Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 18.1. Классификация методов увеличения нефтеотдачи по механизму воздействия

5.Волновые методы (гидравлические и поверхностные вибраторы, иплозия, акустическое воздействие).

6.Микробиологическое воздействие (закачка в скважины штаммов специальных бактерий с питательной средой).

7.Электровоздействие.

8.Ядерные взрывы.

18.1.ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Согласно общероссийскому стандарту «Методическое руководство по определению эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи», по технологии осуществления и степени воздействия эти методы делятся на две группы.

Группа 1. К этой группе относятся простые по технологии реализации и более слабые по эффективности методы; методы нестационарного заводнения без изменения системы разработки с участием как добывающих, так и нагнетательных скважин.

При реализации нестационарного (циклического) заводнения предусматривается самостоятельная программа работы по категориям скважин.

231

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По нагнетательным скважинам программа включает: повышение давления нагнетания; циклический режим работы (увеличение, уменьшение,

прекращение закачки в периодическом режиме); перераспределение расходов закачиваемой воды по

группам скважин для изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП);

избирательную закачку воды в низкопроницаемые разности пластов;

одновременно раздельную закачку воды в разные пласты;

воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП) (ГРП, волновые воздействия, гидроимпульсное воздействие, поинтервальный СКО и т.д.).

По добывающим скважинам:

изменение темпов отбора пластовой жидкости по отдельным скважинам и по группам скважин;

форсированный отбор пластовой жидкости; циклическую работу как отдельных скважин, так и

групп (пуск, временная остановка отдельных скважин);

одновременно раздельную эксплуатацию скважин в многопластовых объектах разработки;

оптимизацию перепадов между пластовым и забойным давлением;

изоляционные работы; системную обработку ПЗП (ГРП, дострел, перестрел,

волновое и акустическое воздействие и др.).

Группа 2. Методы этой группы предусматривают изменение системы разработки и размещения скважин с целью вовлечения в эксплуатацию ранее недренируемых и слабодренируемых запасов нефти.

Эта группа методов включает: очаговое заводнение;

перевод скважин с одного объекта на другой; барьерное заводнение.

К объектам гидродинамического воздействия относятся части пласта, отделенные от других частей естественными (литологическими, тектоническими и т.д.) или искусственными границами (блоки блоковой системы заводнения, линзы), самостоятельные участки, подгазовые и

232

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ВНЗ, отделенные от чистонефтянных и чистогазовых рядами нагнетательных скважин.

Циклическое заводнение. Один из методов заводнения циклическое заводнение был предложен М.Л. Сургучевым и В.А. Бочаровым. Идея метода возникла по результатам анализа разработки Новостепановского участка Калиновского месторождения. Было установлено, что динамика показателей разработки пластов, где применялось заводнение, корреспондировалась с остановками (по техническим причинам) и пусками в работу насосов системы ППД. Отмечалось увеличение добычи нефти после прекращения закачки воды. Как показал анализ, одним из основных элементов механизма нефтеотдачи являлась капиллярная пропитка низкопроницаемых блоков водой из трещин. В последующем метод ЦЗ применяли на Ромашкинском месторождении, в Западной Сибири и других районах.

К технологическим параметрам циклического заводнения относятся следующие.

1. Относительная амплитуда колебаний расхода нагнетательной воды

b	Qiç Qç	1,	(18.1)
	Q
	ç

ãäå Qiç минимальный или максимальный уровни закачки в зависимости от фазы ЦЗ; Qç средний темп нагнетания; i номер цикла ЦЗ (i 1, 2, ..., n).

Видно, что для b 1 расход закачиваемой воды следует увеличивать в 2 раза. Обычно b 0,6 1,0.

2. Относительное время начала ЦЗ

		t	,	(18.2)
		kitïð

ãäå t è tïð длительность эксплуатации объекта при заводнении и до момента прорыва воды при обычном заводнении по слою с проницаемостью ki.

Метод ЦЗ начинают применять обычно уже на стадии III разработки месторождения (спустя примерно 10 лет после его ввода в разработку). Для получения максимального эффекта ЦЗ следует начинать в начальной стадии

233

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

разработки, на поздней стадии эффект от ЦЗ практически отсутствует.

