Формирование систем разработки нефтяных месторождений на заключительной стадии в условиях заводнения Дьячук Иван Алексеевич

Содержание к диссертации

Введение

1. Наиболее значимые процессы, происходящие в обводённой части продуктивного пласта 17

1.1. Энергетическое состояние нефтяной залежи в условиях заводнения 17

1.2. Формы и виды остаточной нефти

2.2.1 Структурообразование в объёме жидкости (нефти) 23

2.2.2 Структурирование на границе раздела "жидкость - твёрдое вещество", "жидкость жидкость" 34

2.2.3. Влияние различных факторов на процессы перемещения остаточной нефти,

восстановления и регенерации истощённой залежи 38

Выводы по главе 1 44

2. Формы и виды остаточной нефти в промытой зоне пласта. Механизм переформирования истощённой нефтяной залежи 46

2.1. Формы и виды остаточной нефти после прохождения фронта вытеснения. Влияние хроматографических процессов на формирование остаточной нефти 50

2.2. Физико-химические и прочностные свойства структурированных сред 52

2.3. Подвижность остаточной нефти в динамических условиях 54

2.4. Влияние давления на подвижность структурированной нефти 2.4.1. Методика подготовки нефти 60

2.4.2. Методика проведения экспериментов 2.5. Подвижность остаточной нефти в квазистатических условиях 69

2.6. Механизм переформирования нефтяной залежи в условиях заводнения 72

Выводы по главе 2 78

3. Промысловый опыт и исследования процесса переформирования нефтяных залежей 80

3.1. Переформирование нефтяных месторождений и пластов 80

3.2. Специальные промысловые исследования на месторождениях Башкортостана 109

Выводы по главе 3 124

4. Исследование процесса регенерации нефтяной залежи на заключительной стадии разработки 126

3 4.1. Анализ временных остановок эксплуатационных скважин 126

4.2. Ограничение водопритока на забой добывающей скважины 160

4.3. Обоснование необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в пластах, представленных обширной ВНЗ и осложнённых контактными запасами (на примере пласта DIH K Белебеевского нефтяного месторождения) 168

Выводы по главе 4 175

5. Точность построения структурных карт. способы и технология проведения специальных промысловых исследований СКВ-Н 177

5.1. Точность построения структурных карт 177

5.2. Обзор существующих методов исследования местоположения ВНР в скважине... 185

5.3. Предлагаемые способы исследования, позволяющие повысить точность оценки местоположения ВНР 190

5.4. Приблизительная оценка скорости накопления остаточной нефти в стволе остановленной предельно обводнённой скважины 199

Выводы по главе 5 204

6. Практические приложения учёта влияния гравитационного градиента давления при разработке нефтяных месторождений .. 206

6.1. Взаиморасположение добывающих и нагнетательных скважин с учётом характера залегания продуктивного пласта 206

6.2. Критерии применимости форсированного отбора жидкости на заключительной стадии разработки 221

6.3. Теоретические и лабораторные исследования влияния форсированного отбора

жидкости на эффективность выработки купольных поднятий кровли продуктивного

пласта 222

Выводы по главе 6 232

7. Концепция доразработки истощенной нефтяной залежи с целью увеличения КИН 234

8. Перечень основных задач для дальнейших исследований 241

Основные выводы и рекомендации 242

Список сокращений и условных обозначений 246

Список использованных источников

• Структурообразование в объёме жидкости (нефти)
• Влияние давления на подвижность структурированной нефти 2.4.1. Методика подготовки нефти
• Специальные промысловые исследования на месторождениях Башкортостана
• Обоснование необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в пластах, представленных обширной ВНЗ и осложнённых контактными запасами (на примере пласта DIH K Белебеевского нефтяного месторождения)

Введение к работе

Актуальность темы исследований Активное внедрение заводнения на нефтяных месторождениях бывшего СССР с начала 50-х годов прошлого столетия предопределило ситуацию в нефтяной промышленности РФ на текущий момент. Подавляющее большинство крупных и средних нефтяных месторождений вступило в заключительную стадию разработки, когда средняя обводённость добываемой продукции неуклонно растет и на различных месторождениях составляет 8(Н95 %. Многочисленные попытки снизить или хотя бы стабилизировать рост обводненности, как правило, не приводят к желаемому результату, а лишь ложатся дополнительным финансовым бременем на Недропользователя.

Начиная с начала 70-х годов в нефтяной науке и промысловой практике появилось новое направление - заводнение нефтяных коллекторов с применением поверхностно активных веществ (ПАВ) для увеличения коэффициента вытеснения. На месторождениях Башкортостана, Татарстана и Самарской области были организованы многочисленные промышленные полигоны, на которых испытывались различные композиции и технологии применения ПАВ. Однако, испытания всех этих технологий постепенно прекратились, поскольку ни одна из них не дала сколько-нибудь значительного и объективно подтвержденного эффекта, о чем однозначно свидетельствует отказ от применения всех их без исключения в нефтедобыче России и большинства зарубежных стран.

