vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Основная нефтяная залежь на Астохском участке не имеет непосредственной газовой шапки, не смотря на то, что первоначально условия в пласте совпадали с условиями разгазирования, или были близки к ним. На Пильтунском участке газовые шапки представлены во всех пластах, что приводит к наличию многослойной нефтяной оторочки с толщиной слоев 80-280 м. Нефть, как правило, имеет плотность 32е АРI. газосодержание 540-800 ст.куб.фт./ст.барр. и объёмный коэффициент 1.26 пл.барр/ст.барр. Поскольку вязкости нефти и воды в пластовых условиях близки и составляют 0.4-0.6 сП. коэффициенты подвижностей благоприятны для применения метода заводнения.
В 2005 г. на Пилтунском участке была установлена платформа с 45 буровыми окнами на бетонном гравитационном основании. По схеме разработки многопластового Пилтунского участка нефть будет добываться через среднерасположенные нефтедобывающие скважины, а закачка воды будет вестись в скважины вверх и вниз по падению. Закачка воды начнется одновременно с добычей нефти на Пилтунском участке. Буровая установка будет использоваться непрерывно в течение первых 10 лет для бурения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин, а также для спуска инструмента в скважины и наблюдению за поведением пласта.
На обоих участках будет закачиваться подготовленная морская вода, которая будет заменена на пластовую воду посте прорыва воды в скважины, что позволит исключить проблему сброса пластовой воды. Для увеличения приемистости нагнетательных скважин и снижения влияния качества нагнетаемой воды выбрана схема заводнении при давлении выше давления трещинообразования в режиме контролируемого гидроразрыва, что снижает количество нагнетательных скважин и требования к подготовке закачиваемой воды.
Система нагнетания воды спроектирована на темп нагнетания 140000 барр./сут с Астохской платформы и 120000 барр./сут с Пилтунской платформы. Морская вода подвергается фильтрационной очистке и снижению содержания кислорода до 10 частей на млрд. Перед нагнетанием в пласт добываемая вода подготавливается до содержания нефти 200 частей на млн. и подвергаться фильтрационной очистке.
Технологические показатели нагнетания воды на Астохском участке.
Суммарная приемистость всех четырех пробуренных и законченных нагнетательных скважин на Астохском участке после нагнетания в течение двух лет составляет примерно 110000 баррелей воды в сутки. До бурения скважин предполагалось, что суммарный суточный объем нагнетание воды при давлении выше давления трещинообразования в режиме контролируемого гидроразрыва, составит по расчетам 140000 барр./суг. Нагнетательные насосы рассчитаны на нагнетание 140000 баррелей воды в сутки при давлении нагнетания 3500 фн/кв.дюйм. Предполагалось, что при таком давлении нагнетания темп нагнетания воды в отдельных скважинах составит до 45000 барр./сут. Фактический темп нагнетания в одну скважину настоящее время составляет 30000 барр./сут. Хотя пластовые параметры в скважинах, такие, как толщина и проницаемость, близки к расчетным, замеренная приемистость существенно ниже расчетного значения. Таким образом, прирост приемистости за счет создания трещин гидроразрыва менее ожидаемого.
Планы нагнетания воды на Пилтунском участке
Нагнетание воды на Пилтунском участке отличается от нагнетания воды на Астохском участке. Во-первых, с целью уменьшения количества скважин на Пилтунском участке планируется совместно-раздельное нагнетание и совместно-раздельная добыча по всем нефтеносным пластам. Во-вторых, для поддержания пластового давления, снижения добычи газа и ограничения истощения газовой шапки путем создания водного барьера,
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
нагнетательные скважины планируется разместить как вниз по падению на ВНК, так и вверх по падению на ГНК.
Стратегия управления заводнением на Пилтунском участке заключается в контролировании непосредственно источника заводнения, т.е. водонагнетательных скважин. Наблюдение за этими скважинами и возможность контроля за распределением нагнетаемых объемов в различные пласты являются важным условием эффективной оптимизации заводнения.
Контроль за разработкой на Астохском участке.
