Содержание к диссертации
Введение
1. Основные положения и принципы технологий нестационарного (циклического) заводнения пюдуктивных пластов 12
1.1. История вопроса 12
1.2. Экспериментальные основы технологии 13
1.3. Теоретические исследования 15
1.4. Основные положения технологий циклического заводнения 18
1.5. Применение технологий циклического заводнения в сочетании с технологиями изменения направления фильтрационных потоков 23
1.6. Применение нестационарных технологий нефтедобычи на залежах вязкой и высоковязкой нефти 26
1.7. Основные виды технологий нестационарного воздействия на продуктивные пласты 29
1.8. Опытно-промысловые испытания технологий 33
1.9. Критерии эффективного применения технологий нестационарного заводнения 34
1.10. Возможные осложнения, возникающие при применении технологий нестационарного заводнения 38
1.11. Анализ результатов опытно-промышленных работ и промышленного внедрения циклического заводнения 42
1.12. Выводы 76
2. Анализ эффективности технологий нестационарного заводнения (на примере площадей Ромашкинского месторождения) 78
2.1. Общие положения 78
2.2. Методы определения технологического эффекта от применения технологий нестационарного заводнения 78
2.3. Исследование эффективности применяемых технологий на основе характеристик вытеснения 82
2.4. Исследование эффективности технологий нестационарного заводнения на примере Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения 84
3. Особенности геологического строения и разработки нефтяной залежи, определяющие эффективное применение нестационарного заводнения . 107
3.1. Общие положения 107
3.2. Исследование на основе статистического моделирования 108
3.3. Поиск сходства и различий (кластерный анализ) 119
3.4. Построение правил выбора объектов для эффективного применения технологий НЗ + ИНФП. Дискриминанткый анализ 124
3.5. Выводы 131
4. Теоретические исследования процессов установления и нестационарных режимов работы скважин в зонально и послойно неоднородных коллекторах 132
4.1. Процессы установления в неоднородных коллекторах 132
4.2. Нестационарная работа скважин 155
4.3. Моделирование нестационарных процессов фильтрации двухфазной жидкости в зонально неоднородных коллекторах (в приближении модели "black oil") 180
4.4. Выводы 197
5. Методические основы выбора участка и его подготовки для применения технологий нестационарного нефтеизвлечения 200
5.1. Общие положения 200
5.2. Физические особенности выработки запасов нефти из пространственно-неоднородных коллекторов верейского горизонта Шумовского месторождения 213
5.3. Методические основы расчета и построения карт плотностей начальных и текущих недрснирусмых подвижных запасов нефти на основе данных геолого-гидродинамического моделирования 219
5.4. Обоснование эффективности применения нестационарного заводнения продуктивных коллекторов и подготовка к промысловому внедрению технологий НЗ (на примере верейского горизонта Шумовского месторождения) 226
5.5. Направления совершенствования технологии нестационарного воздействия через нагнетательные скважины на нефтенасыщенные коллектора верейского горизонта 249
5.6. Выводы 251
6. Новые технологии нестационарного нефтеизвлечения 252
6.1. Технология нестационарной работы (периодической остановки и эксплуатации) отдельной добывающей скважины 253
6.2. Технология циклической эксплуатации добывающих н нагнетательных скважин со сменой направлений фильтрационных потоков 273
6.3. Технология циклической эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с учетом направлений преимущественной трещиноватости (повышенной проницаемости) коллекторов 297
6.4. Гидродинамические исследования скважин и контроль за заводнением и выработкой пластов 305
Заключение 306
Литература 309
- Основные положения технологий циклического заводнения
- Исследование на основе статистического моделирования
- Обоснование эффективности применения нестационарного заводнения продуктивных коллекторов и подготовка к промысловому внедрению технологий НЗ (на примере верейского горизонта Шумовского месторождения)
- Технология циклической эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с учетом направлений преимущественной трещиноватости (повышенной проницаемости) коллекторов
Введение к работе
Актуальность проблемы. В период истощения основных запасов нефти на "старых" месторождениях России за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большая доля остаточных запасов переходят в категорию трудноизвлекаемых. Происходит качественное ухудшение сырьевой базы.
Выработка трудноизвлекаемых запасов традиционными методами характеризуется низкими технико-экономическими показателями. При этом сложившиеся системы разработки месторождений становятся малоэффективными. Вместе с тем, простые расчеты показывают, что эффективное вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти может стать существенным резервом поддержания и даже увеличения уровня добычи нефти. Поэтому научные изыскания, посвященные проблемам увеличения коэффициента нефтеизвлечения, создания и совершенствования технологий вовлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в разработку, становятся крайне актуальными для нефтяной промышленности.
В настоящее время основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение нефтяных пластов. Эффективность такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора. При благоприятных геолого-физических условиях при заводнении конечная нефтеотдача не превышает 50 - 60 % от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных - 30 - 40 %. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов необходимо увеличить текущий коэффициент охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение).
