Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор мирового опыта применения технологий повышения нефтеотдачи пластов 11
1.1. Гидравлический разрыв пласта 11
1.1.1. Зарубежный опыт применения ГРП 12
1.1.2. Опыт применения ГРП на месторождениях Западной Сибири 16
1.1.3. Направления совершенствования технологии ГРП 20
1.2. Форсированный отбор жидкости 22
1.2.1. Возможные негативные процессы при форсированном отборе жидкости 29
1.2.2. Влияние давления насыщения на процесс форсированного отбора жидкости 31
1.2.3. Рекомендации по применению форсированного отбора жидкости на скважинах 32
1.3. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи 33
1.3.1. Классификация методов селективной изоляции воды 34
Выводы 50
2. Влияние гидроразрыва пласта на текущую и конечную нефтеотдачу месторождений юганского региона 52
2.1. Методики расчёта прироста КИН в результате мероприятий ГРП 53
2.1.1. Увеличение КИН при подключении трещиной гидродинамически изолированных нефтенасыщенных пропластков и линз 54
2.1.1.1. Методика расчета коэффициента охвата сеткой скважин с использованием рёхрехмерной геологической модели 55
2.1.1.2. Методика расчета коэффициента охвата сеткой скважин с использованием геолого-стохастических моделей 58
2.1.2. Увеличение КИН при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах Юганского региона месторождений 60
2.1.3. Оценка прироста извлекаемых запасов и КИН при проведении ГРП на объектах разработки Юганского региона 67
2.2. Основные закономерности мероприятий ГРП на месторождениях Юганского региона 71
2.2.1. Влияние геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность ГРП 72
2.2.2. Анализ влияния технологии проведения ГРП на его эффективность 80
2.3. Анализ эффективности применения ГРП на месторождениях Юганского региона... 83
2.3.1. Эффективность применения ГРП на Приобском месторождении 83
2.3.2. Эффективность применения ГРП на Приразломном месторождении 92
2.3.3. Эффективность применения ГРП на Омбинском месторождении 95
Выводы 99
3. Влияние форсированного отбора жидкости на текущую и конечную нефтеотдачу пластов 101
3.1. Основные показатели интенсификации добычи нефти путём ФОЖ на месторождениях Юганского региона 101
3.2. Некоторые закономерности процесса интенсификации добычи нефти путём ФОЖ. 104 Выводы 115
4. Влияние комплексной техногогии (фож и потокооклоняющих технологий) на нефтеотдачу пластов месторождений юганского региона 117
4.1. Применение комплексной технологии интенсификации добычи нефти для повышения эффективности разработки Ефремовского месторождения 117
4.2. Комплексное применение ФОЖ и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Южно-Сургутском месторождении 126
4.3.Анализ внедрения комплексной технологии интенсификации добычи нефти на месторождениях Юганского региона 127
Выводы 130
Основные результаты и выводы 132
Список использованных источников 133
Приложения 150
- Влияние давления насыщения на процесс форсированного отбора жидкости
- Методика расчета коэффициента охвата сеткой скважин с использованием геолого-стохастических моделей
- Основные показатели интенсификации добычи нефти путём ФОЖ на месторождениях Юганского региона
- Комплексное применение ФОЖ и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Южно-Сургутском месторождении
Введение к работе
В настоящее время в процессе разработки месторождений нефти Западной Сибири находится большое количество пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами или коллекторами разной проницаемости. Месторождения в своём большинстве характеризуются значительной и к тому же растущей обводнённостью продукции пластов, неоднородностью продуктивных пластов по проницаемости, повышенной гидрофильно-стью пород и относительно низкой нефтенасыщенностью. При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов происходит опере-жаюшее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное отключение из процесса выработки средне- и низко проницаемых прослоев. Вероятность отключения прослоев тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами по площади залежи, выше разница в проницаемости слагающих разрез пластов, меньше песчанистость разреза, а также эффективная толщина низкопроницаемых прослоев/81/.
Снижение продуктивности добывающих скважин Юганского региона месторождений нефти и газа, наряду с другими причинами, связано с геолого-физическими особенностями продуктивных пластов и пластовых флюидов. В частности, снижение продуктивности скважин, эксплуатирующих один из основных пластов - БСю, в первую очередь вызвано снижением фазовой проницаемости для нефти по мере роста обводнённости добываемой продукции. Следствием проявления этих факторов является то, что при водона-сыщенности выше 0,7 объёмных долей нефть таких месторождений как Мамонтовское, Усть-Балыкское, Южно-Балыкское, Южно-Сургутское, практически не фильтруется, остаточная же нефтенасыщенность представлена в основном капиллярно защемлённой нефтью /11/.