Вторым, по значимости и масштабам применения, следует упомянуть гидродинамический метод повышения нефтеотдачи, в частности форсированный отбор жидкости (ФОЖ). Метод применялся, как правило, на стадии высокой степени истощения нефтеносных коллекторов и обводнённости добываемой продукции. Как правило, кратковременный эффект в начале применения, в дальнейшем оборачивался еще большими темпами обводнения добываемой продукции, что приводило к каскадному наращиванию суммарного объема попутно добываемой воды. А это, в свою очередь, приводило к проблемам по её утилизации и увеличению нагрузки на систему внутрипромыслового транспорта продукции и систему подготовки нефти. В результате себестоимость добываемой продукции стремительно возрастала, что в конечном итоге приводило к отказу от дальнейшего применения ФОЖ. Одной из причин неудач применения ФОЖ для увеличения нефтеотдачи пластов следует признать тот факт, что метод использовался для всей залежи в целом или по группе скважин на выделенном участке, без учета условий существования и локализации остаточной нефти. Не учитывалось так же взаимоположение добывающих и нагнетательных скважин, их местоположение на структуре продук-

тивного коллектора. В диссертационной работе представлены основные положения, позволяющие обеспечить эффективное применение ФОЖ.

Последние десятилетия для снижения обводнённости продукции скважин действующего фонда активно пропагандируются потоко-отклоняющие технологии, направленные на повышение коэффициента охвата. В продуктивный пласт предлагается закачивать различные композиции, которые, по заверению авторов технологий, избирательно будут проникать в высоко проницаемые интервалы пласта, где происходит прорыв нагнетаемой воды к добывающим скважинам, создавать в них повышенные фильтрационные сопротивления и тем самым перераспределять направление фильтрационных потоков в невырабатываемые низкопроницаемые интервалы пласта. Однако вызывает сомнение тот факт, что без обеспечения селективной обработки заданного интервала композиция не будет проникать в низко проницаемые интервалы, поскольку попадание в них кольматирующего материала резко снижает и без того их низкую проницаемость. С другой стороны, высока вероятность того, что вытесняющий агент обойдет локально созданную область с повышенным фильтрационным сопротивлением и далее устремится по тем же ранее уже промытым каналам фильтрации. В этом случае объем вовлеченной в процесс фильтрации нефти будет невелик и поэтому технологический эффект достаточно быстро будет сведен к нулю. Наконец, применение потоко-отклоняющих технологий по своему физическому смыслу приводит к необратимому снижению фильтрационных свойств наиболее проницаемой части пласта, а это, в свою очередь, впоследствии будет только затруднять довыработку остаточных запасов нефти.

Таким образом, существующие методы увеличения нефтеотдачи (МУН) не позволяют надеяться на существенное приращение значений коэффициента извлечения нефти (КИН) на заключительной стадии разработки. В связи с этим поиск метода увеличения КИН, основанный на глубоком изучении физико-химической природы процессов, протекающих в заводнённой части коллектора, основанный на принципе «не навредить» является, несомненно, важным и нужным.

Цель работы

Разработка и обоснование практических рекомендаций по довыработке остаточных запасов нефти на заключительной стадии разработки в условиях заводнения с учетом процессов, происходящих в заводнённой части продуктивного пласта, обуславливающих миграцию остаточной нефти под действием гравитационного фактора, которая образуется благодаря проявлению хроматографического эффекта на границе раздела фаз.

Предлагаемый подход к доразработке позволит снизить эксплуатационные затраты, стабилизировать падающие уровни добычи нефти и увеличит КИН. Задачи исследования

1. Обобщить и проанализировать результаты исследований фильтрации жидкостей, аномальные свойства которых обусловлены как образованием структуры в объеме самой жидкости, так и в слоях на границе раздела фаз, с энергетической точки зрения.

2. Сформулировать и обосновать гипотезу, объясняющую механизм регенерации нефтяной залежи и локализации остаточной нефти с учетом накопленного промыслового опыта и исследований по фильтрации структурированных жидкостей, в том числе и нефти. Сопоставить величину гидродинамического градиента давления, обусловленного перепадом давления между забоями добывающей и нагнетательной скважин, с величиной гравитационного градиента давления, возникающего в заводнённой части коллектора на границе раздела фаз «вытесняющий агент - остаточная нефть» на заключительной стадии разработки.

3. Изучить влияние величины постоянного во времени (пластового) давления на прочностные характеристики структурированной нефти при её фильтрации.

4. Проанализировать промысловый опыт по вводу в повторную эксплуатацию длительно простаивающих нефтяных месторождений после их расконсервации. Сравнить эксплуатационные характеристики добывающих скважин до и после временного простоя, дать объяснение причин изменения обводнённости добываемой продукции.

5. Оценить эффективность выработки запасов нефти по скважинам в зависимости от несовершенства по степени вскрытия продуктивного пласта с обширной водонефтя-ной зоной (ВНЗ), в условиях отсутствия гидродинамического экрана между нефтяной и водоносной частями (контактные запасы).

6. Оценить корректность представлений о характере залегания кровли продуктивного коллектора с позиции выделения локальных антиклиналей, высота которых сопоставима со средней толщиной продуктивного пласта. Разработать критерии взаиморасположения нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от наклона продуктивного пласта с целью увеличения выработки запасов нефти.

