Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ состояния разработки нефтяных месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» 8
1.1 Общие сведения о месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» 8
1.2 Особенности разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» 10
1.3 Особенности разработки Аганского месторождения 24
1.3.1. Геологическое строение месторождения и залежей 28
1.3.2 Характеристика физико-химических свойств и состава пластовых флюидов
1.3.3 Анализ текущего состояния и эффективности применяемой технологии разработки 38
1.4. Выводы 50
Глава 2 Разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения применительно к условиям месторождений ОАО «Славнефть- Мегионнефтегаз»
2.1. Условия применения метода нестационарного воздействия 54
2.2 Геологические критерии применимости метода 56
2.3 Промыслово-технологические критерии применимости метода 58
2.3.1 Осуществление метода при различных системах разработки 58
2.3.2 Сочетании циклического заводнения с методом перемены направлений фильтрационных потоков 61
2.3.3 Модификация метода в сочетании с применением повышенных давлений нагнетания 66
2.3.4 Комплексный метод нестационарного воздействия 67
2.4 Критериальный выбор объектов разработки для применения нестационарного заводнения 69
2.5 Анализ объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по приме-
нимости метода нестационарного воздействия 77
2.6 Выводы 90
Глава 3 Экспериментальные исследования по подбору технологий обработки скважин в целях перераспределения фильтрационных потоков 91
3.1 Методики исследования физико-химических свойств обратных эмульсий... 92
3.1.1 Стабильность обратных эмульсий 92
3.1.2 Фазовое поведение 93
3.1.3 Реологические характеристики 93
3.2. Результаты исследования физико-химических свойств обратных эмульсий... 94
3.3 Исследования фильтрационных свойств обратных эмульсий 95
3.3.1 Методика проведения фильтрационных исследований 95
3.3.2 Результаты исследования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий 98
3.4 Выводы 103
Глава 4 Результаты применения комплексной технологии воздействия на Аганском месторождении 104
4.1 Составление программы опытно-промышленных работ и расчет параметров проведения комплексной технологии 104
4.2 Определение технологической эффективности от реализации комплексной технологии
4.3 Выводы 133
Заключение 134
Литература 136
- Особенности разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
- Геологические критерии применимости метода
- Стабильность обратных эмульсий
- Определение технологической эффективности от реализации комплексной технологии
Введение к работе
Актуальность проблемы. В последние годы в России существенно увеличивается доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Эффективность разработки этих месторождений ниже обычных при более низких коэффициентах нефтеотдачи. Во многом зто обуславливается отсутствием необходимых технологий для существующих категорий трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, разнообразие геолого-физических особенностей нефтяных месторождений и пластов не позволяет достичь необходимых результатов за счет применения какой-то универсальной технологии разработки нефтяных месторождений. Как показывает практика наиболее высокие результаты могут быть получены при использовании адресных технологий для конкретных условий.
Большинство месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» характеризуется сложным геологическим строением, многопластовостью, наличием непроницаемых пропластков (степень расчлененности от 5 до 11), слоистой и зональной неоднородностью, высокой начальной водонасыщенностью, низкой проницаемостью, интервалов разреза с повышенной глинизацией, что обуславливает возникновение неоднородности по проницаемости, поэтому значительная часть месторождений относится к категории месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
Применяемая система заводнения не всегда учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу, в результате чего разработка многих месторождений характеризуется недостаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи, незначительными темпами отбора нефти и большим объемом попутно-добываемой воды,
В связи с этим важным направлением повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» является адаптация известных и создание новых технологий воздействия на пласты с учетом особенностей их строения и свойств, в первую очередь для условий месторождений, наиболее характерных для данного региона.
Цель работы. Совершенствование технологий воздействия на нефтяные пласты для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов.
Основные задачи исследования:
анализ геолого-физических характеристик и состояния разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;
проведение классификации объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по степени применимости нестационарного воздействия;
исследование возможности применения композиций обратных эмульсий на основе новых термоустойчивых химреагентов для перераспределения фильтрационных потоков в пласте;
создание н испытание новых технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов.