На залежах с такими продуктивными горизонтами необходимо применять методы воздействия на ПЗП с целью интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых прослоев, а также выравнивания профиля приёмистости и интенсификации приёмистости нагнетательных скважин. В настоящее время для увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов используется широкий ряд методов — повышение давления на линии нагнетания, своевременный перенос фронта нагнетания, очаговое заводнение, эффективная изоляция пластовых вод, переход на форсированный отбор жидкости (увеличение скоростей фильтрации), гидропескоструйную перфорацию, соляно кислотные обработки и их разновидности и т.д.
Анализ воздействия на пласт показывает, что наиболее значимыми критериями выбора метода увеличения нефтеотдачи пластов являются геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщина нефтенасыщенного пласта, насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, условия залегания) и технологические критерии (размещение скважин, давление нагнетания, свойства применяемых для воздействия агентов) /30, 103 /.
Практика разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что для обеспечения высоких коэффициентов нефтеотдачи необходимо использование комплекса физических и физико-химических методов воздействия на газонефтеносные пласты и призабойные зоны скважин / 4,86,102 /. Для обоснования наиболее рационального варианта испытаний и внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов необходимо технико-экономическое обоснование.
Одним из наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты с целью повышения производительности скважин и увеличения нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. Сущность метода заключается в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит расширение естественных, либо образование искусственных трещин в продуктивном пласте. При дальнейшей закачке песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора происходит расклинивание образовавшихся трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления / 141 /. В настоящее время ежегодно на месторождениях нефти Ханты - Мансийского автономного округа проводится более тысячи операций по гидроразрыву пласта, при этом добыча жидкости из обработанных скважин увеличилась более чем в 3 раза.
Другим действенным методом интенсификации добычи нефти является форсирование отбора жидкости из добывающих, преимущественно, обводнённых скважин. При ФОЖ увеличивается депрессия на пласт, при этом в более проницаемых пропластках давление снижается с более высокой скоростью, чем в относительно менее проницаемых. В результате создаётся перепад давления, нефть перетекает из более нефтенасыщенного пропластка в менее нефтенасыщенный и увлекается водой в к забою скважины, то есть при увеличении градиентов давления начинается движение нефти в малопроницаемых пропластках, в которых при меньших градиентах давления она находилась в покое. Это обстоятельство позволяет путём увеличения отбора жидкости создать условия для прито ка нефти из относительно малопроницаемых пропластков. С течением времени, вследствие выравнивания давления в пропластках, разность давлений уменьшается, переток нефти из менее проницаемого пропластка в более проницаемый уменьшается и для повторного увеличения добычи отбор жидкости нужно снова увеличивать.
Существует ряд основных признаков, указывающих на целесообразность применения метода ФОЖ для интенсификации добычи нефти. Основными из них являются:
- залежь нефти подвержена активному давлению пластовых вод;
- скважины обладают высокой проводимостью, динамические уровни достаточно высоки для увеличения отбора жидкости путём снижения забойного давления;
- стадия эксплуатации - поздняя, разрабатываемый объект полностью по всей площади или определённое его поле обводнён по всему простиранию. Нефть в значительных количествах сохранилась в плотных мелкозернистых линзах или пропластках, либо над водой у кровли пласта;
- продукция скважин сильно обводнена — содержание нефти в добываемой жидкости не превышает 15 - 20 %;
- снижение темпа отбора жидкости из скважин либо их остановка уже не дают благоприятного эффекта - скважины продолжают обводняться или временами переходят на отбор воды. Это объясняется тем, что на поздней стадии разработки не происходит выравнивания контура нефтеносности и не могут быть достигнуты удовлетворительные результаты добычи ввиду оседания конусов воды, так как зеркало подошвенных вод поднялось достаточно высоко;
- с увеличением темпа отбора жидкости содержание нефти в жидкости не уменьшается или темпы снижения его не интенсивнее, чем до форсирования;
- процесс обводнения скважин протекает равномерно;
- техническое состояние скважин не вызывает опасения прорыва вод или выхода из строя колонны.
