Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Геологические основы разработки нефтяных месторождений Татарстана заводнением 12
1.1 Особенности геологического строения месторождений Татарстана 12
1.2 Изучение зависимости коэффициента нефтеизвлечения от вязкости нефти для месторождений Урало-Поволжья 22
1.3 Зависимости коэффициента вытеснения от фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров залежей 28
1.4 Формирование исходных данных для расчета технологических показателей разработки на гидродинамической модели 42
Глава 2 Результаты внедрения и развития метода заводнения при разработке нефтяных месторождений 49
2.1 Результаты внедрения технологии заводнения на Туймазинском, Бавлинском, Ромашкинском, Первомайском, Сабанчинском, Бондюжском нефтяных месторождениях 50
2.2 Особенности внедрения технологии заводнения на залежах бобриковского горизонта Ромашкинского и Сабанчинского нефтяных месторождений 80
2.3 Результаты внедрения технологии заводнения на тульско-бобриковских терригенных отложениях небольших месторождений Татарстана 91
2.4 Результат внедрения метода заводнения в карбонатных отложениях Татарстана 98
2.5 Опыт применения регулярной системы заводнения в сочетании с горизонтальной технологией в карбонатных отложениях кизеловского горизонта Бавлинского нефтяного месторождения (Коробковский участок) 109
Глава 3 Системы заводнения и их сравнительная эффективность 123
3.1 Классификация методов заводнения 123
3.2 Сравнительная эффективность регулярных систем заводнения 129
3.3 Влияние показателя интенсивности систем заводнения на коэффициент нефтеизвлечения 132
Глава 4 Особенности вытеснения нефти водой в неоднородных нефтяных пластах при регулярных системах заводнения 140
4.1 Вытеснение нефти водой в послойно и зонально неоднородном по коллекторским свойствам пласте при различных вариантах размещения скважин 140
4.2 Влияние площадной анизатропии пласта на коэффициент охвата заводнением 147
4.3 Условия применения метода поддержания пластового давления при реализации системы горизонтальных скважин 165
4.4 Системы разработки с применением горизонтальных скважин 173
4.5 Развитие метода переноса фронта нагнетания с применением горизонтальных скважин 180
5 Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» 193
5.1 Регулирование темпа отбора жидкости и закачки воды на поздней стадии разработки 193
5.2 Регулирование разработки нестационарным методом заводнения 203
5.3 Регулирование разработки методом форсированного отбора жидкости 217
5.4 Регулирование разработки методом нестационарного режима дренирования 221
5.5 Исследования эффективности регулирования отбора жидкости на поздней стадии разработки с использованием геолого гидродинамической модели 224
Глава 6 Изучение влияния плотности сетки скважин и интенсивности системы разработки на коэффициент нефтеизвлечения 237
6.1 Коэффициент нефтеизвлечения залежей с различными геолого физическими характеристиками коллектора 238
6.2 Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин 241
6.3 Влияние интенсивности системы разработки на коэффициент нефтеизвлечения 247
6.4 Оптимизация плотности сетки скважин при проектировании разработки нефтяных месторождений 250
Глава 7 Развитие технологии заводнения нефтяных месторождений 258
7.1 Методика анализа и прогнозирования эффективности размещения законтурных нагнетательных скважин по терригенным отложениям карбона 258
7.2 Методика выбора регулярных систем заводнения 267
7.3 Совершенствование технологии нестационарного заводнения 281
Основные выводы по диссертационной работе 288
Список использованных источников 290
- Изучение зависимости коэффициента нефтеизвлечения от вязкости нефти для месторождений Урало-Поволжья
- Влияние показателя интенсивности систем заводнения на коэффициент нефтеизвлечения
- Регулирование разработки нестационарным методом заводнения
- Методика анализа и прогнозирования эффективности размещения законтурных нагнетательных скважин по терригенным отложениям карбона
Введение к работе
Актуальность темы
Заводнение нефтяных пластов является основой современной технологии разработки нефтяных месторождений. Другие методы, такие как закачка газа, водогазовое воздействие (ВГВ), третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), значительно уступают ему по масштабам, находятся на стадии опытно-промышленной разработки и часто внедряются на базе технологии заводнения. В РФ более 70 % добываемой нефти, в Татарстане – 95 % получают за счет применения заводнения. К настоящему времени для разработки месторождений с разнообразными геолого-физическими условиями создан широкий комплекс систем воздействия на пласты методом заводнения. В этих условиях огромное значение для совершенствования разработки месторождения, развития проектирования разработки и планирования добычи нефти имеют классификация существующих систем заводнения и результаты обобщения опыта внедрения и развития метода.
Важнейшей целью заводнения является увеличение темпов отбора, коэффициента нефтеизвлечения (КИН) и, конечно, технико-экономических показателей. Применение заводнения нередко приводит к двукратному и более увеличению КИН. При заводнении пластов важным параметром, характеризующим процесс извлечения нефти из залежи и эффективность системы разработки, является коэффициент вытеснения (КВЫТ), который указывает на потенциально доступную долю дренируемых запасов нефти в зоне, охваченной заводнением. Коэффициент вытеснения зависит от многих факторов, которые в реальных условиях очень сложно количественно учитывать. Поэтому актуальными задачами являются установление зависимости КВЫТ от основных фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров и количественная оценка их влияния на этот коэффициент.
