движку (2) на поверхность.
Процесс освоения скважины заключается в последовательной замене тяжелой жидкости жидкостью с меньшим удельным весом. Например, глинистый раствор замещается водой, которая затем заменяется нефтью. За счет разности удельных весов жидкостей снижается противодавление на пласт. Величина его определяется по формулегде А Р - снижение противодавления на пласт при замене тяжелой жидкости более легкой, Й э- Й н - разность удельных весов промывочных жидкостей, L - высота столба жидкости.
Операция повторяется до тех пор пока не создается необходимая депрессия на пласт и скважина не начнет работать. Если приток газа получен, а нефтенасыщенная часть пласта не работает, то можно применить один из нижеприведенных способов. Первый способ заключается в следующем. Скважина отрабатывается до получения устойчивого дебита по газу. При этом перепад давлений в газонасыщенной и нефтенасыщенной частях не должен превышать величины перепада давления, при котором открывается обратный промывочный клапан. Контролировать давление можно по манометру, установленному перед задвижкой (2). При этом давление на манометре должно соответствовать расчетному давлению, определяемому по формуле:где: Рм«н- давление на устьевом манометре, МПа; Рпп - пластовое давление в скважине, МПа; Ар - допустимая депрессия на пласт, МПа; ARP- потери давления за счет веса столба продукции скважины и гидравлических потерь, МПа. Допустимая депрессия на пласт определяется с учетом усилий, создаваемых пружиной обратного клапана.
После отработки скважины по газу при допустимой депрессии давление в кольцевом пространстве необходимо резко снизить. В результате этого обратный промывочный клапан откроется и жидкость из внутреннего ряда насосно-компрессорных труб и нефтенасыщеиного интервала попадет в газовый поток и далее на дневную поверхность. Снижение уровня жидкости, а следовательно, и противодавления на пласт создает благоприятные условия для работы скважины. Этот метод в практике освоения скважин известен как "метод имплозии" (создание резкого перепада давления в зоне пласта).
Второй метод заключается в следующем. В центральный лифт нагнетается воздух и уровень жидкости отжимается до расчетной отметки. Затем давление сбрасывается и за счет увеличения депрессии на пласт нефтенасыщенный интервал приобщится к дренированию.
Процесс освоения скважин при других компоновках забойного оборудования несколько отличается от описанного выше.
В технологических схемах, предложенных для разработки газонефтяных залежей без содержания сероводорода, движение газа предусматривается по затрубному пространству. Если из скважины предусматривается регулируемый отбор нефти, воды, и газа, как это изображено на рис. 25, то при промывке жидкость подается по кольцевому каналу между первым и вторым рядом насосно-компрессорных труб, создает давление на обратный клапан и за счет этого отжимает подвижное седло клапана (8) вниз. При этом отверстие (12) в патрубке (.6) открывается и жидкость, омывая интервал перфорации нефтенасы-щенной зоны пласта, входит через отверстие (5) в муфте перекрестного потока (4) во внутренний ряд насосно-компрессорных труб и поднимается на поверхность. В данной схеме интервал перфорации газонасыщенной части пласта должен промываться до посадки верхнего па-кера (2) и спуска верхнего ряда насосно-компрессорных труб (3). Промывка интервала перфорации водонасыщенной части пласта произво дится только перед спуском забойного оборудования. В случае при- менения технологических схем, предложенных для одновременной раздельной добычи нефти и газа, не содержащего сероводорода, освоение скважины осуществляется путем нагнетания промывочной жидкости в колонну насосно-компрессорных труб (I) (см. рис. 26) и далее через отверстие (3) в муфте перекрестного потока (2) в проточную камеру А. Из проточной камеры А промывочная жидкость через отверстие (5) поступает в интервал перфорации нефтенасыщенной части пласта, омывает его и через отверстие (10) в нижнем конце хвостовика (8), обратный промывочный клапан (6) и радиальные каналы (12) в муфте перекрестного потока (2) входит в интервал газонасыщенной части пласта и далее по затрубному пространству на поверхность.
Освоение скважин при одновременной раздельной добыче нефти и газа требует от исполнителей высокой квалификации и тщательного соблюдения технологических регламентов.