Целесообразность использования метода ФОЖ для интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежей с водонапорным режимом при высокой обводнённости продукции скважин в настоящее время не вызывает сомнения. Однако, это не исключает возможности применения метода и на более ранних стадиях разработки залежей. Вопрос о том, на какой стадии разработки и при какой обводнённости продукции необходимо осуществлять форсированный отбор жидкости, должен решаться в каждом конкретном случае индивидуально в зависимости от геолого-физических особенностей залежи. Вопросы применения ФОЖ на ранней стадии разработки должны быть предметом особого изучения для уточнения условий его рационального применения. При выборе объектов для форсированного отбора жидкости необходимо исходить из величины оставшихся запасов нефти, её качества, обводнённости продукции залежи и наличия благоприятных физических свойств коллекторов. Нефтепромысловая практика показывает, что путём поэтапного увеличения отбора жидкости удаётся длительно удерживать стабильный уровень добычи нефти на отдельных скважинах и по всей залежи в целом / 30 /.
Однако, следует отметить, что применение с целью интенсификации добычи нефти на месторождениях Юганского региона форсированного отбора жидкости, может служить причиной увеличения темпа обводнения добываемой жидкости, в первую очередь, для залежей с активной подошвенной водой, а также краевых зон водонефтяного контакта. Это обстоятельство придаёт особую важность проблеме селективной изоляции обводненных пропластков и ликвидации заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние, подошвенные воды). В этой связи в настоящее время широкое применение начинают приобретать методы интенсификации добычи нефти, основанные на сочетании методов ФОЖ с физико-химическими методами увеличения нефтеотдачи, в частности, применением потокоотклоняющих технологий с использованием полимерно-гелевьгх составов, что позволяет значительно снизить обводненность продукции при одновременном увеличении добычи нефти. ЦЕЛЬ РАБОТЫ Анализ и разработка методического подхода к выбору системных технологий интенсификации добычи нефти на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.
ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ
- исследование влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность операций гидроразрыва пласта, анализ влияния технологии проведения ГРП на его эффективность;
-оценка прироста извлекаемых запасов и коэффициента извлечения нефти при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах;
- оценка эффективности и выявление закономерностей процесса интенсификации добычи нефти путём форсированного отбора жидкости и комплексного применения технологии ФОЖ и потокоотклоняющих технологий с использованием полимерно-гелевых составов.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
При решении поставленных задач использованы:
- математические методы моделирования при создании геологических моделей пластов, построенных с использованием методик геостохастического моделирования;
- методы химического анализа при определении физико-химических свойств нефтей и водонефтяных эмульсий.
НАУЧНАЯ НОВИЗНА
1. С использованием дифференциальных моделей расчета дополнительной добычи и характеристик вытеснения нефти водой рассчитаны величины вовлекаемых в разработку запасов при проведении операций ГРП.
2. Определены уровни влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность ГРП. Проведена классификация эффективности мероприятий ГРП в зависимости от групп пластов, типов коллекторов и особенностей систем разработки месторождений.
3. Выявлена зависимость влияния технологии проведения ГРП, размеров трещин на эффективность ГРП.
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ
1. Показано, что для геолого-физических условий месторождений нефти Юганского региона, ГРП является одним из наиболее эффективных инструментов воздействия на пласт, обеспечивающим увеличение текущей и конечной нефтеотдачи. Потенциальный прирост запасов, вовлекаемых в разработку за счет увеличения коэффициента охвата при проведении ГРП на объектах разработки Юганского региона, может превысить 300 млн. т нефти.
2. Установлено, что наиболее успешно операции по ГРП осуществляются на пластах группы Ю (имеющих низкую проницаемость), где доля удачно проведенных ГРП составляет 89,0 %, а также на пластах группы А - 74,5 %. Совершенствование технологий гидроразрыва пласта, а также применение различных методов борьбы с выносом проппан- та, обеспечивают не только более высокие приросты дебитов жидкости, но и значительно продлевают эффект от ГРП.
3. Установлено, что для низкопроницаемьк пластов (коллекторы Приразломного (БС4), Мало-Балыкского (BCig) месторождений), сочетание технологий ФОЖ и ГРП обеспечивает максимальный прирост извлечения запасов нефти.
4. Показано, что наибольшая эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти путём ФОЖ достигается при увеличении кратности отбора жидкости из скважин не менее чем в 1,8 раза. При этом успешность операций достигает 88 %, прирост извлекаемых запасов - порядка 8,5 тыс.т /скв.
5. Установлено, что комплексное сочетание ФОЖ и потокоотклоняющих технологий более эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов. В противном случае необходимо увеличение объема закачиваемого полимерно-гелевого состава.
6. Разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.
АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ
Содержание работы докладывалось и обсуждалось на Международном симпозиуме «Результаты комплексного применения интенсификации добычи нефти и потокоотклоняющих технологий на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз», г. Москва, 2005 г.; 5-й Международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», г. Краснодар, 2005 г. ПУБЛИКАЦИИ.
По результатам выполненных исследований опубликовано 8 печатных работ.
СТРУКТУРА И ОБЪЁМ ДИССЕРТАЦИИ.
Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованной литературы из 211 наименований, содержит 149 страниц машинописного текста, 59 рисунков, 18 таблиц и 2 приложения объёмом 10 страниц.
Влияние давления насыщения на процесс форсированного отбора жидкости
Реализация метода ФОЖ на конкретных залежах может потребовать снижения давления на забое скважины ниже давления насыщения нефти газом, т.е. эксплуатация скважины будет осуществляться при пониженном относительно максимально возможного значении коэффициента продуктивности, но с более высоким дебитом по жидкости. В работе / 142 / изучался вопрос о возможности и целесообразности эксплуатации скважин при Р3 РНас На основании проведённых промысловых, лабораторных и теоретических исследований на примере Туймазинского и Шкаповского нефтяных месторождений было показано, что снижение забойных давлений ниже давления насыщения на девонских скважинах рассмотренных объектов (пласт Дру), приводит к существенному увеличению дебитов скважин, хотя с выделением газа в пласте уменьшаются коэффициенты продуктивности. На Туймазинском месторождении (а также на месторождениях с аналогичными коллек-торскими и пластовыми условиями и жидкостями) снижение забойных давлений примерно до 35 атм допустимо при Рпл. Рнас.
Искривление индикаторной кривой происходит постепенно, по мере снижения Р3. и уменьшения фазовой проницаемости в зоне разгазирования. Прирост дебита на каждую дополнительную единицу перепада давления постепенно сокращается, но нулевого значения не достигает. Наиболее заметное увеличение дебита происходит при снижении Рз.
примерно до 50 атм. С обводнением скважины и Р3. выше Рнас коэффициент продуктивности уменьшается, при Р3. ниже VHac.t индикаторная кривая выравнивается. На Шкапов-ском месторождении (а также на подобных месторождениях) снижение забойных давлений до 90 атм допустимо при Рпл Рнас (и даже при Рпл_ меньше Рнас на 10-15 атм).
Выделение газа в пласте вызывает резкий излом индикаторной линии и уменьшение относительной фазовой проницаемости сразу до 0,4 - 0,5. При последующем понижении Р3- индикаторная линия (в исследуемом интервале давлений от Рнас. до 90 -100 атм) остаётся практически прямолинейной или незначительно изгибается в сторону оси давления.
Кроме того, снижение давления ниже давления насыщения в скважинах, эксплуатирующих угленосный пласт Александровской площади Туймазинского месторождения, и выделение газа в пласте приводят к значительному (в три и более раза) снижению фазовой проницаемости по нефти (несмотря на небольшую величину газового фактора - 21-25 м3/т). Зависимость между величиной градиента давления и фазовой проницаемостью по нефти при фильтрации газированной жидкости была установлена и на Шкаповском месторождении, что указывает на возможность отключения отдельных малопроницаемых пропластков при небольшом снижении Р3 ниже Рнас вследствие выделения газа в пласте и снижения проницаемости по нефти, а также обратного подключения этих пропластков в работу при дальнейшем снижении забойного давления и возрастании градиента давления. 1.2.3. Рекомендации по применению форсированного отбора жидкости на скважинах По нашему мнению ФОЖ должен применяться на каждой конкретной скважине индивидуально, исходя из геолого-физических условий в скважине и в прилегающей к ней зоне пласта. Наиболее целесообразно применение ФОЖ как метода увеличения нефтеотдачи на заключительной стадии разработки нефтяного месторождения в скважинах, эксплуатирующих продуктивные пропластки различной нефтепроводимости, в частности, когда результаты снятия профиля притока прямо указывают на то, что пласт имеет не-вырабатываемые интервалы. Кроме того, применение ФОЖ может быть рекомендовано в следующих случаях:
- в скважинах которые находятся в непосредственной близости от предполагаемых застойных зон, которые определяются либо по результатам математического моделирования, либо по промысловому анализу процесса выработки продуктивных коллекторов; - в скважинах, которые находятся в тупиковых зонах пласта. Эти зоны или участки пластов выделяются на основе построения детальных геологических разрезов в различных направлениях по всем имеющимся скважинам. Также определённую помощь в определе нии застойных зон могут оказать гидродинамические исследования пластов; - в скважинах, которые вскрывают участки пласта, характеризующиеся по точной (структурные карты кровли продуктивного коллектора) или предположительной (данные специальных промысловых исследований по определению скорости накопления остаточ ной нефти в остановленных скважинах) информации наличием мини-антиклинальных поднятий кровли продуктивного пласта (от нескольких долей толщины продуктивного пласта и выше). Скважины для реализации ФОЖ целесообразно подбирать при наличии максимального набора вышеперечисленных признаков. В этом случае вероятность положительного эффекта от ФОЖ возрастает. Кроме того, необходим предварительный комплекс лабораторных и промысловых исследований с целью выявления возможных негативных процессов - выпадения АСПО, отложения солей, выноса материала коллектора из скважины, разрушения обсадной колонны, интенсификации заколонных перетоков, подтягивания подошвенных вод и образования конуса воды. Необходим учёт возможностей имеющегося глубинно-насосного оборудования, изменения межремонтного периода эксплуатации скважин. 1.3. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи Мировой и отечественный опыт эксплуатации нефтяных месторождений указывает на актуальность проблемы изоляции водопритока, так как ежедневно в мире добывается порядка 33 млн. м3 воды вместе с каждыми 12 млн. м3 нефти. Основной причиной отбора больших объемов попутной воды, которая закачивается через нагнетательные и отбирается через добывающие скважины, не производя полезной работы по нефтевытеснению, является неравномерное обводнение продуктивных пластов, вызываемое прорывом воды по наиболее высокопроницаемым участкам. В этой связи, первоочередными задачами являются селективная изоляция обводненных пропластков и ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние, подошвенные воды). Общей стратегией решения проблемы водоизоляции является выбор правильной последовательности действий на основании анализа причин водопроявления / 56 /. В арсенал существующих на сегодняшний день приемов входят как относительно простые и недорогие решения - механические и химические методы, так и затратные варианты, в част 34 ности, повторное заканчивание скважин. Выбор оптимального варианта технологии в каждом конкретном случае осуществляется с учетом геолого-физических особенностей строения пласта-коллектора, свойств пластовых флюидов, причин водопроявления и т.д. При решении проблемы необходимо опираться на имеющийся комплекс информации и доступные технические решения либо их комбинации. При этом возможны варианты, когда экономически более целесообразно прекратить эксплуатацию скважины, чем нести большие затраты на проведение мероприятий по ликвидации водопроявлений. Превалирующими факторами при принятии решений должны быть минимизация риска и затрат при быстрой окупаемости. Наиболее рентабельными являются технологии селективной изоляции водопритока, воздействующие только на водонасыщенные интервалы нефтена-сыщенного коллектора и сохраняющие проницаемость пласта для нефти.
Методика расчета коэффициента охвата сеткой скважин с использованием геолого-стохастических моделей
Для оценки коэффициента охвата пласта сеткой скважин проводилось стохастическое моделирование пластов по известным апробированным методикам. Для каждого пласта выбирались характеристики геологической неоднородности, значения которых зависят от типа осадконакопления и определяются из статистического анализа соответствующих параметров широкого спектра объектов разработки Западной Сибири. С учетом значений всех основных параметров (прерывистость, характерные размеры и конфигурация песчаных тел, коэффициент песчанистости) по общепринятым методикам строились геостохастические модели различных объектов разработки.
Для того чтобы охватить практически все типовые месторождения нефти и газа Юганского региона были проведены расчеты для различных типов осадконакопления -мелководно-морских шельфовых, мелководно-морских склоновых, отложений турбиди-тов, флювиальных отложений, континентальных и переходных отложений. Например, мелководно-морские шельфовые отложения характерны для пласта БСб Тепловского месторождения, пластов БСі - БС5 Усть-Балыкского месторождения; мелководно-морские склоновые — для нижней части пласта БСю Мамонтовского и Южно-Балыкского месторождений, пласта БС4.5 Приразломного месторождения; отложения турбидитов составляют основу пласта АС12 Приобского месторождения, пластов ачимовской толщи; флюви-альные отложения - пластов ЮС і Киняминского, Угутского месторождений; континентальные и переходные отложения характерны для зоны пластов юрской системы тюменской и георгиевской свит. Каждый из рассмотренных типов осадконакопления характеризуется своими особенностями геологического строения, коэффициентом песчанистости и прерывистостью.