Одним из важнейших параметров, влияющих на эффективность разработки нефтяных месторождений заводнением, является вязкость нефтей, насыщающих продуктивные отложения. Изучение зависимости КИН от вязкости нефти стало особенно актуальным в последние годы в связи с обоснованием необходимости дифференцирования налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) с учетом вязкости нефти для стимулирования увеличения добычи высоковязких нефтей. Эти зависимости необходимы для определения ориентировочных величин КИН по новым залежам на стадии первого подсчета запасов нефти по промышленным категориям, а также для оценки прироста нефтеизвлечения за счет МУН.
Современный этап разработки нефтяных месторождений Татарстана, когда за счет преимущественной выработки высокопродуктивных коллекторов доля трудноизвлекаемых запасов возросла до 80 %, извлечение остаточных запасов традиционными методами заводнения часто характеризуется низкими технико-экономическими показателями из-за снижения эффективности воздействия заводнением. Поскольку эти запасы достаточно велики, актуальным является повышение эффективности извлечения нефти за счет совершенствования систем заводнения и регулирования процессов разработки путем применения индивидуальных технологических методов и экономических критериев. На завершающей стадии разработки для сокращения удельных затрат на добычу нефти необходимо системное регулирование объемов закачки воды и отбора жидкости. Важным являются изучение влияния темпа добычи жидкости на эффективность разработки, развитие методов нестационарного воздействия и форсированного отбора. Необходим научно обоснованный комплексный подход к выбору критериев, условий и оптимальных параметров эффективного применения данных технологий.
В значительной мере эффективность выработки запасов нефти зависит от правильного взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин в послойно и зонально-неоднородных по коллекторским свойствам пластах. Оказалось почти неисследованным влияние тензорной природы проницаемости на коэффициент охвата площади залежи заводнением. Недостаточно полно разработана методика выбора систем заводнения. Противоречивы критерии сравнительной эффективности систем заводнения. Пренебрежение учетом этих факторов приводит к существенному снижению величины нефтеизвлечения.
Наиболее значимым достижением в нефтегазовой индустрии за последние десятилетия является массовое применение горизонтальных скважин (ГС), одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пластов, скважин малого диаметра, гидроразрывов пласта (ГРП), энергосберегающих технологий по закачке воды. Комплексное применение этих инновационных технологий при проектировании систем заводнения залежей позволит решить многие научно-технические задачи в области регулирования разработки нефтяных месторождений.
Изучение механизма и выявление условий эффективного вытеснения нефти водой в различных геолого-физических условиях, создание новых технологий и принципов разработки являются актуальными задачами по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений.
Цель работы - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем выбора рациональной (оптимальной) системы и рационального размещения скважин применительно к различным геолого-физическим условиям и стадиям разработки, совершенствования методов гидродинамического воздействия, создания и внедрения принципиально новых систем и способов разработки.
Для решения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи исследований:
1. Анализ опыта применения метода и систем заводнения при разработке нефтяных месторождений Татарстана. Классификация методов заводнения и обоснование критерия оценки эффективности регулярных и законтурных систем заводнения;
2. Исследование основных связей между коэффициентом вытеснения и фильтрационно-емкостными параметрами залежей, КИН, а также коэффициентом вытеснения и вязкостью нефти;
3. Изучение механизма и выявление условий эффективного вытеснения нефти водой при размещении скважин в послойно и зонально-неоднородных, анизотропных по коллекторским свойствам пластах и применении технологий с использованием горизонтальных скважин с целью оптимизации систем заводнения;
4. Разработка методики выбора систем заводнения и новых технологий для обеспечения полноты выработки запасов в различных геологических условиях;
5. Изучение совместного влияния плотности сетки скважин (ПСС) и параметра интенсивности систем заводнения (m) на КИН. Установление количественной величины параметров, входящих в состав зависимости КИН от ПСС, при различных геолого-физических условиях и величины ПСС для достижения потенциальной величины нефтеизвлечения;
6. Исследование эффективности регулирования отбора жидкости на различных стадиях на примере разработки площадей Ромашкинского месторождения.
Методы решения поставленных задач и достоверность результатов
Поставленные задачи решались на основе анализа геолого-промыслового материала с использованием современных методов обработки исходной информации и методов, основанных на статистическом анализе зависимостей технологических показателей разработки от различных природных факторов, плотности сетки скважин и интенсивности систем заводнения. Основным методом исследований являлось математическое моделирование фильтрации жидкости с применением ЭВМ.
Достоверность полученных результатов подтверждается сопоставлением модельных данных с фактическими показателями разработки.
