Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Современное состояние изученности гидродинамических методов воздействия на пласт и их классификация 13
1.1 Разновидности и классификация методов гидродинамического воздействия 14
1.2 Метод изменения направлений фильтрационных потоков (метод ИНФП) 19
1.3. Метод циклического воздействия (метод ЦВ) 28
1.4 Метод форсированных отборов жидкости (метод ФОЖ) 35
1.5 Выводы по обзору изученности и постановка задач исследования 37
Глава 2 Анализ эффективности применения технологий нестационарного воздействия на карбонатных залежах нефти 40
2.1 Особенности геологического строения и разработки залежей нефти с карбонатным типом коллектора 40
2.1.1.Опыт разработки карбонатных коллекторов РУП ПО «Белоруснефть» 43
2.2 Анализ эффективности применения технологии нестационарного воздействия на залежи нефти Речицкого месторождения 47
2.3 Анализ эффективности применения технологии нестационарного воздействия на залежи нефти Вишанского месторождения 52
2.4 Особенности расчета основных технологических параметров при организации нестационарного воздействия 58
Глава 3 Экспериментальные исследования изменения коэффициента вытеснения нефти при различных гидродинамических режимах воздействия с применением пав на керне карбонатного типа 65
3.1 Определение коэффициентов вытеснения при циклическом воздействии 66
3.2 Определение приростов коэффициента вытеснения за счет использования растворов ПАВ после циклического воздействия 73
3.3 Определение приростов коэффициента вытеснения за счет капиллярной пропитки (КП) 76
3.4 Основные выводы и заключения 81
Глава 4 Моделирование модифицированной технологии нестационарного воздействия с использованием пав и активизацией процессов капиллярной пропитки и сравнение ее с другими вариантами воздействия 82
4.1 Геолого-физическая характеристика и исходные условия секторной гидродинамической модели 82
4.2 Технологические показатели разработки на стационарном заводнении (Базовые вариант) 86
4.3 Технологические показатели разработки на циклическом заводнении без остановки нагнетательных и добывающих скважин (Вариант 1) 88
4.4 Технологические показатели разработки на циклическом заводнении с остановкой нагнетательных и добывающих скважин (Вариант 2) 90
4.5 Технологические показатели разработки на циклическом заводнении с добавлением ПАВ без остановки нагнетательных и добывающих скважин (Вариант 3) 92
4.6 Технологические показатели разработки на циклическом заводнении с добавлением ПАВ и периодической остановкой нагнетательных и добывающих скважин (Вариант 4) 94
4.7 Технологические показатели разработки на стационарном заводнении с добавлением ПАВ (Вариант 5) 95
4.8 Сравнение технологических параметров вариантов разработки 96
Основные выводы и рекомендации 102
Список литературы 105
- Метод изменения направлений фильтрационных потоков (метод ИНФП)
- Анализ эффективности применения технологии нестационарного воздействия на залежи нефти Вишанского месторождения
- Определение приростов коэффициента вытеснения за счет капиллярной пропитки (КП)
- Сравнение технологических параметров вариантов разработки
Метод изменения направлений фильтрационных потоков (метод ИНФП)
В процессе заводнения в межскважинном пространстве нефтяных пластов устанавливаются стационарные поля давлений и формируется устойчивая сеть фильтрационных потоков [18]. Сформированные системы каналов не всегда обеспечивают полный охват залежи заводнением, особенно высоконеоднородных пластах. В результате этого отдельные участки пласта оказываются не вовлеченными в процесс дренирования и не вырабатываются [30]. Размеры и локализация таких зон зависят от степени неоднородности пластов, плотности сетки и систем размещения нагнетательных и добывающих скважин, технологических параметров разработки (стадия разработки, величина компенсации отборов и т.д.) и др [20]. Физическая сущность метода ИНФП состоит в увеличение коэффициента охвата залежи заводнением, что позволяет активизировать выработку остаточных извлекаемых запасов «тупиковых», непромытых зон и пропластков [27].