На полученные модели пластов накладывались сетки скважин различной плотности, по ним производился подсчет дренируемых и недренируемых объемов, из которых находился коэффициент охвата пласта сеткой скважин. Зависимость коэффициента охвата пласта сеткой скважин от плотности скважин для различных обстановок осадконакопления представлена на рисунке 2.5. Как видно из рисунка 2.5, плотность сетки скважин
является принципиальным параметром, определяющим Кохв. Для сильно прерывистых
месторождений, например характеризующихся континентальным и переходным типами осадконакопления, даже при расстоянии между скважинами 500 м (пятиточечная система разработки) коэффициент охвата не превышает значения 0,5.
В данном случае изменение коэффициента охвата рассчитывается аналитически на основании формулы:
=( %} . (2.1)
где, Кохв (/) - функция коэффициента охвата в зависимости от плотности сетки скважин (расстояния между скважинами);
Ml
Обстановки осадконакопления:
- мелководно-морские шельфовые отложения;
- мелководно-морские склоновые отложения;
- турбидиты, флювиальные отложения;
- континентальные и переходные отложения.
Рисунок 2.5 - Зависимость коэффициента охвата пласта сеткой скважин от плотности скважин для различных обстановок осадконакопления
Дг - эффективное увеличение плотности сетки скважин вследствие проведения ГРП. В первом приближении эту величину можно брать близкой к величине полудлины трещины ГРП.
На рисунке 2.6 показан прирост Кохв за счет проведения ГРП для мелководно-морских шельфовых, мелководно-морских склоновых и турбидитных отложений, рассчитанный по второй методике.
Следует отметить хорошее совпадение результатов расчетов для пласта БС4 При-разломного месторождения (мелководно-морские склоновые отложения), выполненных на реальных моделях пласта, с результатами расчетов на геостохастических моделях, как для зависимостей Кохв. от плотности сетки скважин, так и для значений прироста Кохв. при проведении ГРП. Для выбранных полудлин трещин ГРП прирост Кохв в обоих случаях составляет около 2 %.
При расчете извлекаемых запасов, вовлекаемых в разработку при применении технологии ГРП, за счет возможности разбуривания низкопродуктивных зон (не рентабель Расстояние между скважинами, м Рисунок 2.6 - Прирост Кот за счет проведения ГРП для мелководно-морских шельфовых (красный), мелководно-морских склоновых (синий) и турбндитных (черный) отложений ных для разработки без применения ГРП) необходимо определить рентабельные толщины для бурения скважин при применении ГРП и без него. Эта задача решалась аналитически. Основным экономическим показателем для определения предельных рентабельных толщин при бурении новых скважин является накопленный дисконтированный поток денежной наличности - (NPV- Net Present Value). Предельно рентабельной является такая толщина, при которой NPV за срок амортизации скважины принимает нулевое значение. Это означает, что все затраты, связанные с бурением, обустройством и дальнейшей эксплуатацией скважины, полностью компенсируются за счет продажи добытой за это время из скважины нефти. NPVопределяется как сумма годовых экономических эффектов за расчетный период. Соизмерение разновременных экономических показателей осуществляется путем приведения (дисконтирования) их к ценности на момент бурения скважины. Норму дисконтирования D обычно принимают на уровне среднего банковского процента по депозитам. В итоге для расчета NPV используется следующая формула: A - ежегодные амортизационные отчисления; Кап — капитальные затраты по вводу скважины в эксплуатацию (бурение, обустройство, ГРП, интенсификация); Та - расчетный период, равный сроку амортизации основных фондов (15 лет). Определение отдельных величин формулы (2.1) приведено ниже.
Основные показатели интенсификации добычи нефти путём ФОЖ на месторождениях Юганского региона
На месторождениях нефти и газа Западной Сибири, в частности, объектах Юган-ского региона, форсированный отбор жидкости (ФОЖ) применяется достаточно давно. Однако, подробный анализ проведенных мероприятий, за исключением единичных работ / 51 /, в литературе отсутствует. В данной главе мы попытались восполнить этот пробел и осветить некоторые аспекты, а также наметить направления более эффективного использования этого метода повышения текущего и конечного КИН, основанного на оптимизации давления на забое добывающих скважин.