7. Обосновать величину отбора продукции скважины для ее дальнейшей безводной эксплуатации. Разработать методику поэтапного снижения энергетической нагрузки на пласт, путем постепенного снижения объемов добычи и закачки вытесняющего агента.

8. Разработать технологию снижения обводнённости добываемой продукции в

скважинах, вскрывших неоднородный по проницаемости пласт в разрезе, обеспечив условия притока нефти из пропластков низкой проницаемости.

9. Разработать алгоритм и количественный критерий для ФОЖ в скважинах с це
лью выноса скопления нефти из купольных поднятий, высота которых соизмерима с
толщиной пласта.

10. На основе решения поставленных задач разработать стратегию доразработки
истощенной нефтяной залежи с целью увеличения коэффициента извлечения нефти
(КИН) при снижении операционных затрат на добычу нефти без значительных капи
тальных вложений.

Методы исследования

Решение задач базируется на: анализе ранее полученных результатах теоретических и лабораторных исследований отечественных и зарубежных авторов по вопросам фильтрации структурированных жидкостей, проведении лабораторных исследований, моделирующих фильтрацию структурированной нефти в различных термобарических условиях; использовании геолого-промыслового анализа состояния разработки изучаемого объекта и обработки статистической информации его истории; математическом моделировании процесса фильтрации жидкостей в неоднородных по толщине коллекторах с последующей экспериментальной проверкой полученных результатов; анализе и обобщении промыслового опыта с позиции выдвигаемой гипотезы о процессах аккумуляции остаточной нефти.

Научная новизна

9. Уточнён механизм переформирования истощенной нефтяной залежи в условиях искусственного заводнения, заключающийся в миграции остаточной нефти в вертикальном направлении под действием гравитационного градиента давления. Выявлена закономерность структурно - механических свойств нефти в объеме и ее слоев на межфазных границах «жидкость - жидкость» и «жидкость - твердая поверхность» от изменения пластового давления.

10. Предложены критерии взаимной расстановки нагнетательных и добывающих скважин, основанные на учете структуры кровли продуктивного пласта.

11. Разработан критерий установления нормы отбора нефти в высокообводнённой скважине с учетом ее дальнейшей безводной эксплуатации, основанный на результатах специальных промысловых исследований по определению скорости притока остаточной нефти к забою добывающей скважины.

4. Разработан принцип поэтапного снижения энергетической нагрузки на продуктивный пласт путём постепенного снижения объёмов прокачиваемой жидкости через пласт с переводом части скважин на безводный режим эксплуатации. Обоснована необходимость вскрытия всей толщины продуктивного пласта в условиях разработки пласта осложнённого контактными запасами. Предложены критерии, позволяющие снизить обводнённость добываемой продукции в скважинах, вскрывших неоднородный по проницаемости пласт.

5. Обоснован принцип и критерий применения ФОЖ на локальном участке пласта, характеризующийся мини-антиклиналью кровли, не вскрытой скважиной, при условии превышения существующего градиента давления на заданную величину.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при планировании и внедрении комплекса геолого-технических мероприятий на месторождениях Нижневартовского региона (Орехово-Ермаковское нефтяное месторождение) и Башкортостана (Саузба-шевское, Гордеевское, Белебеевское нефтяные месторождения).

2. Предложенные подходы к разработке истощенных нефтяных коллекторов учтены при составлении проектно-технологических документов на разработку Орехово-Ермаковского, Гордеевского, Белебеевского нефтяных месторождений.

3. Теоретические и практические результаты диссертационной работы используются при выполнении курсовых и дипломных проектов, а так же при чтении лекций для студентов УГНТУ направления 131000 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Основные защищаемые научные положения

4. Гипотеза механизма регенерации нефтяной залежи после прохождения по продуктивному пласту фронта вытеснения. Влияние гравитационного градиента давления (как преобладающей причины) на процесс аккумуляции остаточной нефти в локальных антиклиналях кровли нефтеносного пласта. Зависимость структурно - механических свойств нефти в объеме и ее слоев на межфазных границах «жидкость - жидкость» и «жидкость - твердая поверхность» от изменения пластового давления.

5. Метод уточнения структурных построений кровли продуктивного пласта на базе проведения специальных промысловых исследований. Критерии взаиморасположения нагнетательных и добывающих скважин, относительно естественного наклона продук-

тивного пласта для увеличения выработки запасов нефти.

3. Методология определения дебита высоко обводнённой скважины, с целью ее дальнейшей безводной эксплуатации на основе результатов специальных промысловых исследований по определению скорости притока остаточной нефти на забой.

4. Методические подходы к поэтапному снижению энергетической нагрузки на пласт, за счет постепенного снижения объемов добьши и закачки вытесняющего агента и перевода части скважин на безводный режим эксплуатации. Целесообразность вскрытия всей толщины продуктивной части разреза в условиях разработки пласта с обширной водонефтяной зоной (ВНЗ), осложнённого контактными запасами. Условия снижения обводнённости добываемой продукции скважин, вскрывших неоднородный по проницаемости пласт.

5. Принцип и количественный критерий для установления форсированного отбора жидкости из скважины с целью выноса скоплений нефти из купольных поднятий, высота которых соизмерима с толщиной пласта.