Технологическая реализация данного метода производится двумя способами [17]:
существующим фондом скважин без дополнительного бурения;
существующим фондом скважин с бурением разрезающих рядов и очагов нагнетания для усиления воздействия.
1-й способ. При существующем фонде скважин производится перенос объемов закачки в отдельные нагнетательные скважины, а также перевод высокообводненных добывающих скважин под нагнетание.
2-й способ. Для усиления воздействие используют разрезание залежи нагнетательными скважинами на блоки, кольца, отдельные очаги нагнетания и т.д. При реализации метода наряду с изменением отбора и закачки практикуется периодическая остановка отдельных скважин или групп добывающих и нагнетательных скважин. Скважины периодически останавливают через одну или парами. Метод предполагает одновременное ограничение отбора в одних скважинах и увеличение в других. Этот же принцип применяется для нагнетательных скважин [18]. Метод ИНФП проводится как на заключительных стадиях разработки, так и на начальных [20].
В работе [55] приводятся результаты оценки эффективности вытеснения нефти для трех способов реализации данной технологии:
I - без изменения направления заводнения;
II - с изменением направления заводнения на 90 при равномерном распределении закачки;
III - с изменением направления заводнения на 90 и организации максимальных объемов нагнетания на участках, характеризующихся отстающей выработкой. Результаты исследования представлены на рисунке 1.2.
На основании полученных данных можно сделать вывод, что смена направления вытеснения на 90 и увеличение объемов нагнетания в «отстающих» по степени выработки зонах, приводит к наибольшему увеличению коэффициента охвата и снижению остаточной нефтенасыщенности, следовательно, третий способ является наиболее эффективным по величине дополнительной добычи нефти.
В работе [54] описан опыт промышленного применения метода ИНФП на Алакаевском месторождение. Продуктивный пласт относится к верхней части башкирского яруса среднего карбона и представлен карбонатами. Залежь нефти массивного типа. Средняя проницаемость равна 0,65 мкм2, нефтенасыщенность 0,85.
Принятая программа по ИНФП предусматривала периодические попеременные прекращения закачки в северные и южные нагнетательные скважины. Качественная оценка эффективности проведенных мероприятий, произведенная по характеристикам вытеснения, показала улучшение условий процесса вытеснения нефти водой по пяти скважинам из 14.
По месторождениям Самарской области был получен эффект от применения ИНФП, выраженный в снижении обводненности добываемой продукции и дополнительной добыче нефти. На основании полученных данных был сделан вывод, что величина прироста добычи нефти зависит от продуктивности залежи и текущих извлекаемых запасов нефти: чем в более ранней стадии разработки залежи применялись технологии нестационарных процессов, тем выше эффект [17].
На примере месторождений Самарской области видно, что на завершающей стадии разработки необходимо сосредоточить усилия на адаптацию и модификацию способов нестационарного воздействия для вовлечения в разработку отдельных участков, не подвергшихся дренированию.
В работе [19] приводятся результаты применения метода ИНФП на Березовской площади Ромашкинского месторождения. На рисунке 1.3 представлены направления движения фильтрационных потоков до (слева) и после (справа) применения метода ИНФП.
Как видно из данного рисунка при сформировавшейся системе разработки практически отсутствовали фильтрационные потоки между парами скважин №21785&№21767 и №21556&№21767. Объем запасов нефти, содержащийся в межскважинном пространстве залежи между этими парами скважин «отставал» в выработке запасов объекта в целом. После проведения работ по ИНФП появились дополнительные, ранее не существовавшие каналы фильтрации между этими группами скважин, что привело к увеличению добычи нефти на 12 %.
Опыт применения метода ИНФП на Известинском месторождении Известинское нефтяное месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Основным объектом разработки Известинского месторождения является залежь пласта Ю1. Геолого-физическая характеристика залежи пласта Ю1 представлена в таблице 1.1.