В этой связи были исследованы скважины, интенсификация которых путём ФОЖ была произведена в период с начала 2001 г. по 30.04.2003 г. Поскольку на многих скважинах проводилось несколько интенсификации, расчет эффекта по таким скважинам проводился суммой по базе от первой обработки. Расчеты проводились по каждой скважине в отдельности, согласно утвержденной методики, позволяющей оценивать и разделять дополнительную добычу нефти от проведения ГТМ по трем основным характеристикам работы скважины - коэффициенту эксплуатации, дебиту жидкости и обводнённости добываемой продукции.
Технологическая эффективность ГТМ, как и ранее (глава 2 настоящей работы) определялась как дополнительная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта (приращения извлекаемых запасов нефти), путем сравнения фактических показателей с расчетными (базовыми), которые были бы характерны для базового метода разработки объекта (т.е. для метода разработки, используемого до проведения ГТМ). Базовые показатели вычислялись на основе подбираемой математической модели, учитывающей взаимосвязь между величинами накопленных отборов нефти и жидкости (характеристики вытеснения).
Основные показатели интенсификации добычи нефти на месторождениях Юганского региона, на которых проводились мероприятия по форсированному отбору жидкости из скважин, приведены в таблице 3.1. Из представленных данных видно, что наибольшее количество интенсификации было произведено на Мамонтовском (пласт БС), Мало-Балыкском (БСі8), Приразломном (БСД Усть-Балыкском (БСю) и Южно-Сургутском (БСю) месторождениях. По всем этим объектам наблюдается значительный прирост извлекаемых запасов, причем наибольший эффект, как суммарный, так и средний на одну сква жину, получен на Приразломном месторождении (пласт БС4). Всего за период 2001 - 2003 гг. на месторождениях региона было проведено 1230 операций по интенсификации добычи нефти путём ФОЖ, в результате прирост извлекаемых запасов составил 4,557 млн. т.
Лишь на незначительном количестве объектов (Тепловское BCs, Ефремовское БСц, Мамонтовское АС5-б БСютсгь Правдинское БС9, Северо-Салымское АСц, Восточно-Сургутское Ю] месторождения) имеет место потеря извлекаемых запасов. Суммарное уменьшение запасов по этим объектам составляет 146 тыс.т. Следует отметить, что на этих объектах было интенсифицировано от 2 до 14 скважин, т.е. незначительная доля от всего фонда скважин. Такая выборка не может рассматриваться как репрезентативная, следовательно, даже для этих объектов нельзя сделать вывод об отрицательном влиянии оптимизации забойных давлений на КИН. Кроме того, опережающий рост обводненности продукции может быть объяснён водонефтяным характером залежей, в частности, для Тепловского (пласт BCg), Ефремовского (БСц), Мамонтовского (АС5-6), Правдинского (БС9), Восточно-Сургутского (ЮСі) месторождений.
Количество остановленных после проведения интенсификации скважин путём ФОЖ незначительно и составляет 1 - 7 % от интенсифицированного фонда. Следовательно, проведение подобных мероприятий не приводит к увеличению аварийности на скважинах. На каждом объекте имеет место определенное количество низкоэффективных интенсификации, приведших к быстрому обводнению и (или) остановкам скважин. В среднем, интенсификация каждой третьей скважины приводит к потере извлекаемых запасов, но суммарный эффект по всему объекту, как правило, положителен.
Таким образом, проведение мероприятий по форсированному отбору жидкости из добывающих скважин положительно сказывается на текущей и конечной нефтеотдаче пластов, о чём свидетельствует объём дополнительно добытой нефти.
Исследования последних лет показали, что при повышенных депрессиях в пласте, вместо капиллярной пропитки вследствие струйного характера течения жидкости в коллекторе и его хаотичности, реализуется режим «губки», при котором колебания порового давления и соответствующая этому деформация коллектора приводят к выжиманию наиболее подвижной фазы из низкопроницаемых слоев и прослоев в высокопроницаемые слои в период снижения давления. При его повышении происходит выдавливание наиболее подвижной фазы из высокопроницаемых слоев и прослоев в низкопроницаемые. На поздних стадиях разработки залежей, когда высокопроницаемые слои обводнены, это способствует вытеснению нефти из низкопроницаемых слоев, поскольку в высокопроницаемых слоях подвижна в основном вода, а в низкопроницаемых нефть / 611.
Величина обводненности, при которой следует осуществлять форсированные отборы жидкости, зависит от текущей экономической оценки и для разных месторождений неодинакова, но в среднем составляет 60 - 70 %. ФОЖ на скважинах с такой обводненностью менее рискован с точки зрения снижения КИН в результате прорыва воды по высокопроницаемым пропласткам, негерметичности колонны и т.д.