3. Коэффициент удержания воды

V1 V2 ,

(18.3)

V1

ãäå V1 объем воды, вошедший в малопроницаемый пласт в полуцикле повышения давления; V2 объем воды, вышедшей из малопроницаемого пласта в полуцикле понижения давления.

Обычно 0,7 0,8.

4. Проницаемость пласта

0,05 kñð 0,6 ìêì2.

5. Степень гидравлической изолированности слоев

площадь непрерывного контакта слоев . общая площадь слоев

ЦЗ является эффективным при 0,4 0,5. 6. Нефтенасыщенность пласта

0,05 Sí 0,75.

Исходные уравнения фильтрации нефти и воды при ЦЗ для двухслойного пласта имеют вид:

p

S

viâ

hi SimiCâ

i mi

i

( 1)iqâ;

(18.4)

t

t

x

p

S

vií

hi (1 Si)Cí

mi

i

( 1)iqí;

(18.5)

t

x

t

v

kkâ(Si) pi ;

iâ

â

õ

v

kkí(Si) pi ,

ií

í

õ

ãäå hi толщина i-ãî ñëîÿ (i 1, 2); Si текущая водонасыщенность; Ñâ, Ñí – коэффициент объемной упругости

234

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

воды и нефти; ði давление жидкости в i-ì ñëîå; t продолжительность цикла.

При построении модели двухслойного пласта определяют математическое ожидание для всей имеющейся выборки значений проницаемости.

M(K) k		hiki	.	(18.6)
ñð		hi

Затем выборку разбивают на два слоя. К первому слою относят разности с проницаемостью выше kñð, а ко второму ниже kñð. Для каждого слоя определяют среднее зна- чение проницаемости, соответственно k1cð è k2cð, причем

K1cð K2cð. Толщины каждого слоя равны h1 è h2. В результате находим:

k1 k1ñð/kcð, k2 k2ñð/kcð.
Относительные толщины слоев будут равны:
Í			h1	;			(18.7)
1	h1		h2
Í			h2			;	(18.8)
2		h1	h2
Í1 Í2 1;							(18.9)
Причем
Í		1 k2		;			(18.10)
1	k1		k2
Í		k1 1			.		(18.11)
2		k1	k2
Åñëè h1 h2, òî k1 k2 2.
Мерой неоднородности является выражение
(k1			1)(1 k2)				(18.12)

Математическая модель ЦЗ для двухслойного пласта была разработана во ВНИИнефти О.Э. Цынковой, и создан программный комплекс «РОТОР».

235

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Критерием нестационарного процесса ЦЗ является относительная частота циклов

l2 1	C ml2 1		,	(18.13)
ð	ð	k

где 2 относительная частота циклов; ð рабочая абсолютная частота колебаний расхода; k/( ) коэффициент пьезопроводности; mC; l расстояние от линии нагнетания до линии отбора; Ñ коэффициент упругости породы и жидкости.

Относительная частота смены циклов 2 обеспечивает завершение распределения пластового давления и достижение максимальных перетоков жидкости по длине пласта.

Длительность полуцикла равна:

		1		2 ;	(18.14)
	ð	t		l2
	t	l2		l2 mC .	(18.15)
		2
				2k

Анализ формулы (18.15) показывает, что чем меньше пьезопроводность пласта, т.е. чем хуже упругая характеристика породы, тем большей должна быть рабочая частота циклов.

Расчетная диаграмма длительности полуциклов ЦЗ в зависимости от расстояния между линиями нагнетания и отбора l, а также пьезопроводности коллектора показана на рис. 18.2.

Расчетная дополнительная добыча нефти Qí äîï от ЦЗ в зависимости от относительного времени начала процесса по ряду пластов месторождений Самотлор, Жетыбай, Шаимское показана на рис. 18.3. Видно, что чем позже начинается ЦЗ, тем меньше прирост в добыче нефти. Положительным фактором является неоднородность пластов. В более неоднородном пласте прирост дебита выше (рис. 18.4).