Основные методы решения поставленных задач. Теоретическое обобщение и анализ литературного материала и промысловых данных; постановка и проведение экспериментальных исследований по оценке физико-химических и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий; проведение промысловых испытаний технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов и оценка ее технологической эффективности.
Научная новизна:
-
Составлена классификация трудноизвлекаемых запасов объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по песчанистости, степени неоднородности, расчлененности, выработанное и обводненности.
-
Разработана (совместно со специалистами ОАО «ВНИИнефть») методика критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения применительно к условиям месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
-
Обоснован состав композиции термоустойчивой эмульсионной системы на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ и проведены исследования ее физико-химических, фильтрационных и нефтевытесняющих свойств.
-
Предложена комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов и проведены промысловые испытания на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
Основные защищаемые положения;
-
Результаты классификации трудноговлекаемых запасов объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и оценка степени применимости на них нестационарного воздействия.
-
Разработка, результаты исследования и внедрения композиции термоустойчивой обратной эмульсии для выравнивания профиля приемистости и изменения направления фильтрационных потоков.
-
Комплексная технология повышения эффективности разработки труд-нонзвлекаемых запасов (нестационарное воздействие в сочетании с адресными обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков) в целях улучшения показателей разработки и увеличения коэффициента нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
Практическая ценность работы:
-
В результате проведенных исследований подтвержден алгоритм критериального выбора объектов разработки для применения технологии повышения эффективности разработки трудноговлекаемых запасов, определены наиболее перспективные объекты разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по применимости технологии.
-
На основе экспериментальных исследовании создана и испытана новая термоустойчивая композиция обратной эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределения фильтрационных потоков.
-
Основные положения и результаты диссертационной работы явились основой для составления программ по испытанию технологий повышения эффективности разработки трудноговлекаемых запасов.
-
В результате испытания комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов дополнительно получено более 80 тыст нефти.
-
Полученные результаты и выводы являются основой для дальнейшего внедрения технологии в целях повышения эффективности разработки трудно-извлекаемых запасов.
Апробация работы:
Основные результаты работы докладывались на конференции в г.Тюмени 11-13 октября 2006 г. «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири».
Структура и объем работы:
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, содержащего основные результаты и выводы. Обший объем работы составляет 144 страницы, в том числе 27 таблиц, 40 рисунков. Список литературы включает 103 источника.
Автор выражает свою благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Жданову С.А., зам. генерального директора ОАО «ВНИИнефть» Кря-неву Д.Ю. за научные консультации и ряд ценных идей, использованных в работе. Автор благодарит сотрудников Центра ПНП ОАО «ВНИИнефть» за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы, а также сотрудников Аганского и Ватинского НГДУ ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» за помощь и поддержку при организации опытно-промышленных работ.
Особенности разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
Динамика ввода месторождений, разрабатываемых в настоящий момент ОАО «Слав-нефть-Мегионнефтегаз», представлена в таблице 1.1, из которой видно, что Мегионское, Ва-тинское, Мыхпайское, Аганское и Северо-Покурское месторождения (первая группа), на долю которых приходится более 70% суммарных извлекаемых запасов нефти, вводились в разработку до 1980 г.
Далее, в период 1980 - 1990 гг. была начата эксплуатация Южно-Аганского, Ново-Покурского, Кетовского, Покамасовского, Южно-Покамасовского и Кысомского месторождений (вторая группа), запасы которых в преобладающей части, за исключением Южно-Аганского месторождения, приурочены к юрским залежам. Осредненная величина запасов нефти, приходящаяся на одно месторождение по этой группе, составляет 59090,2 тыс.т. Этот показатель в 5,7 раза меньше аналогичного, характеризующего первую группу месторождений с основными запасами.