Использование технологий нестационарного заводнения (НЗ) на ряде месторождений России дало значительный эффект. Однако, как показывает практика, длительное применение одной и той же технологии НЗ приводит к снижению ее эффективности. Поэтому применяемые технологии нефтеизвлечения претерпевают постоянные изменения в плане их совершенствования и адаптации к условиям конкретных месторождений (залежей нефти). Многие производственные предприятия по добыче нефти в рамках своей научно-производственной деятельности углубляют объемы исследований по совершенствованию нестационарных систем
ЗаВОДНеНИЯ ВОДОЙ И ДРУГИМИ НефтеВЫТевНЯеЩШШ агентами "та
вовлечения и интенсификации отбора трудаоиз$екШ№ЙРзЗДвЫМкЯ
Накопленный на сегодня опыт теоретических, экспериментальных и внедренческих работ, представленный в работах М.Л. Сургучева, А.А. Боксермана, Ю.П. Желтова, В.Г. Оганджанянца, Г.И. Баренблатта, А.Т. Горбунова, И.Н. Шарбатовой, О.Э. Цынковой, Муслимова Р.Х. и др. нуждается в обобщении и дальнейшем развитии. Новые технологии с использованием НЗ должны быть направлены на его совершенствование и повышение эффективности, что связано, прежде всего, с тем, что по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки относительная роль нестационарных методов нефтеизвлечения в добыче нефти будет расти.
Таким образом, проблемы обобщения опыта работ по созданию и внедрению технологий НЗ, определения условий эффективности применения технологий НЗ, задача дальнейшего совершенствования существующих технологий НЗ и создание новых технологий нестационарного нефтеизвлечения являются сегодня насущными проблемами современной нефтедобычи, что и определяет актуальность темы диссертационной работы.
Цепью данной работы является исследование, научное обоснование и создание перспективных технологий нестационарного нефтеизвлечения, направленных на эффективное вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, а также разработка методических рекомендаций для классификации объектов разработки и оценки эффективности нестационарного заводнения, и определение критериев эффективности применения метода.
Задачи исследований:
-
Выявление особенностей геологического строения и разработки нефтяной залежи, определяющих эффективное применение технологий нестационарного нефтеизвлечения.
-
Исследование причин снижения эффективности длительно применяемых на нефтяных залежах технологий нестационарного нефтеизвлечения и определение стратегии их совершенствования.
-
Создание методических основ для прогнозирования эффективности применяемой технологии нестационарного воздействия на нефтяные пласты (на основе моделирования).
-
Исследование особенностей процессов фильтрации пластовых флюидов в нестационарных физических полях.
-
Определение оптимального порядка применения технологий нестационарного воздействия на нефтяную залежь.
-
Разработка новых технологий периодической эксплуатации высокообводненных добывающих скважин.
-
Разработка новых технологий нестационарного нефтеизвлечения, обладающих высокой эффективностью для залежей нефти, находящихся в заключительной стадии разработки.
8. Создание новых технологий нестационарного воздействия на карбонатные коллекторы.
Методы решения поставленных задач.
Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических исследований и использования результатов обработки статистической информации, характеризующей как сам нефтяной объект, так и его разработку. Для обработки статистических данных использовались методы математической статистики и Data Mining (интеллектуальный анализ данных). Для исследования нестационарных процессов в пласте использовались детерминированные математические модели фильтрации многофазной жидкости.
Научная новизна:
-
Сформулирован основной принцип эффективности нестационарных технологий нефтедобычи: чем больше величина подвижных запасов нефти, которые не могут быть освоены действующей стационарной системой разработки, тем выше эффект от применения технологий нестационарного заводнения в сочетании с технологиями изменения направления фильтрационных потоков (НЗ + ИНФП).
-
Сформулированы основные принципы развития технологий ГО на залежи нефти. Показано, что в первой и второй стадиях разработки залежи лучше всего применять циклическое воздействие со стороны нагнетательных скважин, способствующее более активному заводнению низкопроницаемых коллекторов и застойных зон в областях пласта, близких к зоне нагнетания воды. В третьей стадии разработки, с приближением фронта заводнения к добывающим скважинам, необходимо переходить на чередование отборов жидкости по добывающим скважинам и закачки воды по нагнетательным скважинам в противоположных фазах. В четвертой, заключительной стадии, разработки возможен переход на технологию постоянной закачки воды в нагнетательные скважины и чередующиеся отборы нефти по добывающим скважинам с оптимизацией забойных давлений и регулированием направления фильтрационного потока по площади.
-
Предложено проводить проектирование технологий НЗ на основе расчета величины недренируемых подвижных запасов нефти и построения карт плотности недренируемых подвижных запасов нефти.
-
На основе статистического моделирования показано, что для участков площадей Ромашкинского месторождения, на которых применялись технологии НЗ, наиболее статистически устойчивыми являются взаимосвязи между удельным эффектом от НЗ и параметрами участка, характеризующими неоднородность свойств коллектора и величину текущих извлекаемых запасов нефти. Чем
выше зональная и послойная неоднородность коллектора, а также чем больше текущие извлекаемые запасы нефти участка на момент начала применения технологии НЗ + ИНФП, тем выше эффект от технологии. Показано также, что наибольшей эффективностью обладают участки с действующей блочно-замкнутой системой заводнения, с наибольшим количеством воздействующих нагнетательных скважин.