Научная новизна результатов работы:
1. Выявлены закономерности внедрения в практику разработки метода заводнения, сформулированы основные принципы развития и совершенствования систем заводнения. Дана новая классификация методов заводнения, обоснованы критерии применимости регулярных и законтурных систем заводнения;
2. Научно обоснованы принципы рационального размещения скважин в послойно и зонально-неоднородных, анизотропных по коллекторским свойствам пластах. Впервые для этих условий рекомендованы к внедрению новые схемы размещения скважин;
3. Разработана методика анализа и прогнозирования эффективности закачки воды в законтурные нагнетательные скважины. Научно обоснованы условия эффективного использования ГС при оптимизации систем заводнения.
4. Предложены новые зависимости:
- коэффициента вытеснения (Квыт) от фильтрационно-емкостных параметров, коэффициента охвата пласта заводнением с учетом тензорной природы проницаемости;
- КИН от Квыт, плотности сетки скважин, вязкости пластовой нефти и комплексного параметра, учитывающего влияние величины начального дебита залежи и геологических запасов;
- интенсивности систем заводнения и ПСС от геологических и технологических параметров;
5. Научно обоснованы и рекомендованы к реализации принципы и методы определения системы и схем размещения нагнетательных и добывающих скважин на залежи, изменения интенсивности системы заводнения и ПСС в процессе разработки.
Новизна технических и технологических решений, полученных в ходе исследований, подтверждается 19 патентами РФ на изобретения.
Основные защищаемые положения:
1. Методология изучения основных связей между КВЫТ и фильтрационно-емкостными и петрофизическими параметрами залежей и её обоснование с использованием палетки при недостаточной исходной информации. Методика
определения зависимости КИН от вязкости нефти и Квыт на стадии первого подсчета запасов;
2. Методические положения по анализу эффективности внедрения и развития систем заводнения. Основные принципы классификации метода заводнения. Методика анализа и прогнозирования эффективности размещения законтурных нагнетательных скважин. Научные рекомендации по рациональной разработке залежей в карбонатных отложениях месторождений Республики Татарстан (РТ);
3. Принципы и методы рационального размещения скважин в послойно и зонально-неоднородном, анизотропном по коллекторским свойствам объекте;
4. Методика оценки зависимости КИН от ПСС и интенсивности системы заводнения, обоснования оптимальной интенсивности систем заводнения и ПСС от природных и технологических параметров;
5. Методика выбора систем заводнения и управления интенсивностью системы во времени, новые способы разработки с заводнением. Основные принципы развития систем заводнения;
6. Новые технологические решения по регулированию процессов разработки, позволяющие снизить темп роста обводненности скважин и продлить срок рентабельной эксплуатации.
Практическая ценность и реализация результатов исследований
1. Разработана методика анализа и прогнозирования эффективности закачки воды в законтурные нагнетательные скважины. Научно обоснованы условия эффективного использования ГС при оптимизации систем заводнения.
2. Впервые рекомендованы к внедрению и реализованы:
- системное адресное циклическое воздействие, включающее применение различных схем заводнения, плотности сетки скважин и соответствующих видов технологии нестационарного воздействия в сочетании с методами интенсификации добычи и МУН в зависимости от стадии разработки;
- новая система разработки, которая предусматривает создание индивидуальных систем разработки пластов месторождения комплексной реализацией новых способов разработки и технологий ОРЭ, энергосберегающих технологий по закачке воды и технологий с использованием ГС.
3. Разработанные принципы и методы определения количества и характера размещения нагнетательных и добывающих скважин, управления интенсивностью системы заводнения и плотностью сетки скважин во времени и полученные зависимости КИН от ПСС и интенсивности систем заводнения позволили:
- решить важные практические задачи в области прогнозирования, анализа и регулирования процессов разработки нефтяных месторождений заводнением;
- выбрать рациональную систему разработки и оптимизировать ее во времени;
- создать новые технологии и усовершенствовать традиционные способы разработки нефтяных месторождений заводнением.
Результаты по исследованию рационального размещения скважин при разработке нефтяных месторождений с применением ГС отражены в РД «Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии»
(РД 39-0147585-214-00).
Основные результаты диссертационной работы использованы при составлении проектных документов для месторождений РТ, Западной и Восточной Сибири.
Результаты исследований зависимости КИН от технологических и геолого-физических параметров залежей применяются при составлении ТЭО КИН для месторождений Самарской, Оренбургской, Ульяновской областей, Ненецкого автономного округа (НАО).
Результаты исследований использовались при разработке методического пособия для студентов вузов «Создание геологической и гидродинамической моделей месторождения».
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты работы докладывались на Всесоюзных и Всероссийских научно-технических конференциях (г. Альметьевск, 1983, 1987, 1991, 1993 гг.); на совещании по проблеме «Организация эффективного использования методов математического моделирования и ЭВМ при проектировании, анализе и управлении разработкой нефтяных месторождении Татарии» (г. Бугульма, 1988 г.); на Всероссийском совещании «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения» (г. Альметьевск, 1995 г.); на юбилейной конференции к 70-летию ВНИГРИ «Нефтегазовая геология на рубеже веков» (г. Санкт-Петербург, 1999 г.); на Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений (г. Альметьевск, 2000 г.); на Межрегиональной научно-практической конференции (г. Альметьевск, 2003 г.); на отчетном собрании Волго-Камского регионального отделения РАЕН в 2011 г.