В течение 1993-2005 гг. в разработку вводились Северо-Островное, Чистинное, Юж-но-Локосовское, Аригольское, Северо-Ореховское, Западно-Асомкинское, Узунское, Максимкинское, Ининское, Ачимовское и Тайлаковское месторождения (третья группа), запасы нефти которых относятся в основном (82%) к юрским и ачимовским отложениям. Удельная величина запасов по ним составляет 46180,3 тыс.т.
Запасы нефти и растворенного газа, проектный и текущий КИН по разрабатываемым месторождениям ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» представлены в таблице 1.2. Анализ данных, представленных в таблице 1.2, показывает, что максимальный проектный КИН составляет 0,506 для Ю-Аганского месторождения, для четырех месторождений КИН изменяется от 0,415 до 0,487 (Агаиское, Ватинское, Новомолодежное и Кысомское), а для остальных не превышает 0,4. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равняется 0,241. Все это свидетельствует о необходимости применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно добываемой воды.
Приведенные данные, с одной стороны, отражают объективные обстоятельства, обуславливающие ухудшение качества вводимых в разработку запасов, с другой стороны, - условия для их извлечения. В качестве подтверждения можно сослаться на структуру объемов нефти, добытой в 2005 г. Так, из 24,143 млн.т углеводородного сырья на долю месторождений первой группы приходится 67,5% добытой нефти, второй - 12,5%, третьей - 20%. Очевидно, что основные тенденции в нефтедобыче обуславливаются группой «старых» месторождений с наиболее благоприятной структурой запасов нефти. Текущие запасы нефти по разрабатываемым месторождениям ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по состоянию на 01.01.2006 г. составляют: геологические запасы категории ABC і - 1 984, 111 млн.т; извлекаемые запасы категории ABC і - 452, 360 млн.т;
Итого 2588953 1057202 985909 273421 1984111 452360 985909 273421 По состоянию на 01.01.2006 г. процесс разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» характеризуется следующими основными технологическими показателями: накопленная добыча нефти - 604 828 тыс.т (59,5% от НИЗ); добыча нефти в 2005 г. - 24,143 млн.т; добыча жидкости в 2005 году - 166,454 млн.т; обводненность продукции - 85,5%; дебит нефти - 19,9 т/сут, дебит жидкости - 137,4 т/сут; действующий фонд добывающих скважин - 4016; действующий фонд нагнетательных скважин -1151; накопленная закачка воды - 2374,895 млн. м3; закачка воды в 2005 г. - 152,980 млн.м3; компенсация отборов жидкости закачкой: текущая - 86,3%, накопленная -91,8%; энергетическое состояние залежей - в основном удовлетворительное; текущее пластовое давление находится на уровне первоначального либо в пределах допустимого отклонения. В условиях ограниченной ресурсной базы, объемы добычи нефти на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» обеспечиваются за счет проведения значительных объемов ГТМ, включая мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов [1]. Возможные перспективы добычи нефти во многом обуславливаются качеством остаточных запасов нефти и эффективностью мероприятий по их извлечению. Залежи нефти месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», в соответствии с их фильтрациошю-емкостными свойствами, были кпассифицированы по трем основные группам: высоко-, средне- и низкопродуктивные. К высокопродуктивным, преимущественно, отнесены залежи нефти горизонтов БВо-4, БВб, BBg, БВ9, а также участки развития монолитного типа строения объектов АВ_2 Ва-тинского и Северо-Покурского месторождений. Проницаемость данного типа коллекторов находится в диапазоне значений от 150 до 1750 10"3 мкм2, среднее значение проницаемости -652 10 мкм , пористости - 23%, иефтеиасыщешюсти - 65%. Потенциальные дебиты скважин по жидкости превышают 200 т/сут. К среднепродуктивпым относят запасы нефти участков площади объектов АВД АВг, АВз-ABg Ватинского, Северо-Покурского, Мегионского, Мыхпайского месторождений, западной залежи BBg1 Северо-Покурского месторождения, отдельные участки площади зале жей БВс , БВ6 Аганского месторождения. Проницаемость данного типа коллекторов нахо-дится в диапазоне значений от 50 до 150 10" мкм , среднее значение проницаемости -92 10 3 мкм2, пористости - 21% и нефтенасыщенности - 59%. Характерный дебит жидкости для этого класса коллекторов не превышает 100 т/сут и в среднем составляет около 50 т/сут.
