книги / Проектирование и оптимизация энергосберегающих технологий при эксплуатации нефтегазопромысловых систем

Существующие гидродинамические и математические модели позволяют определять энергозатраты для различных вариантов разработки нефтяных пластов, включая заводнение с применением различных технологий, регулирующих фильтрационное сопротивление промытых зон.

Проблема снижения непроизводительных затрат на перемещение воды по пласту технологически может быть решена увеличением охвата пластов заводнением. Эффективность повышения нефтеотдачи оценивается по значениям: коэффициента охвата пласта заводнением ηзав и коэффициента вытеснения нефти водой из пористой среды ηвыт.

Гидродинамические методы регулирования разработки заводнением являются наиболее апробированными и распространенными на нефтяных месторождениях. Механизм их воздействия основывается на увеличении охвата не вовлеченных в разработку участков продуктивных пластов, но при обводненности более 80 % эффективность методов резко снижается (табл. 3) [14].

			Таблица 3
			Условие надежного
	Метод воздействия	Механизм воздействия	применения метода
	на пласт	на пласт	при обводненности
			продукции, %
	Избирательное заводнение	Повышение охвата дрени-	До 75–85
		рованием
	Очаговое заводнение	То же	До 75–85
	Повышение давления на-	Увеличение градиента дав-	До 75–85
	гнетания	ления
	Изменение направления	Повышение охвата дрени-	До 75–85
	фильтрационных потоков	рованием
	Циклическиезакачкаиотбор	Изменение градиента пла-	70–80
		стового давления
	Форсирование отбора жид-	Увеличение градиента дав-	75–80
	костей из пласта	ления
	Выделениепластоввотдель-	Уменьшение влияния неод-	Не ограничен
	ныйобъектэксплуатациипо	нородности пластов
	коллекторскимсвойствам
		Увеличениеградиентадавле-
	Уплотнение сетки скважин	ния, переносфронтавытес-	Не более 80–90
		нения, интенсификацияотбо-
		ражидкостиизпластаидр.
			71

Одним из эффективных методов увеличения КИН является нестационарное заводнение, применяемое для изменения направления фильтрационных потоков, что позволяет вовлечь в разработку невыработанные запасы – «целики» нефти и снизить темпы обводнения залежей в карбонатных и терригенных коллекторах [11, 35]. Распространенной технологической реализацией нестационарного заводнения является использование циклических режимов работы нагнетательных скважин.

Современное состояние методов и средств математического моделирования процессов разработки позволяет спрогнозировать эффект от применения циклического заводнения, определить оптимальные режимы работы добывающих и нагнетательных скважин и избежать нежелательных явлений при внедрении нестационарного заводнения.

Нестационарное воздействие приводит к возникновению градиента давления между высоко- и низкопроницаемыми прослоями, что способствует внедрению воды в прослои и зоны с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и их подключению в активную разработку [22].

Наиболее эффективным является вариант с одновременной остановкой нагнетательных и нерентабельных высокообводненных добывающих скважин, что позволяет без изменения режимов работы оставшихся нагнетательных скважин не снижать пластовое давление.

Основной эффект от применения метода нестационарного заводнения на поздней стадии разработки месторождений заключается в значительном ограничении отборов воды.

При поддержании пластового давления в залежи необходимо проводить анализ взаимодействия скважин. Это дает возможность увеличить воздействие на добывающие скважины и, как следствие, повысить дебиты нефти и снизить непроизводительную закачку.

Путем анализа взаимовлияния пар соседних скважин и определения направлений, по которым взаимодействие отсутствует, можно выявить или оконтурить застойные зоны [10]. Это

72

особенно важно для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на поздней стадии разработки.

Если зоны потенциального влияния нагнетательных скважин накладываются одна на другую, то это результат недостаточно рационального размещения нагнетательных скважин [20]. Дополнительным фактором, подтверждающим избыточность нагнетания воды, является высокая обводненность значительной части добываемой продукции.

Совместная работа нагнетательных скважин приводит в области наложения зон их влияния к повышению пластового давления. В таких условиях необходимы рекомендации по отключению части этих скважин и переводу оставшихся скважин на нестационарный режим работы.

В настоящее время применяются методы повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами, предусматривающие сочетание длительных воздействий на пласт упругими колебаниями одновременно через забой нагнетательных и добывающих скважин в поле нестационарного заводнения, а при необходимости – и вибросейсмического воздействия с поверхности [19].