По причине стремительного увеличения обводненности возникла необходимость модифицировать существовавшую на тот момент технологию заводнения (рисунки 1.4 и 1.5). Совершенствование системы воздействия на пласт было направлено на решение 3-х основных задач:
отключение «холостой» закачки воды по промытым каналам фильтрации;
изменение направления фильтрационных потоков и подключение недренируемых нефтяных зон в активную разработку;
снижения обводненности добываемой продукции и повышение полноты выработки запасов нефти.
С целью отключения движения воды по промытым каналам фильтрации северной зоны и подключения в активную разработку запасов южного участка была произведена остановка нагнетательной скважины №618s2 и введена под нагнетание скважина №632s2 (рисунок 1.5).
Объем среднесуточной закачки по скважине №618s2 на момент остановки составлял 170 м3/сут. Накопленный объем закачки 144,6 тыс. м3. Скважина №632s2 вступила под нагнетание со среднесуточной закачкой 180 м3/сут.
С целью улучшения энергетического состояния залежи и увеличения динамических уровней добывающих скважин, среднесуточную закачку по скважине №704 увеличили с 205 м3/сут до 305 м3/сут.
В результате выполненных операций объем среднемесячной закачки воды по залежи увеличился с 11,4 до 13,2 тыс. м3/мес. Текущая компенсация повысилась с 78 до 107 %.
Выполненные изменения в системе разработки не привели к решению поставленных задач. Обводненность продукции увеличилась с 51,1 до 57,3 %. Добыча нефти уменьшилась с 3,00 до 2,72 тыс. т/мес. В результате смены фильтрационных потоков произошло увеличение объемов «холостой» закачки воды, движущейся по высокопроницаемым промытым каналам фильтрации. Следствием этого, явилось резкое увеличение обводненности скважин №611 (с 24,0 до 45,5 %) и №617 (с 61,6 до 80,0 %), которые являются ближайшими по структуре к нововведенной нагнетательной скважине №632s2.
По причине неизменного, стремительного роста обводненности была составлена дополнительная программа модификации системы заводнения. Основные технологические решения программы заключались в переносе большей части объемов нагнетания с центральной области залежи в восточную приконтурную зону и обеспечение текущей компенсации по залежи на уровне 100 %.
С целью изменения направлений фильтрационных потоков и переноса основных объемов нагнетания (с центральной части залежи в приконтурную) выполнили следующий комплекс мероприятий (рисунок 1.6):
среднесуточную закачку по скважине №632s2 уменьшили со 180 м3/сут до 30 м3/сут.
в восточной приконтурной части залежи ввели под нагнетание скважину №618s3 со среднесуточной закачкой 200 м3/сут.
среднесуточную закачку по скважине №704, расположенную в центральной части залежи, уменьшили с 305 м3/сут до 200 м3/сут.
Анализ эффективности применения технологии нестационарного воздействия на залежи нефти Вишанского месторождения
Промышленная нефтеносность Вишанского месторождения связана с отложениями подсолевого терригенного и карбонатного, а также межсолевого карбонатного комплексов. Выделяется шесть залежей нефти: ланская, саргаевская, семилукская, воронежская и две межсолевые залежи западного и восточного блоков. Работы по внедрению технологии нестационарного воздействия выполнялись на эксплуатационном объекте, который включает в себя залежи нефти воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов.
Описание объекта воздействия
Залежь нефти воронежского горизонта пластовая, сводовая, тектонически и литологически ограниченная. Коллекторами в воронежском горизонте служат доломиты, мелко- и тонкозернистые. Тип коллектора – порово-каверново-трещинный. Наибольшие значения нефтенасыщенных толщин наблюдаются в центральной присводовой части воронежской залежи в виде двух локальных участков с максимальными значениями в 20 - 25 м и. В западной части мощность коллектора минимальна и варьирует от 0 м до 7,6 м.