6. Стратегия доразработки истощенной нефтяной залежи с целью увеличения КИН при снижении операционных затрат на добычу нефти, без значительных капитальных вложений.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-практических конференциях УГНТУ (г.Уфа, 1998, 2006, 2010-2013 гг.), на конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г.Ханты-Мансийск, 2000г.), на научно-практической конференции "Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке" (г.Тюмень, 2000г.), на совместном заседании ТО ЦКР "Роснедр" по РТ и научного совета по геологии и разработке АН РТ «Совершенствование проектирования разработки нефтяных месторождений» (г.Казань, 2007г.), на расширенном заседании ЦКР по УВС РФ "Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в четвёртой (поздней) стадии разработки" (г.Москва, 2007г.), на международной научно-практической конференции «Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья», посвященной 100-летию со дня рождения академика А.А. Трофимука (г.Казань, 2011г.), на I научно-практической конференции, посвященной памяти Н.Н. Лисовского «Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений» (г.Москва, 2011г.), на международной научно-практической кон-

ференции «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии» (г.Казань, 2013г.), на заседании Приволжской нефтяной секции ЦКР Роснедр по УВС (г.Ижевск, 2013г.), на НТС ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2014 г.), НТС ООО «РН - УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2014 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 40 научных трудах, в том числе в 1 монографии и 10 статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Новизна основных положений диссертации защищена 10 патентами РФ.

Структура и объем работы

Структурообразование в объёме жидкости (нефти)

Первоначально, т.е. до момента начала разработки, нефтяная залежь представляет собой резервуар, в котором скопились углеводородные соединения различного состава, остаточная вода. Поверхность поровых каналов резервуара представлена различным минералогическим составом. В системе достигнуто определённое равновесное состояние между газом, нефтью, водой и породообразующими минералами. Кроме того, в системе имеется избыточная энергия, определяемая величиной пластового давления (Рпл) и упругостью системы, которая не имеет пути реализации.

При искусственном вмешательстве в систему, т.е. с началом отбора нефти из продуктивного пласта, начинается необратимый процесс трансформации внутрипластовой энергии.

Для поддержания определённого запаса внутрипластовой энергии и тем самым обеспечения максимально возможных темпов отбора углеводородного сырья, через систему нагнетательных скважин под избыточным давлением, в продуктивные пласты закачивается вода. В результате в пластовой системе появляется ещё один агент -водная фаза, которая находится в свободном состоянии и оказывает своё воздействие на изначально присутствующие пластовые флюиды.

Следует подчеркнуть, что область влияния вытесняющего агента на так называемую подвижную нефть увеличивается по мере освоения системы ППД и в последующем, достигая своего максимума, стремится к минимальной величине после прорыва фронта вытеснения на забои эксплутационных скважин. Тогда как объёмное влияние вытесняющего агента на так называемую остаточную нефть в процессе разработки месторождения всё время увеличивается и достигает своего максимума в тот момент, когда вся подвижная нефть практически вытеснена водой. При этом возникает система (остаточная нефть и вытесняющий агент в поровом пространстве), обладающая запасом потенциальной энергии, реализуемой в процессах регенерации нефтяного месторождения под действием гравитационных сил.

Нефть, по своему фракционному составу, является многокомпонентной гетерополярной жидкостью. В зависимости от весового содержания высокомолекулярных соединений (асфальтены, смолы, парафины) и термобарических условий фильтрации нефть может иметь те или иные гидродинамические и прочностные свойства это значит, что между подвижной и остаточной нефтью может быть существенная разница как по химическому составу, так и по физико-химическим свойствам.

При определённых условиях течения нефти могут наблюдаться аномалии. Под ней понимают отклонение от известных и, как правило, общепринятых закономерностей: от линейных законов однофазной фильтрации (Дарси), однофазного течения в единичном канале (Хагена Пуазейля) и т.п.

Экспериментальный материал, полученный в предыдущие годы, позволяет говорить о том, что появление аномалий при течении жидкостей объясняется наличием или образованием некой структуры. Структура1 в жидкости может иметь место как на границе раздела "жидкость - твёрдое вещество", "жидкость - жидкость", так и в самой жидкости. Природа или первопричина образования структуры в объёме и на границах раздела энергетическая, но следствия проявления этого процесса множественные.

Основой образования структуры в гетерополярной жидкости являются адсорбционные или хроматографические процессы. Хроматографические явления это проявление избирательной сорбции, которая имеет место между активными центрами твёрдой поверхности и наиболее активными молекулами многокомпонентной жидкости при их непосредственном контакте как в статических, так и в динамических условиях. В результате течения смеси2 (взаиморастворимых компонентов) в условиях контакта с твердой поверхностью происходит сорбционное разделение определённых компонентов (молекул) из жидкости на поверхности твёрдой подложки. Это явление положено в основу физико-химического метода разделения и анализа смесей. Метод разработан в 1903 г. М. Цветом [8], который показал, что при пропускании смеси растительных пигментов через слой бесцветного сорбента индивидуальные вещества располагаются в виде отдельных окрашенных зон.