Что касается низкопродуктивных запасов нефти, к ним отнесены, в основном, залежи юрских и ачимовских отложений. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств составляют: по проницаемости - 22 10" мкм , пористости - 16% и нефтенасыщенности -56%. Работа скважин характеризуется дебитами по жидкости, не превышающими, в основном 20 т/сут, оставаясь в диапазоне от 3 до 20 т/сут.
Геологические критерии применимости метода
Основные геологические критерии применимости метода циклического воздействия и характеристика области его применения приводятся ниже [35, 39-49,71-76]: 1. Толщина пласта сама по себе не является критерием для применения циклического заводнения, тонкие пласты считаются малоподходящими объектами лишь в той мере, в какой их можно считать однородными. 2. Толщинная неоднородность пласта - основной геологический критерий для применения циклического воздействия. Если пласт может быть разбит на 2 (или более) неизолированных пропластка, проницаемости которых отличаются не менее чем и 3-4 раза, то этот пласт является хорошим объектом для применения циклического воздействия. 3. Гидродинамическая связанность прослоев - второй важный геологический критерий для применения метода, и эта связанность должна быть почти полной. Снижение ее до величины менее 50% резко уменьшает эффективность циклического воздействия. 4. Трещиноватость пластов - это вид сильной неоднородности по проницаемости. Хорошая гидродинамическая связанность трещин и блоков и существенный объем блоков делают трещиновато-пористые пласты классическим объектом для применения циклического воздействия. Наличие обводненных «коридоров» и незаводненных прослоев с хорошей гидродинамической связью обуславливает интенсивный межслойный обмен жидкостью за счет разности распространения упругих волн в жидкостях с различной вязкостью. 5. Для эффективного применения циклического заводнения вязкость нефти не должна быть слишком большой (как и для обычного заводнения). В то же время имеются данные о снижении вязкостной неустойчивости за счет применения циклического заводнения в случае вязких нефтей.
Вязкость нефти влияет не только на величину годового эффекта, но и на особенности проведения процесса. Анализ результатов применения метода позволил установить продолжительность эффективного периода воздействия на пласт. Залежи высоковязких нефтей, характеризующиеся резким нарастанием эффекта и быстрым его снижением, должны подвергаться частым изменениям направлений потоков. Для залежей с нефтями низкой вязкости более характерно плавное нарастание эффекта и длительное поддержание его на постоянном уровне. Соответственно цикл разработки таких залежей при неизменном фильтрационном поле должен быть больше. Для эффективного применения нестационарного заводнения вязкость пластовой нефти должна быть в пределах до 25 мПа -с. Более благоприятными для нестационарных процессов являются газонасыщенные маловязкие нефти. 6. Площадное сочетание коллекторов разного типа, особенно высокопродуктивных и малопродуктивных (или коллекторов с повышенной глинистостью), обуславливает неравномерную выработку запасов при неизменной системе заводнения. Поэтому технология нестационарного нефтеизвлечения будет эффективной там, где ее применение позволит изменить направление фильтрационных потоков таким образом, чтобы вовлечь в активную разработку запасы тупиковых, застойных и слабо дренируемых зон. 7. Эффективность циклического заводнения зависит от времени обычного заводнения, предшествующего циклическому. Теоретически, чем меньше это время, тем существеннее итоговый эффект, поскольку длительный межслойный обмен, происходящий в безводный период, обеспечивает наибольший перенос нефти в зоны активного дренирования.
Вообще же выбор благоприятного времени начала процесса обусловлен рядом факторов, которые не всегда могут быть установлены сразу: распределением проницаемостей и водонасыщенностей по толщине пласта, величиной поверхностей контакта между гидродинамически связанными зонами различной нефтенасыщенности и т.д.