Для выявления влияния геолого-физических характеристик объектов разработки на эффективность проведения интенсификации путём ФОЖ была проанализирована общая динамика обводненности интенсифицированных скважин до и после увеличения дебита жидкости для различных пластов - АС, БС и ЮС, находящихся на различных стадиях разработки (рисунки 3.1 - 3.3). Из рисунков 3.1 - 3.3 видно, что динамика обводнённости скважин с ФОЖ различна. На месторождениях, характеризующихся высокой обводненностью до интенсификации, темп обводнения не изменяется, либо обводненность падает.
Комплексное применение ФОЖ и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Южно-Сургутском месторождении
В качестве объектов для комплексного применения интенсификации отбора жидкости и физико-химических МУН с целью повышения эффективности разработки Южно-Сургутского месторождения были выбраны объекты, относящиеся к пластам БСю-і и БСю-2- Критерии выбора участков для комплексной интенсификации практически не отличались от изложенных в предыдущем разделе для пластов БСю и БСц Ефремовского месторождения, в связи с чем в данном разделе не приводятся.
Анализ геолого-физических характеристик продуктивных коллекторов, выбранных для обработки, показал, что в данном случае более эффективным агентом для проведения физико-химического воздействия может стать полимерногелевый состав Темпоскрин (ПГС Темпоскрин), представляющий собой радиационно-сшитый полиакриламид, который при растворении в воде образует зернистый гель с повышенными реологическими свойствами. Темпоскрин используется в нефтедобыче для изоляции высокопроницаемых обводненных пропластков и создания фильтрационных сопротивлений в продуктивном пласте малообъемными оторочками (100 - 300 м3 на нагнетательную скважину). Наряду с
ПГС Темпоскрин для физико-химического воздействия были использованы и другие сшитые полимерные системы (СПС).
Выбранные для обработки участки Южно-Сургутского месторождения характеризуются высокой расчлененностью и неоднородностью как по разрезу, так и по площади, а также невысокими продуктивными толщинами пропластков. Обработка ПГС Темпоскрин осуществлялась 3 - 4 раза через 6 - 8 месяцев, причём на участке применения ПГС Темпоскрин было интенсифицировано 183 скважины, на участке применения других СПС - 92 скважины.
Сопоставление динамик добычи жидкости, нефти, а также изменения обводнённости и водонефтяного фактора, представленное на рисунках 4.10 - 4.12, показало, что комплексное воздействие более эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов, поэтому с повышением степени выработки запасов необходимо увеличивать объем закачиваемого полимерно-гелевого состава.
- Характеристики работы участка пласта БСю-1 Южно-Сургутского месторождения после комплексной интенсификации
Технология комплексного применения интенсификации отбора жидкости и физико-химических МУН с целью повышения эффективности разработки объектов Юганского региона была использована и на ряде других месторождений - Мамонтовском (пласты BCg, БСю, БСц), Тепловском (БС6 и БС8), Ефремовском (БСю, БСц), Южно- Сургутском
Объемы внедрения комплексного воздействия на объектах БС 5-12 Юганского региона месторождений за период 1999 - 2003 гг. приведены в таблице 4.3.
Общее количество скважино-операций по комплексному применению интенсификации отбора жидкости и физико-химических МУН с целью повышения эффективности разработки месторождений Юганского региона составило, таким образом, 1827. Технологическая эффективность комплексного воздействия на объекты БС 6-12 Юганского региона месторождений за период 1999 - 2003 гг. приведена в таблице 4.4.
Необходимо отметить, что комплексной интенсификации был подвергнут, как вы-сокообводнённый, так и низко- и среднеобводнённый фонд месторождений. Из данных таблицы 4.4 видно, что большинство обработок были успешными, а потери, связанные с ростом обводнённости и выводом скважин в бездействующий фонд, незначительны по сравнению с приростом добычи, что свидетельствует о высокой технологической и экономической эффективности комплексного метода воздействия на пласт с целью повышения эффективности разработки.
На основании проведённых исследований по анализу эффективности применения на месторождениях Юганского региона ГТМ, повышающих эффективность разработки, -ГРП, ФОЖ, комплексной технологии (сочетание ФОЖ и потокоотклоняющих технологий), разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.
Похожие диссертации на Системное применение методов интенсификации добычи нефти