-
На основе дискриминантного анализа получены правила разбиения участков на эффективные и неэффективные группы с точки зрения применения технологий НЗ. Предложенный подход позволяет по экспертной оценке небольшой выборки (обучающая выборка) разделить на группы совокупности с большим количеством элементов и назначить для каждой из групп характерные технологии НЗ + ИНФП.
-
Научно обоснованы новые нестационарные технологии активной разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в условиях, характеризующихся различными особенностями геологического строения и разработки объекта.
Основные защищаемые положения:
-
Методика выбора участков для применения технологий нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллектора на основе определения недренируемых подвижных запасов нефти и построения карт их плотности.
-
Методические положения по внедрению технологии нестационарного заводнения, состоящие из трех этапов: подготовительно-исследовательского, циклической закачки воды в нагнетательные скважины с одинаковыми и различными периодами работы и простоя при постоянной эксплуатации добывающих скважин, циклической закачки воды в нагнетательные скважины с индивидуальными периодами работы и простоя с периодической эксплуатацией высокообводненных добывающих скважин.
-
Методика оценки эффективности применения технологии нестационарного заводнения (НЗ+ИНФП) в зависимости от геологических и технологических показателей участка на основе статистического моделирования и применения методов Data Mining.
-
Новые технологии нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллекторы (Патенты РФ №№ 2189438, 2191255,2184216).
достоверность полученных результатов
Достоверность полученных результатов достигалась в результате сопоставления теоретических выводов с практикой применения технологий нестационарного заводнения, а также
7 сравнением с результатами других исследований, выполненных разными исследователями с применением иных методов.
Практическая ценность работы и реализация результатов в промышленности:
-
Предложены и реализованы комплексные технологии выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья из малопроницаемых терригенных и сложнопостроенных карбонатных коллекторов.
-
Предложены и внедрены технологии нестационарной работы высокообводненных добывающих скважин.
-
Предложена и внедрена новая технология нестационарного нефтеизвлечения, отличительная особенность которой заключается в группировании скважин, гидродинамически связанных с выделенной нагнетательной скважиной, по ряду показателей разработки (обводненность, водожидкостный фактор) и назначении для каждой группы скважин своего режима нестационарной работы и переводу нагнетательной скважины в периодический режим работы. Внедрение данной технологии на участках Восточно-Сулеевской и Ташлиярской площадях Ромашкинского месторождения (НГДУ "Джалильнефть" ОАО "Татнефть") позволило получить 36.77 тыс. т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом 49.9 млн.руб.
-
Предложена и внедрена новая технология нестационарного нефтеизвлечения, основанная на предварительном определении направлений преимущественной трещиноватости (повышенной проницаемости) коллекторов или повышенной фильтруемости жидкости в пористой среде. Данная технология совмещает в себе преимущества физико-химических потокоотклоняющих и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Внедрение данной технологии на опытном участке № 4 залежи 302 Ромашкинского месторождения позволило получить технологический эффект в 7596 т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом - 8308 тыс. руб.
-
Разработаны критерии эффективности применения технологий нестационарного заводнения на залежах нефти девонских отложений Ромашкинского месторождения, позволяющие с большей достоверностью прогнозировать эффект от НЗ.
-
Предложенные в работе способы и технологии использованы при разработке геолого-технических мероприятий, составлении технологических схем и проектов разработки месторождений ОАО "Татнефть", ООО "ЛУКОИЛ-Пермь", ЗАО «Алойл».
-
Результаты и рекомендации диссертационной работы внедрены в таких нефтедобывающих компаниях, как ОАО "Татнефть" (НГДУ «Иркеннефть» (договор № 142-2002 "Исследование температурных
режимов Абдрахмановской и Миннибаевской площадей и разработка рекомендаций по повышению нефтеотдачи пластов заводнением"), «Джалильнефть» (договор "Анализ состояния разработки и выработки запасов нефти Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, выделение объектов и проектирование МУН путем моделирования процесса фильтрации на трехмерной геолого-гидродинамической модели"), «Лениногорскнефть», «Альметьевнефть»), ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь" (договор № У429.04 "Разработка программы работ по применению нестационарного заводнения на месторождениях ООО "Лукойл"), ЗАО «Алойл» (договор № Д-1-2003 "Технологическая схема опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью", договор № Д-7-2005 "Комплексные технологии интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти Алексеевского месторождения") Апробаиия работы.
Основные положения и результаты диссертационной работы
докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (2001-2004
г.г.), на заседаниях Ученого Совета «ТатНИПИнефть» (г. Бугульма,
1999-2004 гг.), Технико-экономического Совета ОАО «Татнефть» (г.
Альметьевск, 1999-2004 гг.), Научно-технических советах
«ТатНИПИнефть», «БашНИПИнефть», «ЛУКОЙЛ-Пермь»,
ВНИИнефть, НГДУ «Иркеннефть», «Джалильнефть»,
«Лениногорскнефть» (2001-2004 г.г.), на республиканской комиссии по разработке нефтяных месторождений (РКР), (г. Казань, 2003-2004 г.г.), на международной конференции "VI Конгресс нефтепромышленников России. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов (Уфа, 2005 г.)".
Структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы из 214 наименований. Объем работы составляет 327 страниц, в том числе 130 рисунков, 29 таблиц. Публикации.
Основное содержание диссертационной работы изложено в трех монографиях, 3 руководящих документах и инструкциях, 46 научных статьях и 7 патентах.
Вклад автора в работы, выполненные в соавторстве и включенные в диссертацию, состоит в постановке задачи, обобщении результатов, разработке методов решения, формировании научного направления.
Автор благодарен научному консультанту Хисамутдинову Н.И., сотрудникам НПО "Нефтегазтехнология", работникам ОАО "Татнефть", коллегам из "ТатНИПИнефть" за плодотворное сотрудничество и внимание к работе.
Основные положения технологий циклического заводнения
На основании проведенных исследований были определены физическая сущность метода и условия его эффективного применения.
Впервые физическая сущность метода была сформулирована в 1965 году [22]. Циклический метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных пластах искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движения жидкостей и газа. В промысловых условиях неустановившееся давление и фильтрация жидкости в пласте могут быть созданы периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой жидкости при искусственном заводнении или циклическим отбором жидкости при естественном водонапорном режиме разработки пласта.
При неустановившемся состоянии в нефтяной залежи возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородном пласте между различными зонами, каналами и потоками жидкостей возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних слоев в другие, из трещин в блоки, а также изменяются направления потоков.
При стационарном заводнении неоднородных пластов часть запасов нефти в низкопроницаемьгх прослоях или зонах остается не охваченной закачиваемой водой. Заводняемый пласт представляется как бессистемное чередование обводненных и нефтенасыщенных макропотоков. При создании в таких коллекторах периодически неустановившихся состояний, то есть попеременно изменяющихся по величине и направлению градиентов гидродинамического давления, в нефтяном пласте возникают условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные малопроницаемые зоны и каналы и перемещения из них нефти в зоны активного дренирования.
Суть технологий циклического заводнения состоит в целенаправленном использовании пластовых упругих сил с целью достижения более полного охвата заводнением гидродинамически взаимосвязанных нефтенасыщенных участков неоднородного пласта. При этом, чем больше сжимаемость пластовой системы, тем выше должны быть градиенты давления и тем интенсивнее будут перетоки жидкостей в неоднородном пласте за счет принудительного внедрения нагнетаемой воды в малопроницаемые участки.
Эффективность циклического заводнения зависит также и от капиллярной характеристики коллектора и насыщающих его жидкостей. Цикличность процесса заводнения создает условия для более эффективного использования капиллярных явлений.
Известно, что в неоднородных пористых средах, избирательно лучше смачивающихся вытесняющей жидкостью, при стационарном состоянии происходит прямоточное и противоточное капиллярное впитывание воды из высокопроницаемых обводненных участков или трещин в гидродинамически связанные с ними малопроницаемые элементы или блоки пласта.
Благодаря периодическим изменениям условий воздействия в периоды повышения пластового давления в нефтяной залежи возникают градиенты давления в сторону малопроницамых элементов пласта, усиливающие процесс капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные участки. В период снижения пластового давления знак градиента гидродинамического давления меняется, и внедрившаяся в малопроницаемые участки вместе с нефтью вода получает возможность обратного перетока в высокопроницаемые участки. При этом из-за микронеоднородности пористой среды и ее гидрофильных свойств часть нефти в наименее мелких порах малопроницаемых участков залежи замещается под действием капиллярных сил водой. В каждом конкретном случае степень замещения нефти водой в малопроницаемых участках пласта зависит от физико-химических свойств пластовой системы нефть-вода-порода, характера микронеоднородного строения пласта и его насыщенности водой.
Таким образом, эффективность циклического заводнения определяется двумя непрерывно связанными процессами: гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды; капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды [61,133].
В работе [207] приведено обобщение результатов теоретических исследований влияния геологических и технологических параметров на эффективность циклического заводнения. Исследования проводились с применением разработанной в ВНИИ математической модели нестационарного процесса.
Наибольший интерес представляет влияние послойной неоднородности продуктивного пласта на эффективность циклического заводнения. В методике расчетов показателей нестационарного заводнения, применяемой ВНИИ [157], для характеристики неоднородности пластов используется толщинная проницаемостная неоднородность V. Расчеты эффективности циклического заводнения велись для условий эксплуатационных объектов месторождений Западной Сибири, Татарии, Казахстана, а также для гипотетических пластов. Этот набор характеристик позволил охватить как реальные условия залегания продуктивных пластов, так и теоретически возможные случаи для определения границ применения циклики. На основе выполненных расчетов была построена диаграмма зависимости показателя эффективности циклического заводнения (прирост добычи нефти в % от накопленной добычи за период разработки) от показателей неоднородности эксплуатационного объекта. Эффективность нестационарного заводнения тем выше, чем больше толщинная проницаемостная неоднородность пласта V [207].
Существенное влияние на эффективность циклического заводнения оказывает степень гидродинамической связанности пластов по разрезу. Коэффициент литологической связанности пластов определяется отношением площади слияния коллекторов к общей площади залежи [202] и может характеризовать гидродинамическую связанность пластов по разрезу 10». Соответственно, коэффициент изолированных пластов определяется как F= 1-Ко,.