Нестационарное заводнение включает в себя периодические изменения режимов работы нагнетательных, а в общем случае – и части добывающих скважин. В комплексе с упругими колебаниями оно способствует снижению необходимых для достижения порогового уровня мощностей забойных волновых генераторов, так как создает фоновое знакопеременное поле давления, в котором породы пласта в межскважинном пространстве испытывают чередующиеся сжатия-растяжения. Воздействие упругими колебаниями с относительно малой интенсивностью в поле нестационарного заводнения может служить своеобразным «спусковым крючком», влияющим на изменение фильтрационных процессов в пористых средах, структурно-механического состояния породы пласта и насыщающих его компонентов. В результате присущие циклическому заводнению эффекты капиллярной пропитки и изменения направления фильтрационных

73

потоков интенсифицируются и дополняются включением через активизированные зоны деструкции и трещины в процесс фильтрации слабодренируемых и застойных, а также гидродинамически изолированных ранее полей, что обеспечивает синергетический эффект [19].

Особо стоит выделить карбонатные коллекторы, так как на них в Пермском Прикамье приходится более половины запасов нефти.

Практически все карбонатные пласты, выявленные на разрабатываемых нефтяных месторождениях Урало-Поволжья,

вцелом являются по своему типу трещинно-поровыми коллекторами [30]. Особенность их состоит в том, что основная часть нефти содержится в порах блоков, а перенос жидкости происходит по трещинам [17].

Основной причиной различия трещинно-поровых и поровых коллекторов по динамике обводнения добываемой продукции, расходу воды на вытеснение нефти, коэффициентам извлечения нефти, охвата и вытеснения является наличие в трещиннопоровых коллекторах широко развитых систем трещин, рассекающих массив слагающих коллектор пород на отдельные блоки матрицы разных размеров. Система трещин, имеющая низкую пористость, в основном исполняет роль транспортных каналов доставки нефти к забоям скважин. Рассеченность коллектора на автономные блоки матрицы инициирует в коллекторе особый механизм вытеснения нефти из блоков в трещины. В общем случае этот механизм представляет комбинацию

втом или ином соотношении двух главных элементов: фронтального гидродинамического вытеснения и капиллярного замещения (пропитки). В зависимости от размеров, пористости и проницаемости блоков матрицы, проницаемости трещинной системы, охвата объема коллектора трещинноватостью, степени раскрытости трещин (пластового давления в залежи) и целого ряда других факторов индивидуальный вклад каждого из элементов комбинированного механизма перемещения нефти из блоков матрицы в трещины может изменяться от 0 до 1 [30].

74

При работе системы скважин, когда значительные градиенты давлений существуют в большей части межскважинного пространства, действие инерционных сил приводит к значительным энергетическим потерям и снижению давления в трещинном пространстве коллектора [47]. Это, в свою очередь, инициирует переток жидкости из пористых блоков в систему трещин.

Результаты экспериментов по лабораторным исследованиям продуктивных пластов месторождений Республики Удмуртии и Пермского края показали, что в карбонатах башкирского яруса проницаемостью от 0,038 до 0,29 мкм2, содержащих нефть вязкостью от 6,5 до 14 мПа·с, коэффициент вытеснения нефти при оптимальных темпах заводнения составляет в среднем 0,64±0,02, остаточная нефтенасыщенность находится в пределах 26,8±1,3 % [49]. При темпе заводнения, в 2 раза меньшем оптимального или превышающем его в 1,3–1,5 раза, остаточная нефтенасыщенность существенно возрастает.

Вболее узком диапазоне проницаемости (0,03–0,06 мкм2) средний коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,63±0,01, остаточная нефтенасыщенность – 27,4±0,7 %. Максимальный коэффициент вытеснения нефти водой из низкопроницаемых карбонатных пород (0,006–0,010 мкм2) превышает 0,56, остаточная нефтенасыщенность равна 28,9 %.

Вкарбонатных коллекторах башкирского и турнейского ярусов, песчаных коллекторах девона и бобриковского горизонта оптимальные темпы заводнения предварительной оценке не поддаются.

Карбонаты башкирского яруса проницаемостью 0,01– 0,02 мкм2 и ниже не охватываются заводнением при совместной разработке с пластами, проницаемость которых выше в 15 раз и более.

Полнота извлечения нефти из карбонатов башкирского яруса зависит от темпа заводнения. При скорости движения жидкостей, отличающейся от оптимальной, коэффициент вытеснения нефти снижается, остаточная нефтенасыщенность возрастает.

75

Влияние темпа заводнения на относительные фазовые проницаемости для нефти и средние водонасыщенности в момент прорыва воды и на фронте вытеснения одинаково. С увеличением темпа заводнения эти показатели повышаются, с превышением оптимального темпа – снижаются.