Публикации и личный вклад автора
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 54 научных трудах, в том числе в 15 журналах, рекомендованных ВАК.
В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка и решение задач, моделирование процессов разработки, анализ полученных результатов.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, семи разделов, основных выводов и библиографического списка использованной литературы, включающего 160 наименований. Работа изложена на 301 странице машинописного текста, содержит 47 таблиц, 100 рисунков.
Изучение зависимости коэффициента нефтеизвлечения от вязкости нефти для месторождений Урало-Поволжья
Одним из важнейших параметров, влияющих на технико-экономические показатели разработки нефтяных месторождений, в том числе на конечный коэффициент нефтеизвлечения (КИН), является вязкость нефти (цн) насыщающей продуктивные отложения.
Установление зависимости КИН от вязкости нефти стало особенно актуальным в последние годы в связи с обоснованием необходимости дифференцирования НДПИ с учетом вязкости нефти для стимулирования увеличения добычи высоковязкой нефти. Эти запасы значительные. Остаточные извлекаемые запасы нефти по категории А+В+С1 в залежах с цн 30мПа-с составляют 40 % всех запасов по ОАО «Татнефть» Республики Татарстан.
Объектами исследования являлись залежи нефти крупных и небольших месторождений, приуроченных к терригенным коллекторам У рало-Поволжья. Информация по месторождениям за пределами Татарстана заимствована из работы [1]. При этом КИН для сопоставимости определены для одинаковых значений промывки т=2. Все месторождения находятся на поздней стадии разработки. Был применен метод группирования объектов по одинаковым геолого-физическим параметрам, в данном случае по литологии и проницаемости. Этот метод является наиболее эффективным, когда приходится рассматривать большое количество объектов с различными геолого-физическими параметрами и большим диапазоном исследуемых параметров.
С учетом лабораторных данных по коэффициентам вытеснения нефти водой и практики подсчета запасов нефти [2] в работе для терригенных коллекторов вы-делены три группы залежей по проницаемости: 1) 0,100-Ю,300 мкм ; 2) 0,300- 0,800 мкм ; 3) более 0,800 мкм . В таблице 1.5 приведены исследуемые параметры по выделенным группам месторождении.
Аппроксимирующая функция выбиралась следующим образом. На плоскости с осями ординат (КИН) и абсцисс (JIH) изображаются все точки разработки залежей. Проводится кривая, проходящая через все точки или вблизи от них. Полученная кривая сравнивается с графиками типичных функций, и на этой основе выбирается подходящая аппроксимирующая функция. Осуществляется выравнивание функции (КИН) путем ее преобразования в линейную функцию методом замены переменных КИН и [1н.
Для каждой кривой вычисляются уклонения и, в соответствии с выбранным критерием близости выбирается наиболее подходящая аппроксимирующая функция.
Выравнивание логарифмической функции осуществляется заменой переменной In (цн) = Т. В результате получаем линейную функцию КИН = а + б Т. Например, если точки с координатами (КИН, In (/ин)) находятся на одной прямой, то эмпирической зависимостью являются логарифмическая функция. При этом коэффициенты а и б - некоторые постоянные, цц - вязкость нефти, мПас, КИН - конечный коэффициент нефтеизвлечения д.ед.
На плоскости с осями ординат (КИН) и абсцисс (juH) изображены все точки из таблицы 1.5. Из рисунков 1.4, 1.5 видно, что зависимость КИН от вязкости нефти имеет криволинейный характер. В связи с этим обработка данных для каждой группы проведена по степенной, логарифмической и экспоненциальной функциям. На рисунках 1.6-1.8 приведены результаты выравнивания этих функций. Первые две зависимости имеют линейный вид, а третья - криволинейный, поэтому в дальнейшем использовались первые две зависимости.
На рисунках 1.4, 1.5 приведены результаты аппроксимации по степенной и логарифмической функциям. Полученные зависимости характеризуются относи-тельно высоким коэффициентом квадрата корреляции (R ).
Набольшее изменение КИН от 0,28 - 0,65 д. ед. для 1-ой группы и от 0,40 -0,75 д. ед. для 2-3-ей групп коллекторов происходит в интервале /лн 30 мПа-с, а затем кривые выполаживаются. При вязкости нефти цн 100 мПа-с, КИН не превышает 0,2-0,3 д.ед. При этом кривая степенной функции по сравнению с логарифмической характеризуется резким снижением КИН в области н 30 мПа-с и наибольшим значением R по коллекторам 1-ой группы при приблизительно одинаковых значениях - по остальным. В связи с этим к применению рекомендуется степенная функция зависимости КИН от ци. Этот вывод подтверждается результатами опыта разработки за безводный период ряда залежей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, составленной Абызбаевым И.И. и Ефремовым Ф.Н. Зависимости полезны для определения ориентировочных величин КИН по новым залежам на стадии первого подсчета запасов нефти по промышленным категориям, а также для оценки прироста нефтеизвлечения при снижении /лн методами МУН.