Выполненные исследования показали, что с увеличением коэффициента изолированности слоев эффективность процесса снижается тем более, чем выше толщинная проницаемостная неоднородность. При Р 0,5 эффективность метода незначительная или отсутствует.
Эффективность циклического заводнения зависит также от стадии разработки, в которой находилась залежь к началу внедрения метода, то есть от остаточной нефтенасыщенности пласта после обычного заводнения. В работе [207] использовалось относительное время т, представляющее собой количество прокачанных поровых объемов воды к началу применения циклического заводнения. Расчеты велись для условий залегания продуктивных пластов месторождений Западной Сибири и Татарии. Из приведенных результатов численных исследований видно, что эффективность метода тем выше, чем раньше оно начато на месторождении.
В условиях Западной Сибири и Татарии внедрение нестационарного заводнения позволяет рассчитывать на повышение нефтеотдачи в среднем на 6-8 % в первой стадии, на 4-5 % во второй и на 1-3 % на последних завершающих стадиях разработки [207].
Исследование на основе статистического моделирования
Статистическая модель применения технологий НЗ + ИНФП была построена для ряда участков площадей Ромашкинского месторождения (горизонты Ді, До). Т.к. исследуемые участки располагаются на соседних площадях, то предполагалось что различия по ряду параметров (свойства пластовых флюидов, структура коллектора) минимальны, и эти параметры исключались из рассмотрения.
Участки применения технологии НЗ + ИНФП, участвующие в модели, выбирались следующим образом. Для исключения побочных факторов рассматривались участки, система разработки которых не изменялась значительно как минимум за год до начала применения технологии НЗ и в течение пяти - десяти лет (время определения величины эффекта) после начала применения технологии. В зависимости от действующей системы заводнения (например, замкнуто-блочная, линейная, площадная, избирательная и др.), с помощью которой на данной залежи осуществляется нестационарное воздействие, определяются границы участка, подверженного нестационарному воздействию. На участках рассматривались показатели только тех скважин (нагнетательных и добывающих), которые эксплуатировали один и тот же объект (пласт или несколько пластов, имеющих зоны слияния) в течение всего рассматриваемого периода. Рассматривались участки следующих площадей Ромашкинского месторождения: Абдрахмановской, Минибаевской, Восточно-Сулеевской, Чишминской, Алькеевской, Ташлиярской.
На основе промысловой и геофизической информации для указанных выше участков были определены следующие параметры статистической модели, состоящей из 46 участков (см. таблицу 3.1).
Категориальные параметры: TECHNO - вид применяемой на участке технологии НЗ, ZAVOD - действующая система заводнения, через которую осуществляется воздействие технологии НЗ
Количественные параметры: п - отношение числа реагирующих добывающих скважин к числу воздействующих нагнетательных, Q, - средний дебит скважин участка по нефти до мероприятия (т/сут), Qj - средний дебит скважин участка по жидкости до мероприятия (т/сут), W - средняя обводненность скважин участка до мероприятия (%), DQn(DQj) - дисперсия значений дебитов по нефти (жидкости) скважин участка до мероприятия (д.ед.), DW - дисперсия обводненности (д.ед.), Vjf - водожидкостной фактор (%), CompNak - накопленная компенсация отборов закачкой на участке на момент проведения мероприятия (д.ед.), Tiz - удельное значение текущих извлекаемых запасов нефти (тыс.т/скв), Кг - средний коэффициент вытеснения участка (д.ед.), V2i послойная неоднородность (дед.), V2Z - зональная неоднородность (д.ед.), Oniz - отбор от начальных извлекаемых запасов нефти (%). Зависимой переменной в данной модели является удельная дополнительная добыча нефти за один месяц продолжительности эффекта - UdJJspeh (т/мес скв), определяемая методами характеристик вытеснения.
Необходимо отметить, что в зависимости от решаемой задачи, а также от представительности исходных данных, список параметров может меняться как в сторону расширения числа параметров, так и в сторону исключения некоторых показателей. Так, например, при сравнении разнородных залежей нефти, отличающихся как по геолого-физическому строению коллекторов (трещиноватые, поровые и др.), составом и свойствами пластовых флюидов и системами разработки, необходимо указание этих различий в виде как категориальных, так и в виде количественных показателей.
Анализ зависимости величины эффекта от применения технологий НЗ начнем с анализа статистически значимых связей между эффектом (его величиной и знаком) и каждым из параметров участка. Не останавливаясь здесь подробно на детальном анализе, приведем основные результаты.
Ниже приведены результаты подбора обобщенной линейной статистической модели, связывающей зависимую величину UdUspeh с 16 факторами (таб. 3.2). Анализ ANOVA показал, что Р-значение, отражающее статистическую значимость связи, для данной модели менее чем 0.01, что говорит о статистической значимости связи зависимой величины и 14 факторов с уровнем надежности 99 %. Статистика R2 показывает, что рассматриваемая модель объясняет 89.1 % изменчивости зависимой величины. Статистика Durbm-Watson (DW) показывает на наличие корреляции между остатками и порядком появления данных в базе данных. Так как Р-значение выше, чем 0.05, то можно отвергнуть гипотезу о наличии такой корреляции на 95 % уровне надежности.