Доля воды в потоке жидкости в поровом пространстве с увеличением темпа заводнения до оптимального снижается, с превышением – возрастает.

Наряду с периодической работой нагнетательных скважин в таких коллекторах возможно временное (для усиления воздействия) отключение и добывающих скважин. Промысловый эксперимент подтверждает эффективность такого периодического гидродинамического воздействия [17].

Повышение охвата пластов воздействием осуществляется с помощью методов увеличения нефтеотдачи (МУН), основанных на увеличении вязкости нефтевытесняющего агента, фильтрационных сопротивлений обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора [14, 16].

Наиболее широко используемым на месторождениях России методом, основанным на увеличении вязкости, является полимерное заводнение, которое способствует увеличению коэффициента охвата пласта в процессе вытеснения нефти благодаря снижению соотношения подвижностей воды и нефти. Полимерное заводнение применяется также в сочетании с другими МУН: полимерно-щелочными, использованием полимеров с ПАВ, термополимерным заводнением и др.

Под действием полимерно-дисперсных сред (ПДС) в продуктивном пласте перераспределяются фильтрационные потоки как по разрезу, так и по площади залежи, подключаются в процесс разработки неработающие прослои, т.е. увеличивается охват пласта заводнением и повышается конечный КИН на 1,5– 5 % [14, 60]. Данные технологии основаны на увеличении охвата пластов заводнением без установки дополнительных энергетических мощностей, они позволяют извлечь максимальное количество дополнительной нефти на единицу закачанного в продуктивный пласт объема воды.

76

На основе математической модели [14] рассчитаны варианты эксплуатации пласта без воздействия и с воздействием ПДС с изменением фильтрационного сопротивления в центре элемента. Использование ПДС не только уменьшает время разработки, но и снижает энергетические затраты в целом на 11 % при одном и том же конечном КИН. Объем закачиваемой при этом воды уменьшается

с1,9 до 1,1 порового объема. Перераспределяются энергозатраты на перемещение каждой жидкости: затраты на перекачивание воды снижаются на 18,7 %, а полезная работа по перемещению нефти возрастает на 21,7 %. Последнее обусловлено более высоким темпомотборанефтиизпластаисокращениемвремениразработки.

Вкарбонатных коллекторах использование различных полимеров в одних и тех же условиях дает довольно близкие результаты [8]. Объем дополнительно добытой нефти определяется лишь эффективностью работы оторочки раствора полимера до завершения безводного периода вытеснения нефти. После прорыва воды, нагнетаемой вслед за раствором полимера, оторочка перестает оказывать заметное влияние на эффективность процесса. Основными негативными факторами, снижающими технологический эффект от применения раствора полимера, являются высокая проницаемость карбонатных пород, связанная с наличием в структуре порового пространства крупных каналов фильтрации, образовавшихся при выщелачивании кальцита, и резкое снижение скорости фильтрации оторочки. При малой скорости фильтрации гидравлические сопротивления полимерных растворов не отличаются от сопротивлений ньютоновских жидкостей.

Исследование зависимостей для относительных фазовых проницаемостей свидетельствует о том, что нагнетание раствора полимера с целью создания в пласте оторочки всегда снижает подвижность воды и нефти.

Наряду с полимерным в карбонатных коллекторах применяется щелочное заводнение. Технологическая эффективность метода достигается за счет взаимодействия пластовых жидкостей

снагнетаемым реагентом и соизмерима с прогревом пластов в зоне вытеснения и отбора до 80 °С и более [8]. Характер смачиваемости поверхности карбонатных пород при действии ще-

77

лочи практически не изменяется. Дополнительные энергозатраты при щелочном заводнении намного ниже, чем при термическом воздействии. Эффект от нагнетания раствора каустической соды наблюдается во всем диапазоне изменения фильтрационных характеристик пород исследованных объектов разработки.

Кроме того, стоит отметить, что технологически эффективно применение обратных эмульсий, дисперсионной фазой которых является гексановая фракция, для выравнивания профиля приемистости на месторождениях с повышенной водонасыщенностью продуктивных пластов [45].

Теоретическими и промысловыми исследованиями подтверждено, что ограничение движения воды в обводненных зонах коллектора физико-химическими МУН с применением водоизолирующих химических реагентов и других материалов является эффективным средством увеличения охвата пластов

воздействием, конечного КИН, снижения	энергопотребления
и нагрузки на окружающую среду.
При физических методах воздействия	увеличение охвата

и коэффициента вытеснения достигается путем изменения структуры пород и реологических свойств пластовых жидкостей. Это обеспечивается применением акустических, виброволновых, вибросейсмических, тепловых методов, методом гидроразрыва пластов, воздействием электрических и магнитных полей.