Для 2-3-ей группы коллекторов наиболее эффективными могут быть тепловые, газовые, физико-химические методы увеличения коэффициента нефтеизвлечения. По коллекторам 1-ой группы по мере роста вязкости нефти темп снижения КИН более крутой, чем по 2-ой и 3-ей группе месторождений. Для этой группы месторождений к МУН 1-ой группы добавляются методы по интенсификации добычи нефти.
Влияние показателя интенсивности систем заводнения на коэффициент нефтеизвлечения
В результате вычислительных экспериментов на элементах систем заводнения установлено, что с увеличением соотношения добывающих и нагнетательных скважин КИН увеличивается (раздел 3.2). Это связано с тем, что в моделях двухфазной фильтрации, где пренебрегают предельным градиентом и капиллярными силами, КИН, как известно, не зависит от плотности сетки скважин, а зависит только от коэффициентов заводнения и вытеснения. На это обстоятельство указывается и в работе С.Н. Закирова [64]. При этом, коэффициент вытеснения величина постоянная и не зависит от интенсивности систем заводнения. Следовательно, для изучения влияния показателя интенсивности систем заводнения на коэффициент заводнения можно использовать результаты расчетов вытеснения нефти водой на моделях двухмерной двухфазной фильтрации. Для этих целей нами использована программа блочно-осредненной модели двухфазной фильтрации [65]. В отличие от предыдущих исследований, здесь гидродинамические расчеты проведены в системе скважин, для чего выбраны четыре схемы, приведенные на рисунке 3.4. Эти схемы позволяют переходить из одной системы к другим системам заводнения путем освоения добывающих скважин под нагнетание воды. Количество скважин и плотность сетки во всех вариантах принята постоянной. Изменяется только соотношение добывающих и нагнетательных скважин.
Результаты исследований приведены в таблице 3.3 для различных значений вязкостей нефти. Из таблицы видно, что с увеличением соотношения добывающих и нагнетательных скважин КИН увеличивается, а с увеличением вязкости нефти уменьшается, т.е. подтверждаются предыдущие выводы.
Полученные данные обработали в координатах XI Кин = /(а/(1 + т)). На рисунке 3.5 приведен график этой зависимости, из которого видно, что все точки ложатся на прямую линию. В результате корреляционного анализа получена зависимость вида
В методике ТатНИПИнефть для расчета коэффициента охвата заводнением используется модель зонально и послойно неоднородного по эффективной проницаемости пласта [66].
После преобразования зависимости коэффициента охвата заводнением в координатах К3 - f(\ + m) она примет аналогичный с формулой (3.2) вид. При этом коэффициенты (с, в) являются переменными величинами, изменяются в зависимости от обводненности продукции скважин и определяются зависимостями вида
Идентичность зависимостей КИН от показателя интенсивности системы заводнения, полученная по результатам исследования на модели двухмерной двухфазной фильтрации и по методике ТатНИПИнефть, позволяет использовать расчетные соотношения методики, учитывающей в дифференцированном виде большинство геолого-физических факторов реального месторождения, при обосновании рациональной системы заводнения.
Характер зависимости нефтеизвлечения от соотношения добывающих и нагнетательных скважин изменяется, если при исследовании используется модель вытеснения нефти водой с учетом предельных градиентов сдвига.
Для численного исследования зависимости КИН=/(т) гидродинамические расчеты проведены в системе скважин, для чего выбраны схемы, приведенные на рисунке 3.4. Варианты отличаются по вязкости нефти (ін=1 и 30 мПас) и коэффициентами вытеснения (Квыт= 0,8 д. ед и 1,0 д. ед.) нефти водой.
Результаты исследований приведены в таблице 3.4. Из таблицы видно, что по мере увеличения интенсивности системы заводнения КИН увеличивается.
Таким образом, зависимость коэффициента охвата вытеснением от показателя интенсивности систем заводнения имеет экспоненциальный характер. Увеличение интенсивности системы заводнения приводит к увеличению коэффициента охвата вытеснением.
На основании проведенных вычислительных экспериментов в рамках вышеописанных моделей можно отметить, что при изменении т два коэффициента нефтеизвлечения из трех действуют в противоположных направлениях и максимум КИН достигается при определенном соотношении добывающих и нагнетательных скважин (т). Следовательно, условие достижения максимума нефтеизвлечения является одним из критериев при определении оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин. Критерий максимум нефтеизвлечения более полно отвечает требованиям оптимальности систем разработки. В литературе отсутствует методика по определению оптимальной интенсивности систем заводнения, обеспечивающей максимум нефтеизвлечения. Задача установления зависимости нефтеиз влечения от интенсивности системы заводнения и плотности сетки скважин, учитывающих в дифференцированном виде большинство геолого-физических факторов реального месторождения, является актуальной. Однако, из-за отсутствия достаточно адекватных гидродинамических моделей пластов использование в качестве критерия максимума нефтеизвлечения приведет к выбору менее интенсивных систем заводнения, а в случае дебитов скважин - более интенсивных. Следовательно, при выборе систем заводнения по результатам гидродинамического моделирования, применение степени нефтеизвлечения и дебитов скважин в качестве критерия эффективности приводит к неоднозначности, необходимости искать компромиссное решение.