Обобщенная линейная регрессионная модель имеет вид:
UdJJspeh =-42.35 + 2.18 11(1) +1.03 12(1) +1.49 12(2) -4.16 12(3) - 4.75 N+1.67 Qn - 0.12 Qj + 0.74 W-14.66 DQn - 23.08 DQj +10.11 DW+ 0.04 Vjf+4.81 CompNak + +0.27 Пі + 21.12 K2 + 1S.S8 V21 + 22.27 V2z- 0.38 Oniz (3.1) где 11(1) = 1 если Tech=l, -1 если Tech=2,0 в иных случаях; 12(1) = 1 если Zavod =1, -1 если Zavod =4,0 в иных случаях; 12(2) = 1 если Zavod=2, -1 если Zavod=4,0 в иных случаях; 12(3) = 1 если Zavod=3, -1 если Zavod=4,0 в иных случаях;
Techno - 1) попеременное прекращение закачки воды по группам скважин или отключение целых рядов (остановка КНС); продолжительность полуцикла ограничения закачки (в данном случае полная остановка скважин) изменялись от 10-30 суток до 1-6 месяцев; 2) временная остановка некоторых нагнетательных скважин в различных вариациях или временное уменьшение объемов закачки воды путем попеременного прекращения нагнетания воды по скважинам, группируемым через одну, с продолжительностью полуциклов от 10-30 сут. до 1-6 мес.;
Zavod - 1) линейная, 2) блочно-замкнутая, 3) площадная, 4) избирательная.
На рисунках 3.1, 3.2 приведены зависимости удельного эффекта технологии НЗ от ряда количественных и категориальных параметров участков.
Т. о., предложенная модель удовлетворительно описывает статистическую связь между зависимой величиной и 16 факторами. Качество модели демонстрирует рисунок 3.3, на котором представлено соотношение между фактом и прогнозом. С другой стороны, на рисунке 3.4 приведено соотношение рассчитанной по модели величины удельного эффекта и стандартизированных остатков. Видно, что для пяти точек стандартизированные остатки превышают значение 2. Для этих данных необходимо провести дополнительные исследования на предмет, являются ли они "выбросами".
Зависимости для всех статистически значимых факторов и факторов с V.I.F. 10 имеют следующий физический смысл:
1. Эффект от нестационарного заводнения тем больше, чем больше на момент начала применения технологии на участке: воздействующих нагнетательных скважин, накопленная компенсация отборов закачкой, текущие извлекаемые запасы нефти, послойная и зональная неоднородность коллектора.
2. Эффект от нестационарного заводнения тем меньше, чем больше на момент начала применения технологии на участке отбор от начальных извлекаемых запасов нефти.
3. Относительно остальных параметров сделать однозначные заключения не представляется возможным, т.к. они являются статистически не значащими либо обладают значительной мультиколлинеарностью.
4. Анализ вкладов в модель категориальных параметров показывает, что эффективности технологий НЗ различны. Так, для технологии Tech=2 (15 участков) средняя эффективность составляет 9.64, а для технологии Tech=l (31 участок) -15.52. Различие между эффективностями технологий является статистически значащим. В то же время, анализ не обнаружил статистически значимую на 95 % уровне достоверности зависимость эффективности технологии от действующей системы заводнения.
Обоснование эффективности применения нестационарного заводнения продуктивных коллекторов и подготовка к промысловому внедрению технологий НЗ (на примере верейского горизонта Шумовского месторождения)
Указанные выше подходы были реализованы при проектировании технологий нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллектора на ряде месторождений. Здесь мы рассмотрим порядок принятия решения и обоснование эффективности применения технологии нестационарного воздействия (со стороны нагнетательных скважин) на примере Шумовского месторождения.
Причин выбора данного месторождения в качестве примера несколько. Во-первых, как показал анализ геологического строения залежи, нефтенасыщенные коллектора верейского горизонта отличаются существенной зональной и послойной неоднородностью фильтрационно-емкостных характеристик коллектора. Во вторых, залежи нефти длительное время эксплуатировались в режиме истощения пластовой упругой энергии, что привело к значительным изменениям свойств как коллекторов, так и пластовых флюидов. Это, в свою очередь, способствовало увеличению неоднородности коллекторских систем. В третьих, применяемая в настоящее время система заводнения, построена по принципу четырехточечной (семиточечная обращенная) системы размещения добывающих и нагнетательных скважин, когда каждая нагнетательная скважина расположена в центре правильного шестиугольника, образованного добывающими скважинами. При этом каждая добывающая скважина находится в центре треугольника, составленного нагнетательными скважинами. Данная система является достаточно нжесткойи, что практически исключает применение технологий ИНФП. В четвертых, стационарное заводнение коллекторов верейского горизонта привело к прогрессирующему обводнению продукции добывающих скважин. Все это делает данные залежи нефти классическим объектом для применения классического нестационарного заводнения.