Например, в случае сильно неоднородных пластов оптимальным может стать момент, близкий к моменту прорыва воды. Благодаря низкой продольной проницаемости отдельных слоев к началу процесса, они почти не будут обводнены, и начальная поверхность контакта обводненной и нефтенасыщенной зон окажется близкой к максимальной. В реальных условиях момент начала циклического воздействия не требует слишком жесткого задания - удовлетворительная эффективность процесса сохраняется в широком диапазоне начальных условий.
Решение ряда гидродинамических задач с различными нестационарными режимами работы скважин позволило сформулировать следующие выводы:
- На первой и второй стадиях разработки месторождений 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.
- На 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. - На 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.
Стабильность обратных эмульсий
Для получения обратных эмульсий были использованы маслорастворимый эмульгатор ЭКС-ЭМ с концентрацией от 1 до 4% (вес. по товарному продукту) в качестве стабилизатора обратных эмульсий - хлористый кальций с концентрацией 1-4% (исходная концентрация водного раствора СаОг составляла 30%). В качестве углеводородной фазы использовались стабильный бензин, нефть (вязкость 2,2 мПа с) либо смесь керосина с толуолом. Количество углеводорода в эмульсии составляло 20%, остальное водная фаза, представленная моделью пластовой воды с минерализацией 16 г/л (11,5 г/л NaCl и 4,5 г/л СаС12).
Обратные эмульсии получали путем механического диспергирования входящих в их состав компонентов на пропеллерной мешалке. При этом в стеклянный стакан: заливали расчетное количество нефти и растворяли в нем ПАВ. Затем при непрерывном перемешивании углеводородной фазы в стакан постепенно добавляли водный раствор со скоростью 1 капля в секунду. Водная фаза готовилась путем растворения требуемого количества раствора СаСЬ в минерализованной воде. Оптимальное число оборотов мешалки и время эмульгирования устанавливали после проведения нескольких опытов с конкретной эмульсией и получения стабильных в течение 24 ч. эмульсий с одинаковой вязкостью. При сравнительных испытаниях ряда систем различных составов время и скорость перемешивания эмульсии, а также ее объем были одинаковыми. Рабочий объем приготовленных эмульсий составлял 100 см . Эксперименты по исследованию фазового поведения обратных эмульсий, определению их термостабилыюсти проводились со свежеприготовленными системами, реологические характеристики систем определялись как сразу же после их приготовления, так и после выдержки в течение 24 ч.
Термостабильность - устойчивость обратных эмульсий к воздействию повышенных температур. Стабильность эмульсий во времени и при различных температурах определяли после выдержки приготовленных систем в термостате при заданной температуре с последующим качественным и количественным анализом фазового состояния обратной эмульсии. Исследования проводились в мерных герметично закрытых цилиндрах с визуальной регистрацией результатов. Стабильность ОЭ оценивалась следующим образом: эмульсия считалась стабильной, если после выдержки ;з течение 24 ч. при температуре 20С и 8 ч. при температуре 80С система остается однородной или количество отделившейся в статических условиях дисперсионной среды (углеводородной фазы) не превышает 5-10% от всего объема эмульсии, при этом полностью исключается выделение дисперсной фазы (воды) из объема эмульсии. Эти данные представлены в табл. 3.1.
Фазовое поведение Исследование фазового поведения ОЭ при контакте с нефтью и пластовой водой проводилось в статических и динамических условиях. Для этого в градуированные пробирки помещались равные объемы ОЭ, нефти и пластовой воды с минерализацией 16 г/л. В первом случае растворы в зависимости от плотностей осторожно наслаивались друг на друга, а во втором случае все три раствора интенсивно перемешивались. Приготовленные системы ставились на выдержку в термостат при 20, 60 и 80С. Система считалась достигшей равновесия, если объемы расслоившихся фаз оставались постоянными в течение трех замеров.