Возникновение этих явлений как на границе раздела двух сред, так и в самой жидкости, обусловлено межмолекулярным взаимодействием между сродственными3 молекулами этих сред или между сродственными молекулами в самой жидкости [10]. При контакте двух не смешиваемых между собой сред, между отдельными молекулами одной среды возникают и устанавливаются межмолекулярные связи с отдельными молекулами другой среды. В результате возникновения этих связей выделяется или поглощается энергия, которая либо рассеивается в окружающую среду в виде тепла, либо увеличивает теплоёмкость системы, благодаря чему происходит упорядочивание молекул, достигается устойчивое взаимодействие и образуются адсорбционные слои: АЕ = АС АТ, (1.1) где А Е - изменение энергии системы; АС - изменение теплоёмкости в результате образования молекулярных ассоциатов; AT- изменение температуры системы.

Эти процессы протекают по принципу, что каждая физическая система стремится к высвобождению "лишней" энергии и занимает более устойчивое положение при данных термобарических условиях.

Для более подробного объяснения природы хроматографических процессов обратимся к работе [144]. В ней автор, для объяснения механизма протекания физических процессов, вводит понятие когезионных и адгезионных сил. Рассмотрим рис. 1.1, который позволит разобраться в механизме процессов образования и миграции остаточной нефти.

Под когезионными силами К понимают силы взаимодействия однородных молекул между собой, а под адгезионными А понимают силы взаимодействия разнородных молекул. Обе эти силы имеют природу межмолекулярного взаимодействия. Косвенная связь между адгезионными, когезионными силами и коэффициентом поверхностного натяжения т представлена на рис. 1.1.

Если существует равенство адгезионных и когезионных сил, то молекулы вещества в граничном слое не будут находиться в напряжённом состоянии и, следовательно, ст = 0. При этом поле адгезионных и когезионных сил делится этой прямой на две области. Если в выбранных координатах построить изолинии для ст, то получим прямые, поскольку считаем а пропорциональным балансу адгезионных и когезионных сил:

Влияние давления на подвижность структурированной нефти 2.4.1. Методика подготовки нефти

Примеров долговременной консервации залежей в нефтепромысловой практике пока не так много [130, 160, 169, 170, 185, 186, 196]. Впервые факт переформирования залежей отмечен на Старо-Грозненских «поднадвиговых» месторождениях и на месторождениях Ставропольского края. В связи с ведением боевых действий и угрозой захвата этих территорий противником в годы Великой Отечественной войны скважины были сознательно выведены из строя. Нефтяные залежи в течение нескольких лет не разрабатывались. После восстановления скважин и вывода их на рабочий режим было замечено, что они, до остановки работая со значительной обводнённостью (60-90%), после повторного запуска стали добыавать безводную нефть в течение продолжительного времени.

В Самарской области целенаправленно были проведены два опыта - на залежах пласта Б2 месторождений Яблоновый [160] Овраг и Губинское.

Залежь пласта Б2 была законсервирована в октябре 1957 г., когда обводненность добываемой продукции всех скважин составляла 95-97%. Консервация продолжалась в течение года. Пластовое давление в залежи за 3-4 месяца восстановилось до начального. За 6-8 месяцев стволы всех скважин оказались заполненными нефтью, давление на устьях поднялось до 5-10 атм. Когда они были введены в эксплуатацию, в первые сутки была получена безводная нефть.

Залежь пласта Б2 Губинского месторождения была законсервирована в октябре 1964 г. на 1-1,5 месяца в соответствии с экспериментом импульсного воздействия на пласт (цикличный отбор жидкости). Продукция скважин также была обводнена на 95-99%. Так же, как и на месторождении Яблоновый Овраг, в стволах всех скважин происходило замещение воды нефтью. Однако дальнейшее применение форсированного отбора на этих объектах разработки не дало и не могло дать положительного результата.

Таким образом, данные по обводненным эксплуатационным скважинам пласта Б2 месторождений Яблоновый Овраг и Губинское в период их полной консервации свидетельствуют о довольно активном процессе замещения воды в стволах скважин нефтью из пласта, а дальнейшая эксплуатация на режиме ФОЖ не позволила получить положительных результатов, поскольку отбор нефти не был согласован с притоком остаточной нефти на забой добывающих скважин и способствовал опережающему темпу обводнения скважин.

В работе [130] автором приводятся данные о наблюдениях за остановленными нефтяными скважинами на 12 месторождениях Припятского прогиба Республики Беларусь. Для каждого из месторождений приведены данные по одной скважине, в которых наблюдалось изменение плотности столба жидкости за период простоя. Время простоя между замерами варьирует от 992 до 3215 сут. Если при остановке скважин средняя плотность столба жидкости составляла 1124 кг/м (интервал изменения 1050 -1200), то после простоя замеренная плотность составила в среднем 818 кг/м (интервал изменения 525 -955), что говорит о частичном либо о полном замещении столба жидкости на нефть. Закономерности между временем простоя и изменением плотности в стволе скважины не прослеживается. Данное обстоятельство лишний раз убеждает в том, что процесс замещения столба высокообводнённой жидкости на нефть носит разновременной характер и зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта, гидродинамической характеристики остаточной нефти и физико-химических свойств пластовой воды, а также необходимости проведения измерений в динамике.