Остановимся на некоторых моментах. Проектирование любых технологий, масштабно затрагивающих существующую систему разработки, согласно руководящим документам должно строится на тщательном анализе состояния разработки залежей нефти. При проектировании нестационарного заводнения, в особенности для длительно разрабатываемых залежей нефти, данный анализ должен основываться на глубокой детализации строения залежи нефти. При этом объектом изучения является "скважина-пропласток", фильтрационно-емкостные свойства которого по разрезу достаточно однородны. Проектирование и применение технологий НЗ на основе укрупненных и усредненных показателях геологического строения и разработки залежи не может дать существенного эффекта и может рассматриваться лишь как "первое приближение" к технологии НЗ. Это связано с тем, что при нестационарном заводнении важны "нюансы", которые и обеспечивают высокий эффект: локальная неоднородность коллектора, его многослойность, особенности разработки частично заводненных коллекторов, влияние и взаимовлияние нагнетательных и добывающих скважин и другие. К нашему удивлению оказалось, что ряд наших коллег, известных специалистов по разработке, разделяют убеждение о том, что для проектирования технологий НЗ достаточно иметь лишь ряд средних геолого-физических параметров строения залежи нефти.
Ниже мы покажем, какие исследования и построения карт дополнительно к стандартному анализу разработки необходимо провести при проектировании нестационарного заводнения на конкретных залежах нефти
Особенности геологического строения верейского горизонта Шумовского месторождения.
В настоящее время в промышленной разработке находятся два нефтенасыщенных пласта верейского горизонта - ВЗ и В4.
Ниже приведены основные сведения о строении указанных пластов. Пласт ВЗ. Пласт ВЗ вскрыт 296 скважиной. В 292 скважинах пласт ВЗ является коллектором, при этом в 281 скважине пласт ВЗ является нефтенасыщенным (750 пропластков), а в 4 скважинах - водонасыщенным (10 пропластков). Площадь нефтенасыщенного коллектора составляет 23.125 км2. Средняя нефтенасыщенная толщина - 2.7 м. Средневзвешенная по мощности коллектора пористость составляет 20.6 %. Средневзвешенная по мощности коллектора проницаемость - 0.244 мкм2. Коэффициент расчлененности равен 2.205 отн. ед., коэффициент песчанистости -0.399 д.ед.
Пласт ВЗ имеет чисто нефтеносные коллекторы и не имеет гидродинамической связи (зон слияния) с В4. Наименьшая толщина непроницаемого раздела между пластами ВЗ и В4 - 1.9 м (в скважинах 731, 732), максимальная - 8.8 м (в скважине 9050). Средняя толщина непроницаемого раздела - 5.1 м.
Пласт В4. Пласт В4 вскрыт 291 скважиной. В 287 скважинах пласт В4 является коллектором, при этом в 280 скважине пласт В4 является нефтенасыщенным (920 пропластков), а в 7 скважинах - водонасыщенным (15 пропластков). Площадь нефтенасыщенного коллектора составляет 20.66 км2. Средняя нефтенасыщенная толщина - 2.9 м. Средневзвешенная по мощности коллектора пористость составляет 18.6 %. Средневзвешенная по мощности коллектора проницаемость - 0.215 мкм2. Коэффициент расчлененности равен 2.94 отн. ед., коэффициент песчанистости - 0.393 д.ед.
Пласт В4 имеет чисто нефтеносные коллекторы и не имеет гидродинамической связи (зон слияния) с ниже лежащим пластом БШ1 башкирского яруса. Наименьшая толщина непроницаемого раздела между пластами В4 и БШ1 - 2.2 м (в скважине 357), максимальная - 12.2 м (в скважине 338). Средняя толщина непроницаемого раздела -5.2 м.
На рисунке 5.18 приведена карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта В4 с расположением действующих на данный пласт скважин. Стандартный набор карт, в совокупности с данными о геологическом строении залежей, дают обобщенные сведения об особенностях их разработки.
Детализация строения залежей нефти. Построение карт плотности начальных балансовых запасов нефти.
Технология циклической эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с учетом направлений преимущественной трещиноватости (повышенной проницаемости) коллекторов
Для интенсификации добычи нефти и повышения коэффициентов нефтеизвлечения предложена и апробирована новая технология разработки существенно неоднородных, трещиноватых, поровых или смешанных типов коллекторов. Данная технология основана на предварительном определении направлений преимущественной трещиноватости (повышенной проницаемости) коллекторов или повышенной фильтруемости жидкости в пористой среде и совмещает в себе преимущества физико-химических потокоотклоняющих и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.
При данной технологии разработки, после определения направления зон повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости (гидропроводности) в пласте, в них создаются дополнительные фильтрационные сопротивления за счет закачки вязкоупругих составов, и вытеснение нефти происходит от этих зон с высокими коллекторскими свойствами пластов через зоны с пониженными свойствами к добывающим скважинам. При этом увеличивается коэффициент охвата пласта вытеснением и коэффициент заводнения, так как направления или зоны повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости можно рассматривать как полупроницаемую нагнетательную галерею, при которой процесс вытеснения нефти в перпендикулярном к ним направлении происходит более равномерно. Кроме того, циклическая работа добывающих скважин по обе стороны от линий повышенной трещиноватости или фильтруемости в противофазе друг к другу создает в пласте упругий режим работы, при котором нефть наиболее активно вырабатывается из низкопроницаемых разностей пористой среды.