Залежь нефти семилукского горизонта пластовая, сводовая, тектонически ограниченная. Коллекторы семилукского горизонта представлены вторичными доломитами. Тип коллектора – каверново-порово-трещинный. Для семилукской залежи характерно мозаичное распространение коллекторов, при этом западная часть характеризуется максимальными толщинами 20 - 27 м, а восточная -минимальными 0 - 8 м.
Залежь нефти саргаевского горизонта пластовая, сводовая, тектонически и литологически ограниченная. Коллекторы саргаевского горизонта представлены преимущественно доломитами, а также доломитизированными известняками и известковистыми доломитами. Тип коллектора – каверново-порово-трещинный. Для саргаевской залежи характерно мозаичное распространение коллекторов. В западной части саргаевской залежи преобладают маломощные коллектора (0 - 8 м), участки максимальных толщин тяготеют к присводовой части залежи.
Основные физико-химические свойства нефти воронежско-семилукско-саргаевских отложений следующие: давление насыщения составляет 7,60 - 11,80 МПа, газосодержание – 75,4 - 133,1 м3/т, плотность 0,8493 г/см3, содержание серы 0,54 %.
В настоящее время объект разработки воронежско-саргаевского горизонта Вишанского месторождения находится на четвертой стадии разработки. Выработка запасов залежи ведется с поддержанием пластового давления методом внутриконтурного и законтурного заводнения.
Действующий фонд скважин: добывающих - 29 ед. (из них ШГН – 12 ед., УЭЦН – 17 ед.), нагнетательных – 11 ед. Плотность сетки скважин – 31,2 га/скв. Около 40 % (11 скважин) действующего фонда эксплуатируются с обводненностью более 90 %. Средний дебит нефти по объекту составляет 5,2 т/сут, по жидкости – 40,8 т/сут. Текущая обводненность продукции 87,3 %.
Текущее пластовое давление по объекту составляет: в зоне отборов 17,3 МПа, на линии нагнетания – 24,5 МПа. Текущая компенсация обеспечивается на уровне 118,5 %.
Технология проведения работ
Весь комплекс работ подразделялся на этапы по месяцам: Первый этап (январь-июнь): с помощью изменения частоты тока, подаваемого на электродвигатели насосного оборудования, по каждой добывающей скважине подбирался оптимальный режим работы, при котором скважина работала с наибольшим дебитом нефти стабильно.
Второй этап (июль-сентябрь): работа с увеличенной текущей месячной компенсацией отбора закачкой до 130 %. Целью данного этапа является гидродинамическое воздействие на пласт для подключения тупиковых зон и прослоев, неохваченных процессом дренирования, в активную разработку;
Третий этап (сентябрь): проводится закачка в нагнетательные скважины потокоотклоняющих реагентов. Целью данного этапа является вовлечение в работу неохваченных выработкой зон, за счет изменения направлений фильтрационных потоков;
Четвертый этап (октябрь – декабрь): уменьшение текущей компенсации со 130 до 110 % с целью минимизации рисков резкого обводнения скважин при эксплуатации объекта с высокой компенсацией.
По окончании четвертого этапа разработка объекта осуществляется с поддержанием текущей компенсации на уровне 120 %.
На рисунке 2.8 приведена динамика основных показателей разработки подсолевой залежи Вишанского месторождения за период проведения нестационарного воздействия.
Как видно из рисунка 2.8 на первом этапе отборы жидкости были увеличены с 30,2 до 37,5 тыс. т. Увеличение отборов жидкости спровоцировало рост обводненности. Интенсивность роста обводненности составила 0,8 % (абсолютных) в месяц. Таким образом, за время проведения первого этапа обводненность выросла на 3,1 % с 85,9 до 89,0 %. Вместе с этим, увеличение отборов жидкости отразилось на энергетическом состоянии залежи. Динамические уровни добывающих скважин снизились в среднем на 200 м, забойные давления в скважинах снизились на 5-10 атм.