Как известно, в повседневной практике о состоянии разработки нефтяного месторождения судят по динамике пластового давления на залежи. Поддержание пластового давления на рациональном уровне так же служит важным показателем эффективности систем заводнения. Специальные исследования, проведенные профессором Н.Н.Непримеровым в 70-е годы на Южно-Ромашкинской, а затем и на опытном участке мицеллярного заводнения Азнакаевской площади, показали, что целесообразно эксплуатировать месторождение при давлениях, близких к начальному пластовому. Эти выводы подтверждаются многочисленными промысловыми наблюдениями и лабораторными исследованиями. Из опыта разработки известно, что чрезмерное снижение пластовых давлении приводит к снижению коэффициентов продуктивности, дебитов скважин и нефтеизвлечения.
Для изучения этой задачи в работе [63] провели исследования на модели трехмерной трехфазной фильтрации SIMMGR-SABRE для условий газонефтяной зоны конкретного месторождения. Расчеты были проведены для трех систем регулярного заводнения - пятиточечной, семиточечной, девятиточечной при одинаковых забойных давлениях. Сопоставлялись такие технологические показатели, как степень нефтеизвлечения, накопленный отбор воды и обеспечиваемое поддержание пластового давления.
Закономерности, установленные выше по изменению коэффициента нефтеизвлечения и ВНФ от интенсивности систем заводнения, подтверждаются пятиточечной системе пластовое давление превышает начальное, наблюдается вытеснение нефти в газовую шапку. При девятиточечной системе не обеспечивается поддержание пластового давления, наблюдается расширение газовой шапки.
Регулирование разработки нестационарным методом заводнения
В ОАО «Татнефть» на каждую тонну добытой нефти добывается 6,0 т. воды, расходуется 5,92 м воды, а на сильно заводненных объектах этот расход воды до-стигает 8-10 м и более. За всю историю разработки на месторождениях компании закачано около 9,5 млрд.м воды для ППД. Даже незначительные изменения давления в скважинах дают ощутимые результаты. Однако, при обычно применяемой на практике технологии заводнения, когда нагнетание и отбор жидкостей осуществляются в условиях стационарного режима, вытеснение жидкости из пластов различной проницаемости происходит со скоростями, которые в основном определяются их проницаемостями. Поэтому идет неравномерная выработка запасов нефти из пластов и пропластков. Значительная часть запасов нефти в низкопроницаемых слоях, зонах остается не охваченной нагнетаемой водой.
Одним из эффективных и недорогих способов увеличения коэффициента охвата залежи заводнением и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти является метод нестационарного (циклического) заводнения (ЦЗ) с переменой направления фильтрационных потоков в пласте.
Нестационарное заводнение - это воздействие на пласты, осуществляемое при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и отбираемой жидкости. При этом в нефтяной залежи возникают условия для непрерывного проявления упругих сил. В неоднородном пласте между различными пластами (зонами) возникают градиенты гидродинамических давлений, способствующих интенсификации перетоков жидкостей из одних слоев в другие из трещин в блоки. Перемена направлений фильтрационных потоков создается попеременной работой нагнетательных и добывающих скважин различного положения.
Методы улучшения состояния разработки месторождений путем периодической эксплуатации скважин и залежей в целом (периодическая остановка скважин для борьбы с конусообразованием, подтягиванием языков воды и газа и т.д.) известны в нефтепромысловой практике давно. В практике разработки ряда месторождений с применением заводнения наблюдались факты увеличения текущей добычи нефти и уменьшение обводнённости извлекаемой продукции, когда по техническим и природно-климатическим, т.е. случайным причинам осуществлялись периодические изменения режимов отбора и закачки жидкости [105-107].
Положительное влияние циклического заводнения на процесс извлечения нефти отмечался при разработке американских месторождений Спраберри и Мар-тинвилл [108,110-112].
Увеличение нефтеизвлечения было замечено также в тех случаях, когда частично-истощенные нефтяные месторождения использовались в качестве подземных газохранилищ [109], для которых характерно резкое изменение режима закачки газа в пласт. Это обстоятельство подметил американский инженер А.Кук [109] и предложил в 1957 г. метод увеличения нефтеизвлечения путем чередования отбора нефти и закачки газа. Предполагалось, что при поддержании постоянного давления в неоднородных пластах основной поток нагнетаемого газа будет двигаться по наиболее проницаемым участкам и слоям. При циклическом изменении режима отбора нефти и нагнетания газа на стадии повышения пластового давления газ должен проникать в плохо проницаемые участки. На стадии снижения пластового давления в результате временного прекращения закачки газа, по мнению А.Кука, нефть под действием расширяющегося газа должна вытесняться к забоям эксплуатационных скважин из зон, как с хорошей, так и с ухудшенной проницаемостью.
На основе обобщения, анализа литературы и промыслового материала М.Л.Сургучёв сделал вывод о том, что при периодической (циклической) закачке воды в неоднородных пластах возникают благоприятные условия для внедрения его из высокопроницаемых в малопроницаемые зоны. Следовательно, улучшается охват заводнением залежи в целом [105,106]. На основе этих исследований в 1959 г. им впервые был предложен метод нестационарного заводнения нефтяных пластов (рисунок 5.3).