В той же работе [130] П.П. Повжик на графике № 5 приводит динамику изменения буферного давления на скважинах № 15 Дубровского месторождения и № 126 Южно-Сосновского месторождения. Если в первой скважине (№ 15), процесс восстановления буферного давления носит практически линейный характер, без достижения максимума, который должен стабилизироваться во времени, то в скважине № 126 наблюдается достижение максимума и стабилизация буферного давления во времени. Эти два примера доказывают, что в первом случае (скв. № 15) процесс замещения столба жидкости в скважине не завершен, а во втором случае (скв. № 126) процесс замещения произошел. Но замер плотности столба жидкости в скважине № 126 произведён гораздо позже, чем произошло замещение (буферное давление стабилизировалось), поэтому корреляции между изменением плотности столба жидкости и временем между замерами в данных промысловых исследованиях не наблюдается.

В выше упомянутой работе [130] также приводится сопоставление между величиной накопленной добьши нефти за период первичной и вторичной эксплуатации залежей и отдельных скважин Российской Федерации, Республики Беларусь и Венесуэлы.

Показано, что повторная эксплуатация нефтяных месторождений Ишимбайского района Республики Башкортостан, приуроченных к группе месторождений Кинзибулатовского типа (Карлинское, Малышевское, Буруновское) позволила добыть порядка 19 % от накопленной добычи за первичный период разработки. К сожалению, автор не указывает за какой период повторной эксплуатации выполнено данное сопоставление. Ниже более подробно будут изложены результаты повторной эксплуатации нефтяных месторождений Ишимбайской группы месторождений, приуроченных к Кинзебулатовскому типу.

На рисунке 6 работы [130] приведена диаграмма накопленных значений добьши нефти по скважинам № 33 Речитского и скв. № 79 Осташковичковского нефтяных месторождений, опять же без указаний сроков первичной и вторичной эксплуатации скважин. Накопленная добыча нефти за период вторичной эксплуатации составила соответственно 35 и 49 %.

Как примеры переформирования нефтяных залежей, автором публикуются фотографии устья четырёх высокообводнённых скважин (скв. № 75 Золотухинского, скв № 99 Реченского, скв. № 130 Южно-Сосновского и скв. № 33 Вишанского месторождений), где запечатлен факт нефтепроявления после их остановки. По трём скважинам месторождения Guara Este (Венесуэла, бассейн р. Ориноко) приведены данные о накопленной добьши нефти за первичный и вторичный периоды эксплуатации. Так, по скв. № GG 101 накопленная добыча нефти за вторичный период эксплуатации составила 84 % от накопленной добьши нефти за первичный период, по скв. № GG 95 -22%, по скв. № GG 76 - 50%.

Специальные промысловые исследования на месторождениях Башкортостана

Из этой схемы видно, что в любой точке границы раздела возникает одинаковое напряжённое состояние, определяемое разницей в плотностях контактирующих фаз. При этом в любой точке плёночной нефти возникает одинаковый градиент давления, который численно равен разнице удельных весов (gradPG = Ар g). Отсюда следует, что при постоянстве физико-химических свойств граничного слоя скорость течения плёночной нефти не зависит от глубины расположения контакта и является величиной постоянной.

Сопоставим полученные данные со значением градиента давления, обусловленного разницей удельного веса пластовых жидкостей в гравитационном поле. Тогда, если плотность пластовой воды составляет 1000 кг/м , а пластовой нефти 900 кг/м , то градиент давления, обусловленный разницей удельного веса жидкостей, составит 981 Па/м. Для всех рассмотренных выше случаев градиент давления от разницы удельного веса жидкостей превосходит гидродинамический градиент давления. пленочная нефтть отекло

Упрощённая схема взаимодействия плёнки нефти с водой где Р„ = рв gfth - эпюра гидростатических сил, II - белые стрелки, Р =рн g h - эпюра гравитационных сил , I - чёрные стрелки, рв - плотность воды, рн - плотность нефти, g - ускорение свободного падения, h глубина погружения элементарного объёма нефти под уровень воды.

Из вышесказанного следует, что градиент давления, обусловленный разницей в удельном весе пластовых жидкостей, является преобладающей причиной миграции плёночной нефти на заключительной стадии разработки.

Градиент давления, обусловленный разницей удельного веса нефти и вытесняющего агента, будет той нагрузкой на плёночную нефть, находящуюся на поверхности зёрен породы, которая приведёт к подвижке структурированных граничных слоев нефти.

Исходя из вышеизложенного, можно заключить, что на некоторых нефтяных месторождениях или его участках, которые разрабатывались прежде на жёстко -водонапорном режиме, на заключительной стадии эксплуатации проявляет себя иной механизм, заставляющий плёночную нефть мигрировать вертикально вверх за счёт разности удельных весов в гравитационном поле.