Внедрение новой технологии осуществлялось в следующей последовательности:
1. Из числа пробуренных скважин были формированы ячейки добывающих скважин с нагнетательными скважинами в центре.
2. При стационарной работе добывающих скважин определена обводненность добываемой ими продукции на последний момент времени и по сформированным ячейкам добывающих скважин рассчитана средняя текущая обводненность, которая была принята за базовую.
3. Во всех добывающих скважинах проведены гидродинамические исследования (КВД) и их результаты обработаны с использованием метода Полларда.
4. На основе предыдущего периода эксплуатации скважин и с учетом результатов КВД построены карты распределения гидропроводности пласта и определены направления повышенной трещиноватости коллектора или фильтруемости жидкости.
5. Через каждую нагнетательную скважину вдоль линий повышенной трещиноватости или фильтруемое проведены «оси нагнетания», разделяющие добывающие скважины ячейки на две группы, расположенные по разные стороны от этой оси, причем к первой отнесены скважины с более низкой средней текущей обводненностью, чем базовая, а ко второй - наоборот, с более высокой.
6. В нагнетательную скважину была закачена оторочка вязкоупругого состава объемом, определенным по результатам математического моделирования процессов фильтрации жидкости в данной ячейке скважин при условии повышения фильтрационного сопротивления вдоль линий повышенной трещиноватости или фильтруемости до средних значений по объему коллектора в ячейке скважин.
7. После прекращения закачки вязкоупругого состава в нагнетательную скважину продолжалась закачка вытесняющего агента (воды).
8. В этот же момент времени была отключена из эксплуатации вторая группа добывающих скважин, а первую группу продолжали эксплуатировать до достижения скважинами базовой обводненности.
9. После отключения из работы скважин первой группы, в эксплуатацию были запущены скважины второй группы, которые также эксплуатировались до достижения ими базовой обводненности.
Внедрение нового способа разработки трещиновато-пористых карбонатных коллекторов на опытном участке № 4 залежи 302 Ромашкинского месторождения началось в сентябре 2000 года.
Участок № 4 был выделен проектом ТатНИПИнефть для проведения опытно-промышленных работ (ОПР) по отработке технологии разработки высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах башкирского яруса с применением циклического заводнения. На участке для создания трех семиточечных элементов пробурены 13 добывающих и 3 нагнетательные скважины (рисунок 6.22). Скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием 400 м.
Закачка воды в 2 скважины была начата в 1983 г. и еще в одну - в 1986 г., продолжительность периодов закачки 9-14 суток с количеством циклов от 3 до 8 в летнее время (май-октябрь). Закачка воды прекращена с 1991 г. За это время обводненность добываемой продукции выросла до 80 - 83 %. Часть обводнившихся скважин выведены в консервацию. Прекращение закачки воды не повлияло на величину пластового давления. Толщина раздела между башкирским ярусом и протвинским горизонтом в шести скважинах - менее 5 м, а в двух нагнетательных 300 менее 1,2 м. В связи с этим имеют место перетоки воды между башкирским ярусом и протвинским горизонтом, которые на данном участке являются одним эксплуатационным объектом. На основе результатов ОПР был сделан вывод об эффективности циклического заводнения карбонатных коллекторов.
В первом квартале 2000 года средние дебеты скважин по нефти снизились до 0,9 т/сут при дебитах по жидкости равных 4,2 т/сут. Текущая обводненность добываемой продукции достигла 78 %. Эксплуатация участка стала нерентабельной. В связи с этим, было принято решение о создании и испытании новой технологии разработки, учитывающей преимущественное направление трещиноватости коллекторов.
Через каждую нагнетательную скважину, вдоль линий повышенной трещиноватости, были проведены «оси нагнетания», рисунок 6.22.
С учетом расположения «осей нагнетания», сформированы две группы добывающих скважин, расположенных вдоль и перпендикулярно по отношению к этим «осям»: 1 группа - добывающие скважины №№ 15500, 26478, 26479, 26486, 26487, 26489; 2 группа - добывающие скважины №№ 42, 26476, 26477, 26480, 26481, 26484, 26488.
В качестве вязкоупругих составов для закупорки трещин с высокой проницаемостью и изменения направления фильтрационных потоков в пласте были выбраны нефтеполимербентонитовые смеси.
В таблице 6.10 приведены результаты проведенных ОПР по скважинам за период с октября 2000 по декабрь 2003 года. Эффективность проведенных работ оценивалась по изменению показателей эксплуатации скважин до и после внедрения технологии (дополнительно добытое количество нефти приводится согласно официальной статистической обработки промысловых данных, проведенных НГДУ «Лениногорскнефть»), Как видно из таблицы, в результате проведения опытно-промышленных работ общая суммарная эффективность составила 7596 тонн дополнительно добытой нефти за рассматриваемый период разработки. Следует отметить, что по четырем реагирующим добывающим скважинам (№№ 42, 26481, 26486, 26489), в которых показатели работы улучшились под воздействием внедрения данной технологии в ячейке с нагнетательной скважиной № 26483, эффект не закрыт до сих пор, т.е. продолжается уже четвертый год.