Реологические характеристики Измерение реологических параметров обратных эмульсий проводилось на ротационном вискозиметре "Реомат-30". Для расчетов определяли зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига и на графике строили кривую текучести. Эффективная вязкость характеризует сумму вязкостного и прочностного сопротивления течению эмульсии. Пределы изменения скорости сдвига - от 0,0615 до 452 с"1. Измерения проводились при температуре 20, 60 и 80С. Температура обратной эмульсии при измерениях должна быть строго фиксируемой, что обеспечивалось термостатируемой ячейкой прибора.
Как видно из таблицы 3.1, в исследуемом диапазоне концентраций ПАЕ» (1-4%) и температур (20-80С) были получены обратные эмульсии, стабильные в зависимости от температуры от нескольких часов до нескольких суток. При 20С понижение концентрации ПАВ в эмульсии существенно не влияет на их стабильность и составляет в среднем 5-6 сут, однако, с повышением температуры наблюдается понижение стабильности изученных эмульсий в несколько раз и при малых концентрациях ПАВ до 4-6 ч. Введение в состав ОЭ незначительных добавок СаСЬ позволяет увеличить термостабилыюсть обратных эмульсий в несколько раз. В таблице 3.2 представлены результаты измерения вязкости обратной эмульсии следующего состава, %: 1-3 эмульгатора ЭКС-ЭМ, 20 нефти, 0,5-3% СаСЬ и остальное вода с минерализацией 16 г/л при разной температуре (20, 60 и 80С) и скорости сдвига 73,2 с-1. Как видно из таблицы, с увеличением концентрации ПАВ и стабилизатора вязкость эмульсии увеличивается, а с повышением температуры вязкость ОЭ существенно уменьшается. В результате проведения физико-химических исследований эмульсионных систем можно сделать следующие выводы: 1. В исследованном интервале концентраций ПАВ и температур ОЭ, приготовленные на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ с добавкой стабилизатора СаСЬ, являются стабильными в течение 2-Ю сут и более. 2. С повышением температуры наблюдается понижение стабильности изученных эмульсий в несколько раз и при малых концентрациях ПАВ составляет 4-6 ч. При 60-80С с увеличением концентрации ПАВ в системе стабильность ОЭ увеличивается в 2-4 раза. 3. Введение в состав обратных эмульсий незначительных добавок стабилизатора ОЭ - СаСЬ позволяет увеличить термостабильность обратных эмульсий в 2 раза. 4. Для дальнейших исследований рекомендуется следующий состав обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатора ЭКС-ЭМ - 3, СаСІг, - 3, нефти - 20 и минерализованной (16 г/л) воды -74.
Определение технологической эффективности от реализации комплексной технологии
Реализация опытно-промышленных работ на 1-м блоке Аганского месторождения (объект БЕ$8) по внедрению технологии нестационарного заводнения в сочетании с обработками скважин осуществлялась на основании «Программы работ...», выполненной непосредственно под руководством автора, и была начата 21 июня 2005 г.
Технологическая эффективность от применения комплексной технологии определялась в соответствии с РД-153-39.1-004-96 [101] по методу характеристик вытеснения. Кроме того, была проанализирована динамика технологических показателей как всего опытного участка, так и показателей работы реагирующих добывающих скважин в результате проведения адресных обработок в целях перераспределения фильтрационных потоков путем закачки композиций обратных эмульсий.
В результате реализации комплексной технологии на опытном участке Аганского месторождения технологическая эффективность, рассчитанная по методу характеристик вытеснения, по состоянию на 01.05.06 г. оценивается в количестве 25125 т дополнительно добытой нефти.
Кроме того, был проведен анализ работы всех добывающих скважин опытного участка с точки зрения изменения параметров работы в результате проведенных мероприятий. По каждой из скважин были построены динамики добычи нефти в месяц и обводненности, а также кривые падения. В качестве примера на рисунках 4.13 и 4.14 представлены динамики добычи нефти и обводненности по скважинам 1731, 1755.