В настоящее время по многим месторождениям РФ созданы и реализованы программы ЦЗ (Мамонтовское, УстьБалыкское, Западно-Сургутское, Южно-Ромашкинская площадь Ромашкинского месторождения, Трехозерное,

236

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 18.2. Диаграмма определения длительности полуциклов ЦЗ

Рис. 18.3. Эффективность ЦЗ от относительного времени его нача-

ëà :

1, 2, 3 пласты БВ8, ÁÂ2 è ÀÂ4 5 Самотлорского месторождения; 4 месторождение Жетыбай; 5 месторождение Шаимское

237

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 18.4. Зависимость прироста дебита нефти от амплитуды расхода

и показателя неоднородности пластов по проницаемости при ЦЗ.

Показатель неоднородности: 1 1,3; 2 0,5; 3 0,25

Правдинское, Ватинское, Мегионское, Аганское и др.). Технология ЦЗ предусматривается также и в проектных документах, если ее применение оценивается эффективным.

Форсированный отбор жидкости. В настоящее время единого мнения у специалистов по поводу применения метода форсированного отбора нет. Также отсутствует и методика оценки его эффективности. Неоднозначен подход к выбору объектов для форсированного отбора жидкости. Нет ясности и о моменте начала применения метода.

При реализации метода форсированного отбора жидкости в Татарии на Ромашкинском месторождении были получены как положительные, так и отрицательные результаты. Можно лишь констатировать, что положительный эффект чаще наблюдается в приконтурных и переферийных частях залежей, чем в центральных частях.

Положительный эффект был получен на линиях стягивания контуров нефтеносности, в тупиковых зонах.

Есть мнения (д.т.н. Е.В. Теслюк), что идеология метода форсированного отбора не верна, так как речь должна

238

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

идти о выработке запасов из низкопроницаемых разностей слоистого пласта при общей высокой обводненности добываемой продукции.

Из других гидродинамических методов промышленное применение получили только очаговое и барьерное заводнение.

18.2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

ИИХ ХАРАКТЕРИСТИКА

Âсвязи с тем, что в настоящее время основной технологией нефтеизвлечения в мире является заводнение, то, естественно, в первую очередь было целесообразно направить усилия на усовершенствование этого метода разработки.

Эта задача может быть решена с помощью физикохимических методов при использовании активных примесей:

поверхностно-активных веществ (ПАВ); загустителей воды полимеров; диоксида углерода;

мицеллярно-полимерных растворов (МПР).

Âконечном счете достигается снижение остаточной нефтенасыщенности пласта.

Физико-химические методы объединены единой идеей и описываются в рамках единого математического подхода.

Эффект от методов складывается из следующих элементов:

уменьшения поверхностного натяжения на границе фаз; изменения краевого угла смачивания; изменения вязкостных характеристик течения.

Применение ПАВ. Вывод дифференциальных уравнений фильтрации активной примеси (АП) базируется на ряде допущений, а именно: течение одномерное, фильтруется две фазы (нефть и вода), система состоит из не более трех компонентов (Н В АП), жидкости несжимаемые, справедлив закон Дарси, изотермы сорбции зависят от типа АП, гравитационными эффектами пренебрегают.

Рассмотрим случай вытеснения нефти водным раствором ПАВ.

239

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Добавка ПАВ к закачиваемой воде способствует снижению поверхностного натяжения на границе нефть-вода и делает породу более смачиваемой, т.е. гидрофильной. Это позволяет глобулам нефти, находящимся в сужениях поровых каналов, вследствие снижения капиллярного давления, начать двигаться по пласту.

Всем физико-химическим методам присуще явление сорбции активной примеси породой. Это существенно влияет на эффективность вытеснения и технико-экономи- ческие показатели разработки месторождений.

Уравнения фильтрации нефти и воды в пористой среде при использовании водных растворов ПАВ такие же, как и при обычном заводнении. Однако при этом меняются кривые относительных фазовых проницаемостей вследствие изменения остаточной нефтенасыщенности породы (рис. 18.5).

Применение ПАВ при вытеснении нефти из пласта способствует увеличению коэффициента вытеснения âûï:

âûò1	S 1 Scâ ;
	1 Scâ
âûò2	S 2 Scâ .
	1 Scâ

Очевидно, что

âûò2 âûò1 .

(18.16)

(18.17)

(18.18)

Для описания процесса вытеснения нефти водой с добавкой активной примеси необходимо иметь систему диф-

Рис. 18.5. Кривые относительных проницаемостей для нефти и воды при обычном заводнении и закачке раствора ПАВ

240