С целью повышения пластового давления объекта и предотвращения снижения динамических уровней с июля месяца началось выполнение второго этапа работ. В течение трех месяцев (июль-сентябрь) текущая компенсация обеспечивалась на уровне 130 %. В результате чего, динамические уровни в скважинах повысились на 250 - 350 м. Добыча нефти увеличилась с 4,0 до 4,4 тыс. т в месяц. В сентябре начался третий этап работ - закачка потокоотклоняющих реагентов. В качестве закачиваемой композиции использовался состав, разработанный лабораторией БелНИПИнефть на основе ПАА марки FP -307 с ацетатом хрома. До начала закачки композиций и после по нагнетательным скважинам были проведены промысловые геофизические исследования (ПГИ) по определению их профиля приемистости. На основании результатов ПГИ было установлено, что по каждой скважине произошло изменение профилей приемистости по сравнению с первоначальными.
С октября начался четвертый этап работ. Текущая компенсация была снижена со 130 до 112 %. Однако рост обводненности не прекратился и в конце года обводненность составила 89,5 %.
Оценка эффективности
Технологическая эффективность работ по нестационарному воздействию на подсолевой залежи Вишанского месторождения, рассчитывалась по характеристикам вытеснения методом Камбарова (рисунок 2.9). Из рисунка 2.9 видно, что при выполнении первого этапа наблюдается положительное отклонение кривой фактической добычи нефти от базовой, что свидетельствует об увеличении объема добычи нефти. Начало снижения эффекта началось при выполнении работ второго этапа. При выполнении работ третьего этапа снова наблюдается прирост добычи нефти, свидетельствующий об эффективности выполняемых работ. На четвертом этапе наблюдается отрицательный эффект, т.е. фактическая добыча нефти снижается ниже базовой.
Определение приростов коэффициента вытеснения за счет капиллярной пропитки (КП)
При исследовании процесса извлечения нефти из карбонатного коллектора со смешанным типом пустотного пространства, целесообразно проводить раздельное определение коэффициентов вытеснения для составляющих коллектор пустотных емкостей: трещинно-каверновой и поровой. Моделирование процесса извлечения нефти из трещинно-каверновой емкости (проточная часть) осуществляется путем вытеснения нефти вытесняющими агентами под действием перепада давления (в данной работе эти исследования представлены в подразделах 3.1 и 3.2). Извлечение нефти из низкопроницаемых естественных кернов, моделирующих поровую емкость пласта (матрицу), целесообразно проводить в статических условиях за счет противоточной капиллярной пропитки [96]. Именно такой вид исследований по определению Квыт. представлен в данном подразделе.
Описанная методика позволяет определять полноту извлечения нефти из образца нефтесодержащей породы за счет капиллярных процессов, происходящих на границе нефть-вода-порода и нефть-ПАВ-порода.
Подготовительные работы
Подготовка керна проводилась в соответствии с ГОСТ 26450.0-85 – ГОСТ 26450.1-85 и аналогична подготовке указанной в подразделе 3.1.
Технология проведения экспериментов
Лабораторные исследования проводились на приспособлениях, изготовленных из оргстекла и состоящих из стакана и мерной бюретки с ценой деления 0,01 см3. Резьбовое соединение с резиновой прокладкой и резиновая трубка с зажимом на конце мерной бюретки позволяют герметизировать образец керна и окружающую его жидкость. Благодаря этому, на протяжении всего опыта плотность и концентрация вытесняющего агента остаются постоянными. Партия таких заряженных стаканов помещается в термошкаф, где создается определенная температура. Далее ежесуточно производится отсчет капиллярно вытесненной нефти.
После прекращения выделения нефти (через 1,5-2 недели) вода в стакане заменяется композицией ПАВ, отсчеты в дальнейшем снимаются через 1-2 суток до полного прекращения выделения нефти.
Результаты экспериментов
Полученные в ходе исследования результаты представлены в таблице 3.4 и на рисунке 3.8.
На основании полученных результатов видно, что приросты Квыт. за счет использования ПАВ при капиллярной пропитке составляют от 5,7 до 16,8 % (абсолютных). Примечательно, что в некоторых случаях вытеснение с использованием только воды практически не происходило и значения Квыт не превышали 1 % (модели задонской залежи Вишанского и Мармовичского месторождений) [98].