В результате проведенного анализа было получено, что применение комплексной технологии благоприятно повлияло на 29 скважин, то есть произошло увеличение дебита, в том числе в 25 скважинах была зафиксирована стабилизация обводненности. Начало нестационарного заводнения 21.06.05г. Рисунок 4.14 Динамика добычи нефти (в месяц) и обводненности по скважине 1755 Аганского месторождения
В качестве иллюстрации влияния нестационарного заводнения на работу добывающих скважин опытного участка на рисунке 4.15 представлена схема, на которой условными обозначениями выделены скважины, характеризующиеся различным изменением режимов их работы в результате применения нестационарного заводнения. На этой же схеме показаны 8 скважин, находящихся в простое в течение всего 2005 г. и запущенных в работу с начала 2006 г., что также может быть отнесено к положительному результату применения комплексной технологии.
В ходе реализации комплексной технологии были выполнены обработки 5-ти нагнетательных скважин (1614, 1618, 1593, 491, 493) обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ в целях перераспределения фильтрационных потоков. Объем закачки составлял 100-200 м на одну нагнетательную скважину при удельной закачке от 10 до 21,7 м3/м перфорированной толщины. Обработки выполнены в период с 16 по 24 ноября 2005 г. Общий объем закачки обратной эмульсии составил 800 м3.
В результате проведенных обработок нагнетательных скважин по окружающим реагирующим добывающим скважинам на 01.05.2006 г. было получено (по методу характеристик вытеснения) дополнительно 12972 т нефти, т. е. 2594 т дополнительной нефти на одну скважино-обработку (16,2 т дополнительной нефти на 1 м3 закачанной обратной эмульсии).
Из данных представленных на рисунке 4.16, видно, что после проведения ОПЗ нагнетательных скважин обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ обводненность продукции окружающих добывающих скважин снизилась с 95,3 до 93,5%, а суммарная добыча по окружающим добывающим скважинам возросла с 8190 до 10526 т нефти в месяц.
Таким образом, проведенные опытно-промышленные работы, несмотря на имеющиеся отклонения от намеченной «Программы работ...», показали целесообразность применения комплексной технологии нестационарного воздействия в сочетании с обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков и подтвердили правильность как выбора объекта разработки на основе критериального подхода, так и расчета параметров реализации технологии.
В результате реализации технологии на 01.05.2006 г. на опытном участке Аганского месторождения дополнительно получено 25125 т нефти, в том числе от обработок ПЗП нагнетательных скважин обратными эмульсиями в целях перераспределения фильтрационных потоков по окружающим добывающим скважинам получено 129 2 т нефти дополнительно.
Аналогичные опытно-промышленные работы по реализации комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов были проведены на Мегионском, Ватинском и Северо-Покурском месторождениях и показали эффективность выполненных мероприятий, что подтверждается стабилизацией обводненности продукции и увеличением добычи нефти как по отдельным скважинам, так и по участку воздействия в целом, а это, в свою очередь, является подтверждением правильности выбора параметров реализации технологии на каждом опытном участке, изложенном в работе [103].
Необходимо отметить, что продолжительность полуциклов нестационарного заводнения для месторождений Западной Сибири, определенная в прошлые годы на уровне 15-30 дней, требует существенных корректировок и проведения расчета параметров реализации технологии для каждого конкретно выбранного опытного участка. Это особенно важно на современном этапе развития нефтяной промышленности с учетом того, что в разработку вводится все больше месторождений с ухудшенными коллекторскими свойствами продуктивных пластов; происходит разукрупнение сеток в связи с выводом скважин из добывающего фонда по причине обводненности или малой продуктивности; нет соответствия запроектированных ранее систем сбора нефти и воды с существующим в настоящее время форсированным темпом отбора жидкости; отсутствие возможности изменения режимов работы скважных насосов (ЭЦН) без привлечения бригад по ремонту скважин.
Все эти вопросы, очевидно, должны учитываться уже на стадии проектирования системы разработки месторождений, чтобы в процессе их эксплуатации можно было оперативно решать встречающиеся технические затруднения в целях повышения технико-экономических показателей разработки и конечной нефтеотдачи пластов.