В 1965 г. группа авторов ВНИИ [113] подали заявку на авторское свидетельство. Способ предусматривал увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания, с целью создания нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями разной проницаемости.
Впервые в нашей стране циклический метод воздействия был внедрен в 1964 г. на башкирской залежи нефти пласта А4 , пласта Б2 Покровского месторождения и на Выгодской залежи месторождения Долина Самарской области в 1965 г. На Покровском месторождении испытывался упруго-капиллярный циклический способ разработки без снижения пластового давления ниже давления насыщения. На месторождении Долина проходил испытание, а затем и промышленное внедрение упруго-капиллярный циклический способ разработки с созданием в пласте газовой фазы.
В связи с тем, что эти работы были выполнены специально для оценки эффективности метода циклической закачки, полученные результаты (таблица 5.3) представляют практический интерес. Обобщение опыта промысловых испытаний упруго-капиллярного циклического воздействия приведены в работах [114-116].
Залежь нефти пласта А4 Покровского месторождения представлена известняками башкирского яруса с широко развитой системой трещин. Средняя нефтена-сыщенная толщина равна 6,2 м, пористость - 23,6%, проницаемость - 0,840 мкм , коэффициент расчленённости - 2,26. Вязкость пластовой нефти - 1,44 мПас. Начальное пластовое давление равно 11,7 МПа, давление насыщения - 6,3 МПа.
Разработка залежи пласта А4 начата в 1950 г. С 1953 г. осуществляется заводнение залежи с помощью приконтурного ряда нагнетательных скважин, расположенных на западном крыле структуры. В 1963-1964 гг. был введен северный ряд нагнетательных скважин, который разрезал залежь на два блока: северный и южный. Соотношение добывающих к нагнетательным составляет т=6. Залежь разбурена по ПЛОТНОСТИ сетки скважин 16,0 га/скв.
К началу циклической закачки (август - сентябрь 1964 г.) залежь находилась на третьей стадии разработки, обводнённость добываемой продукции превысила 70%, текущий КИН - 0,41. К концу 1965 г. под циклическую закачку воды были освоены все нагнетательные скважины. Продолжительность одного цикла составляла три месяца, причем примерно половина (1,5-2 месяца) этого времени составляла стадия повышения давления, а вторая половина - стадия снижения давления. Колебание пластового давления осуществлялось только за счет изменения режима работы нагнетательных скважин. Амплитуда колебания пластового давления составляла 2,2 4,5 МПа, в среднем 3,5 МПа. До 1968 г. на залежи было осуществлено 8 циклов. При проведении первого и второго циклов обводнённость стабилизировалась на уровне 70—72%. Наиболее эффективным был третий и четвертый цикл, когда обводнённость на залежи снизилась до 55%. Последующие циклы не привели к заметному снижению обводнённости продукции. При этом наблюдалось затухание эффективности процесса после каждого цикла, т.е. происходило быстрое увеличение обводнённости продукции. Изменение направления фильтрационных потоков, осуществленное в 1967 г. периодической остановкой отдельных рядов нагнетательных скважин, не привело к заметному снижению обводнённости продукции скважин, т.е. при неизменной системе заводнения эффективность циклического заводнения с изменением направления фильтрационных потоков со временем снижается.
Дополнительная добыча нефти за счет внедрения циклического воздействия и изменения направления фильтрационных потоков по пласту А4 Покровского месторождения составляет около 580,0 тыс.т., а прирост нефтеизвлечения - 2,04 % [116, 117] нужно отметить высокую эффективность циклического заводнения для поздней стадии разработки карбонатной залежи А4 Покровского месторождения.
Залежь нефти Бг пластового типа с обширной водонефтяной зоной (51% площади) представлена песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Средняя нефтенасыщенная толщина - 5,9 м, пористость - 21%, проницаемость — 0,98 мкм , коэффициент песчанистости - 0,72, расчленённости - 2,5. Вязкость пластовой нефти - 3,3 мПа с. Начальное пластовое давление - 17,6 МПа, Рнас = 6,3 МПа.
Методика анализа и прогнозирования эффективности размещения законтурных нагнетательных скважин по терригенным отложениям карбона
Наиболее распространенной системой поддержания пластового давления длительное время являлось законтурное заводнение продуктивных пластов.
К настоящему времени применяются на практике следующие разновидности законтурного заводнения: законтурное, межконтурное, приконтурное, закачка в "водоносные окна".
Анализ эффективного применения законтурной системы заводнения на ряде месторождений нашей страны проводили Сазонов Б.Ф. [24], Ковалёв B.C., Житомирский В.М. [25], Максимов В.Н. [26], Горячев СП. [27], И.Н.Шустев [28] и др. Рекомендации этих работ по геолого-физическим критериям применимости (эффективности) законтурных систем заводнений сведены в таблицу 7.1.
Из таблицы видно, что основными параметрами эффективности законтурных систем заводнения являются размеры (площадь или ширина) залежи, вязкость нефти или соотношение вязкости нефти воды и коллекторские свойства. Величины этих параметров изменяются в широких пределах. Внедрение законтурного заводнения эффективно не только по залежам с маловязкими нефтями ( 7 мПас), но и высоковязкими (60 мПас). Площади залежей изменяются от 3,5 до 393 км .