На рисунке 3.9 представлена зависимость прироста Квыт. от начальной нефтенасыщенности моделей. Определенная явная связь по точкам значений не прослеживается. Таким образом, значения прироста Квыт при капиллярной пропитке не зависят от величины начальной нефтенасыщенности коллектора, а главным образом зависят от размеров фильтрационных каналов (рисунок 3.10). С уменьшением проницаемости размер фильтрационных каналов также уменьшается, что в свою очередь создает условия для проявления капиллярных сил в большей степени и наибольшему приросту Квыт. при капиллярной пропитке.
Таким образом, с уменьшением проницаемости прирост Квыт при капиллярной пропитке с использованием ПАВ увеличивается.
Сравнение технологических параметров вариантов разработки
Сравнение полученных технологических параметров разработки по каждому расчетному варианту представлено в таблице 4.8 и на рисунках 4.10, 4.11.
Как видно из представленных графиков наибольшая накопленная добыча нефти 211,6 тыс. т получена по варианту 4 (циклическое воздействие с полной остановкой и применением ПАВ). Наименьшая накопленная добыча нефти 191,8 тыс. т получена по базовому варианту (стационарное заводнение) (рисунок 4.12).
На рисунке 4.13 представлено сравнение значений накопленного водонефтяного фактора по каждому варианту разработки. Наименьшее значение накопленного ВНФ 3,8 м3/т получено также по варианту 4 (циклическое воздействие с полной остановкой и применением ПАВ), что является наиболее предпочтительным при выборе вариантов разработки. Наибольшее значение накопленного ВНФ 6,5 м3/т получено по базовому варианту (стационарное заводнение), что является наименее предпочтительным при выборе вариантов разработки.
На рисунке 4.14 представлено сравнение значений накопленной закачки воды по каждому варианту разработки. Наименьшее значение накопленной закачки воды 1123,8 тыс. м3 получено снова по варианту 4 (циклическое воздействие с полной остановкой и применением ПАВ), что является наиболее предпочтительным при выборе вариантов разработки. Наибольшие значения накопленной закачки воды 1530 - 1535 тыс. м3 получены по базовому варианту, варианту 1, 3 и 5.
Для условий неоднородной карбонатной залежи, находящейся на поздней стадии разработки с обводненностью продукции на уровне 90 % наибольшая накопленная добыча нефти 211,6 тыс. т, достигнута по варианту 4 (циклическое воздействие с полной остановкой и применением ПАВ). Также по данному варианту достигнуто наименьшее значение накопленного ВНФ 3,8 м3/т и использован наименьший объем закачки воды 1123,8 тыс. м3. Данный вариант был предложен на основании лабораторных исследований, описанных в главе 3. Так, по результатам лабораторных исследований установлено, что для высокообводненного карбонатного керна, наибольшие значения коэффициента вытеснения (в среднем 51,7 %) получены при использовании циклического воздействия с применением ПАВ. Коэффициенты вытеснения, полученные при стационарном заводнении составляют в среднем 44,0 %. Вместе с этим, на основании лабораторных исследований было установлено, что процессы капиллярной пропитки позволяют достигнуть коэффициента вытеснения с применение воды 3,4 %; с применение воды+ПАВ - в среднем 15,0 %. Таким образом, в главе 4 был предложен способ разработки неоднородной высокообводненной карбонатной залежи, который заключается в циклическом воздействии с использованием ПАВ и полной остановкой закачки для активизации процессов капиллярной пропитки с целью наиболее полного извлечения нефти. Данный способ был реализован в варианте разработки №4. Согласно полученным результатам вариант №4 является наиболее эффективным: за одинаковый проектный срок по данному варианту получена наибольшая накопленная добыча нефти с наименьшими значениями накопленного водонефтяного фактора и накопленной закачке воды [111].