На подвижность остаточной нефти влияют два градиента давления: гидродинамический - от разности давлений в зоне отбора нефти и в зоне закачки вытесняющего агента, направление действия которого соответствует линиям тока жидкости и преимущественно параллельно кровле, подошве пласта; гравитационный - обусловлен разностью удельного веса нефти и вытесняющего агента (воды), направление действия которого строго вертикальное и действует в любой точке пласта. Под действием гравитационного градиента давления вся остаточная нефть начинает мигрировать в кровельную часть пласта и там собираться. В нижней части пласта с уходом остаточной нефти происходит увеличение сечения между зёрнами породы, что в свою очередь увеличивает фазовую проницаемости по воде. Потому произойдёт снижение сопротивления среды для движения воды, а значит, влияние гидродинамического градиента давления на движение остаточной нефти будет снижаться.

У кровли пласта будет происходить накопление остаточной нефти, которая с увеличением нефтенасыщенности прикровельного участка пласта начнёт частично переходить в "свободный объём" и менять свои гидродинамические свойства (исчезают структурные свойства, что приводит к увеличению подвижности нефти, снижению её вязкости). Под действием гравитационного градиента давления эта нефть начнёт мигрировать в направлении естественного падения пласта к купольным частям пласта и за счёт условия неразрывности потока образует новую "компактную залежь".

Этот процесс будет рельефно проявлять себя по мере продвижения фронта вытеснения, за которым остаются остановленные скважины (по причине высокой обводнённости), в которых проявляется эффект накопления нефти под действием гравитационного градиента давления. Поэтому можно предложить периодический способ эксплуатации таких скважин с целью отбора нефти без воды. Подтверждением описанному выше способу доразработки истощенных продуктивных пластов могут служить факты из нефтепромысловой практики и лабораторные эксперименты, позволяющие дать объяснение происходящим процессам в пластовых условиях, которые приводят к регенерации нефтяного месторождения [49, 56, 57, 58, 59]. Таким образом, на основании изложенных выше перечисленных выкладок можно сформулировать гипотезу о механизме переформирования нефтяной залежи в условиях искусственного заводнения.

На завершающей стадии разработки остаточная нефть, в объемах пласта с предельным значением водонасыщенности, будет мигрировать преимущественно в вертикальном направлении под действием гравитационного градиента давления, который возникает на границе раздела фаз «остаточная нефть - вытесняющий агент» и обусловлен разностью в удельном весе между ними. Скапливаясь в прикровелъной части коллектора, остаточная нефть начнёт частично переходить в «свободный объем» и менять свои гидродинамические свойства (исчезают структурные свойства, что приводит к увеличению подвижности нефти, снижению её вязкости). Скопившаяся нефть начнёт перемещаться вдоль кровли в направлении естественного наклона пласта, заполняя все микрокупольные поднятия кровли продуктивного пласта и за счёт условия неразрывности потока образует новую «компактную залежь».

Обоснование необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в пластах, представленных обширной ВНЗ и осложнённых контактными запасами (на примере пласта DIH K Белебеевского нефтяного месторождения)

Объект DKH (КЫНОВСКИЙ горизонт) находится в разработке с 1960 г. Всего выявлено 20 залежей нефти: три залежи пласта DKHI (ХШа, XVIII, XIX) и 17 залежей пласта DKH2 (І, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X, XI, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII) с запасами промышленных категорий. В разработке находятся 11 залежей (I, VI, VII, VIII, X, XI, XIII, XV, XVII, XVIII, XIX). Динамика основных технологических показателей разработки представлена в таблице 4.7 и на рисунке 4.12. С начала разработки максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1989 г. и составил 16,4 тыс.т, при темпах отбора от НИЗ - 1,2 %, от ТИЗ - 1,3 %. Максимальный уровень отбора жидкости достигнут в 2012 г. - 41,5 тыс. т.

На объекте организована очагово-избирательная система заводнения. В настоящее время система разбалансирована, соотношение нагнетательных и добывающих скважин не превышает 1:2.

На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти по объекту составила 376,6 тыс.т, жидкости - 867,9 тыс.т. В пласт закачано 2635,1 тыс.м воды. В действующем добывающем фонде числятся 15 скважин, из них три совместные (DI - 2, DIV - 1), способ эксплуатации - механизированный (УШГН - 11, УЭЦН - 4). В действующем нагнетательном фонде - восемь скважин. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,100 д.ед (утвержденный 0,360). Отбор от начальных извлекаемых запасов категории Сі составил 27,6 %. Объект разрабатывается с темпом отбора от НИЗ - 1,1 %, от текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) - 1,5 %. Среднегодовой дебит нефти составил 2,8 т/сут, жидкости - 7,6 т/сут. Обводненность добываемой продукции на конец года составила 63,8 %. Компенсация отбора закачкой - 305,4 %. Накопленный ВНФ - 1,30 д.ед.

На кыновском горизонте выявлено 17 залежей нефти, связанные с нижним пластом песчаников (DKH2), И три залежи в песчаниках, залегающих в верхней части разреза (DKHI). В строении залежей основную роль играет лито логический фактор и поэтому 11 из 20 залежей чисто литологического типа, а 9 залежей -структурно - литологического типа, которые на отдаленных участках периметра подпираются контурными водами.

Начальное и текущее пластовое давление по залежам кыновского горизонта представлено в таблице 4.8.