Для каждого региона существуют свои определяющие параметры эффективности и нет единого критерия эффективности законтурного заводнения. Единственным общим критерием эффективности является хорошая сообщаемость залежи с законтурной областью. При "запечатанности" залежи с законтурной зоной законтурное заводнение становится малоэффективным.
Много неудачных нагнетательных скважин оказалось на Покровских месторождениях Самарской и Оренбургской областей, Ярино-Каменноложском месторождении Пермской области. На Зольненском месторождении, наиболее благоприятном для внедрения законтурного заводнения (высокие коллекторские свойства, слабая прерывистость пласта, небольшие размеры залежи, низкая вязкость нефти), многие законтурные нагнетательные скважины оказались плохо связанными с залежью [25]. Основными причинами отсутствия сообщаемости залежи с законтурной зоной являются ухудшение коллекторских свойств и наличие окисленной нефти у внешнего контура нефтеносности. Ухудшение коллекторских свойств отмечено на залежах нефти Мухановского (пласты карбона и девона), Покровского (Б3 и А4), Дмитриевского, Кулешевского (А3 и А4), Алакаевского (А4, западное крыло), Зольненского (Б2), Ярино-Каменноложского и на Грозненских и Оренбургских месторождениях [30]. На небольших залежах Татарстана, насыщенных высоковязкой нефтью, причиной малой эффективности законтурного заводнения, кроме ухудшения коллекторских свойств, является наличие окисленной нефти в прикон-турной части месторождения [29].
В начальной стадии разработки, когда выбирается система заводнения, наличие связи залежи с законтурной зоной является неизвестной. В связи с этим прогнозирование наличия связи по геолого-физическим параметрам пласта и немногочисленным данным эксплуатации является актуальным.
Обычно эффективность закачки воды в законтурные нагнетательные скважины оценивают по динамике пластовых давлений, дебитов нефти, обводненности продукции по ближайшим добывающим скважинам, а также путем оценки дополнительно вовлеченных в разработку запасов нефти по характеристикам вытесне 260 ния. На основе этих данных делают выводы об эффективности или не успешности закачки в законтурные нагнетательные скважины. Эти выводы являются качественными и в значительной степени субъективными. Такие исследования очень громоздки, требуют много времени, и решение подобных задач осложняется недостатком информации. Результаты этих исследований невозможно использовать при проектировании законтурных нагнетательных скважин на новых месторождениях, т.е. невозможно прогнозировать успешность этих мероприятий.
Для уменьшения количества неудачных законтурных скважин необходимо установить:
1. Степень гидродинамической связи между законтурными нагнетательными и ближайшими добывающими скважинами.
2. Наиболее информативные признаки (геолого-физические параметры), влияющие на степень гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, по которым будет возможно прогнозировать успешность проектных законтурных нагнетательных скважин.
Для оценки степени гидродинамической связи между законтурными нагнетательными и ближайшими добывающими скважинами рекомендуется использовать метод ранговой корреляции Спирмена. Последовательность действий по этому методу приведена в работе [31].
Для анализа используются данные объема закачки воды по законтурным нагнетательным скважинам по годам или по месяцам. Для каждой пары скважин (добывающих и нагнетательных) определяется коэффициент корреляции. Если нагнетательная скважина эффективна, то дебиты ближайших скважин реагируют на изменение режима ее работы, и коэффициент ранговой корреляции близок к единице, при отсутствии такой реакции - к нулю, т.е. величина коэффициента ранговой корреляции (R) является критерием оценки степени гидродинамической связи.
Для оценки граничных значений степени воздействия по ранговому критерию Спирмена используется функция желательности Харрингтона.
Для решения второй задачи установления наиболее информативных признаков, которые влияют на степень гидродинамической связи между скважинами, необходимо применять современные методы математической теории эксперимента (планирование эксперимента, метод распознавания образов).
Одним из методов распознавания образов является последовательная диагностическая процедура. В основе его лежит метод последовательного анализа, разработанный Вальдом. Этот метод позволяет оценить информативность признаков, величины которых можно использовать в задаче распознавания образов в качестве коэффициентов, определяющих степень влияния каждого фактора [32]. Последовательность расчета следующая:
1. Выбирают признаки, которые влияют на процесс, и определяют информативность этих признаков.
2. Сопоставляют диагностическую таблицу, по которой производят прогноз.
Исходный материал рекомендуется делить на 2 группы по граничным значениям коэффициента корреляции Спирмена, определенным по функции желательности Харрингтона, на эффективные скважины - группа А и на малоэффективные - группа В.
Находят различие в признаках для этих двух групп. Для этого диапазон изменения признака разбивается на интервалы и подсчитывают число наблюдений из группы А и В, попавших в данный интервал, т.е. частоты данного признака. Затем вычисляют относительные частоты. Для того, чтобы свести к минимуму влияние выбора границ диапазонов, в каждом из них начисляют средневзвешенные (сглаженные) частоты методом скользящей средней.