При регулировании забойного давления, мощности и частоты излучателя электромагнитных волн (ЭМВ) возможно управление температурным режимом пласта и отбором флюидов с учетом приемистости скважин и возможных перепадов давлений в пласте [58]. Эффективность электромагнитного воздействия на пласт значительно повышается одновременной закачкой растворителя. Это позволяет использовать энергию, теряемую при распространении ЭМВ в межтрубном пространстве скважины, а нежелательные высокие значения температуры на забое скважины уносятся в глубь пласта, распределение температуры становится более равномерным. При этом можно получить любые желаемые значения температуры, достаточные для расплавления твердой фазы в нефти, если она имеется, или для достижения достаточно малого значения вяз-

78

кости флюида, если он при первоначальной температуре пласта малоподвижен [58].

Микробиологические МУН комплексно воздействуют на пласт: ограничивается движение вод по пласту блокированием промытых зон микроорганизмами и осуществляется доотмыв нефти продуктами их жизнедеятельности, что обеспечивает повышение КИН.

В табл. 4 обобщены геолого-физические характеристики коллектора, благоприятные для успешного применения некоторых технологий увеличения КИН и снижения энегозатрат,

атакже факторы, неблагоприятные для их применения [41].

Таблица 4

	Благоприятные (пластовые) условия
	Общая	Нефте-	Прони-	Вяз-	Ко-	Коэф-
Техно-	нефте-	насыще	цае-	кость	эффи-	фици-	Неблагоприятные
	насы-	нность,	мость,	неф-	циент	ент
логии	щенная	%	103 мкм2	ти,	пес-	рас-	условия
	толщи-			мПа·с	чани-	члене
	на, м				стости	н-
						ности
Гидро-	≥ 1,0	≥ 30	≥ 10	≤ 500	Не	Не
дина-			(для		имеет	имеет
миче-			ФОЖ		зна-	значе-	–
ские			≥ 100)		чения	ния
методы
Потоко-	≥ 3,0	≥ 30	≥ 20	≤ 1000	< 0,7	> 2	1. Для большинства
откло-							технологий высокая
няющие							минерализация воды (до
техно-							250 г/мл) и содержание
логии							ионов Са2+, Mg2+.
							2. Длябольшинстватех-
							нологийвысокаятемпе-
							ратура(выше100 °С,
							иногдадо200 °С).
							3. Однородные хорошо
							выдержанные пласты.
							4. Пласты с малоразли-
							чающимися по прони-
							цаемости прослоями.
							5. При значительной
							доле (больше 20 %)
							высокопроницаемого
							прослоя в общей эффек-
							тивной толщине пласта
П р и м е ч а н и е : ФОЖ – форсированный отбор							жидкости.
							79

В табл. 5 приведены геолого-физические и технологические условия и соответствующие им рекомендуемые технологии, позволяющие повысить степень выработки запасов [41].

Формирование барьеров повышает охват пластов заводнением и способствует вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти, сопровождается снижением обводненности скважин и продлевает время активной эксплуатации месторождения с повышением КИН.

Таблица 5

		Нестацио-	Форсиро-	Потоко-	Поли-
	Условия	нарное за-	ванный	отклоняю-	мерное
		воднение	отбор жид-	щие техноло-	заводне-
			кости	гии	ние
	Низкопроницаемые моно-	++	++	0	–
	литные пласты
	Зонально неоднородные	+	+	+	0
	пласты
	Низкопроницаемые высоко-	++	++	0	0
	расчлененные пласты
	Высокопроницаемые высо-	+	+	+	+
	корасчлененные пласты
	Газовые шапки	0	–	+	0
	Водонефтяная зона	+	+	+	+
	Карбонатные коллекторы	+	+	+	+
	Пласты малой толщины	+	+	0	0
	Тупиковые зоны и целики	+	+	+	+
	нефти
	Загрязненная призабойная	0	0	0	0
	скважина
	Разряженная сетка скважин,
	нерациональная система	+	+	+	0
	размещения скважин
	Высоковязкие нефти	+	+	+	+
	Малые по запасам объекты	+	+	0	–
	(залежи)
	Населенные пункты, водо-
	охранные зоны, санитарно-	0	+	0	–
	защитные зоны

П р и м е ч а н и е : «+» – технология рекомендуется; «0» – использование технологии возможно, но не предпочтительно; «–» – технология не рекомендуется илинизкоэффективна; «++» – технологиярекомендуетсясовместносГРП.

80