Год Добыча нефти, тыс.т Темп отбора от извлекаемых запасов, % Накопленная добыча нефти, тыс. т Отборизвл.запасов,% кин, % Добыча жидкости, тыс. т Накопленная добыча жидкости, тыс. т Среднегодовой дебит, т/сут Прием-ть, Обв-ть,% Закачка рабочих агентов, тыс. м3 Компенсация отбора закачкой, Нак. ВНФ, Добыча газа, млн. м3 Действ, фонд, ЄД. всего мех. способ нач. текущих всего мех. способ всего мех. способ всего мех. способ нефти жид-ти м3/сут годовая накопл. текущая накопл. Д.ед. годовая накопл. ДОб. наг.

Залежь XII 19,4 19,4 - Залежь ХШа 19,1 19,1 - Залежь VIII разрабатывается с 1960 г. Закачка рабочего агента для поддержания пластового давления организованна в 1993 г. за счёт ввода нагнетательной скважины № 274. Текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2013 г. составило 17,4 МПа, что ниже начального на 2,0 МПа (10,3 %). Давление в зоне отборов составило 10,0 МПа, забойное давление - 6,5 МПа. Суммарная закачка воды составила 145,9 тыс. м , что компенсирует отбор жидкости на 76,3 %, текущая компенсация составляет - 167,9 %. Среднее забойное давление на 01.01.2013 г. составило 6,7 МПа. Система ППД залежи однако при дальнейшем разбуривании западной части залежи рекомендуется организация нового очага заводнения.

Залежь X разрабатывается с 1978 г. Закачка рабочего агента для поддержания пластового давления организованна в 1982 г. путём ввода нагнетательной скважины № 220. Текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2013 г. составило 18,6 МПа, что находится на уровне начального. Давление в зоне отборов составило 17,5 МПа, в зоне закачки 23,0 МПа. Забойное давление - 12,0 МПа. Суммарная закачка воды составила 1048,4 тыс. м , что компенсирует отбор жидкости на 355 %. Следует отметить, что компенсация оценена исходя из величины всего объёма закачки по залежи.

Залежь XIII разрабатывается с 1990 г. Закачка рабочего агента для поддержания пластового давления организованна в 2001 г. путём ввода под нагнетание скважины № 447.На 01.01.2013 г. закачка приостановлена, текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2013 г. составило 20,0 МПа, что выше уровня начального. Суммарная закачка воды составила 381,4 тыс. м , что компенсирует отбор жидкости на 793 %. Давление в зоне отборов составило 18,2 МПа, в зоне закачки 23,3 МПа. Забойное давление - 15,7 МПа. Рекомендуется при снижении пластового давления восстановление закачки рабочего агента.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения от начальных извлекаемых запасов, числящихся на государственном балансе на 01.01.2013 г., равен 0,100 (на государственном балансе запасов полезных ископаемых, нефти и газа - 0,360) при обводненности продукции 63,8 %, отбор от начальных извлекаемых запасов категории Сі составил 27,8 %. Добыча нефти, жидкости с начала разработки составила 376,6 и 867,9 тыс.т. соответственно. Добыча нефти за 2012 год составила 15,0 тыс.т, темп отбора от НИЗ - 1,1 %. Остаточные извлекаемые запасы нефти по объекту составляют 1179,0 тыс.т. I, II, V). Динамика основных технологических показателей разработки представлена в таблице 4.9 и на рисунке 4.13. С начала разработки максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1989 г. и составил 230,7 тыс.т, при темпе отбора от НИЗ - 3,6 %, от ТИЗ - 4,6 %. Максимальный уровень отбора жидкости достигнут в 2012 г. - 4456,3 тыс. т.

На объекте организована очагово-избирательная система заводнения. В настоящее время система разбалансирована, соотношение нагнетательных и добывающих скважин не превышает 1:4.

На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти по объекту составила 3942,5 тыс.т, жидкости - 85487,1 тыс.т. В пласт закачано 53556,0 тыс.м воды. В действующем добывающем фонде числятся 78 скважин, из них две совместные (DKH), способ эксплуатации - механизированный (УЭЦН - 68, УШГН - 10). В действующем нагнетательном фонде - 20 скважин, из них одна совместная (DIV). Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил - 0,223 д.ед (утвержденный 0,363). Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти категории Сі - 61,4 %. Объект разрабатывается с темпом отбора от НИЗ - 1,7 %, от ТИЗ - 4,2 %. Среднегодовой дебит нефти - 3,9 т/сут, жидкости - 158,2 т/сут. Обводненность добываемой продукции на конец года составила 97,5 %. Компенсация отбора закачкой - 72,1 %. Накопленный ВНФ - 20,7 д.ед.

На пашийском горизонте выявлено 15 залежей нефти, девять из которых относятся к пласту DIB И шесть к DIH. Залежи пласта DIH пластовые, полностью водоплавающие. Пласт DIB представлен как структурно-литологическими залежами (I, III, VI), подпирающимися контурными водами, так и чисто лито логическими (II, IV, V, VII, VIII, IX). Залежи нефти пластов DIB И DIH, совпадающие в плане, представляют собой единую гидродинамическую систему.