Во всех нагнетательных скважинах и 8 из 14 добывающих скважинах (одна добывающая скважина была переведена под газонагнетание) Астохского участка установлены постоянные глубинные датчики (ПГД). Датчики дают существенную информацию о пласте, которая позволяет оптимизировать разработку, что особенно важно, принимая во внимание ограниченный сезон добычи, который приводит к закрытию добывающих скважин на 6 месяцев, в течение которых отгрузка нефти прекращается в связи с ледовой обстановкой, а нагнетание воды продолжается.
Длительный период остановки добывающих скважин дает прекрасную возможность для замеров пластового давления, которые ясно указывают на рост давления за счет нагнетания воды, которое началось через 5 лет после начала добычи (рис.4).
рис.4 Замеры давления нагнетания постоянными глубинными манометрами на Астохском участке
Данные ПГД также регулярно используются для определения скин-эффекта и проницаемости по данным исследования скважин на переходных режимах, не смотря на сравнительно большое влияние накопления жидкости в скважине при закрытии ее на поверхности (рис.5).
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
рис.5. Влияние накопленной жидкости на кривую восстановления давления добывающей скважины с ПГД
Установленные в нагнетательных скважинах ПГД дают возможность, используя специальный метод анализа данных переходного режима (3), следить за размером трещин при запланированном или незапланированном закрытии скважин без рисков или задержек, которые имеют место при спуске инструмента на кабеле. Полученная информация позволяет увеличить темпы нагнетания без риска нарушения целостности пласта, непреднамеренного нагнетания вне интервала воздействия, или распространения трещины до соседней добывающей скважины. Сравнительно небольшие по оценкам размеры трещин на Астохском участке дают возможность закачивать воду с темпом до
30000 барр./сут.
После прорыва воды в добывающие скважины наблюдения на Астохском участке станут особенно важными для контроля воздействия нагнетания очень загрязненной добываемой воды.
Контроль за разработкой на Пилтунском участке
Данные поинтервальных наблюдений на Пилтунском участке являются особенно важными в связи с наличием нефтяных оторочек, поскольку Пилтунский участок имеет многослойное строение в отличие от Астохского участка, где основные запасы нефти приурочены к наиболее мелко залегающему пласту.
Для контроля трещинообразования и развития трещин в каждом интервале нагнетания планируется установить ПГД для замера давления в НКТ и затрубного давления в каждом интервале (рис.6), что позволит непрерывно замерять темпы нагнетания и давление в каждом интервале.
Пластовые давления также можно будет замерять с минимальной задержкой путем закрытия с поверхности соответствующего интервале в то время. как продолжается закачка в остальные интервалы. Только когда потребуется замерить данные на переходных режимах для определения размеров трещин и проницаемости необходимо будет закрыть скважину на устье путем закрытия устьевой задвижки (открыт будет только интервал исследования), поскольку глубинные регулировочные клапаны притока в скважину не закрываются достаточно быстро.
Во всех добывающих скважинах Пилтунского участка планируется также установить ПГД для непрерывной оптимизации газлифта и контроля за пластовым давлением. В некоторых добывающих скважинах, эксплуатирующих многослойный
интервал, рассматривается возможность установки
контролируемого на поверхности оборудования для селективной добычи и сбора промысловых данных по каждому интервалу, что уменьшит объем работ по промысловому каротажу, который
очень дорог и рискован, поскольку скважины имеют большие углы наклона. Кроме того, в зависимости от результатов, полученных на первых скважинах, применение принципа селективности будет рассмотрено для оптимизации добычи в скважинах, введенных в
разработку на более позднем этапе.
В качестве другого варианта рассматривается возможность применения индикаторов для определения местоположения и источника добываемой воды после прорыва воды в скважины. Используя контролируемое на поверхности оборудование для селективного нагнетания, в каждый интервал нагнетания можно инжектировать различный индикатор.
Горизонтальные технологии
Разработка залежей горизонтальными скважинами имеет ряд преимуществ над разработкой вертикальными, особенно для малорентабельных месторождений. Разработка залежей горизонтальными скважинами сопровождается увеличением площади дренирования, коэффициента охвата пласта воздействием и продуктивности (приемистости) скважин; уменьшением возможности вязкостного языкообразования и конусообразования для воды и пара; понижением депрессии на пласт при одних и тех же темпах отбора, что приводит к уменьшению добычи воды и газа; извлечением наибольшего объема нефти в короткие сроки в трещиноватых коллекторах при бурении перпендикулярно к ориентации системы трещин; увеличением нефтеотдачи в 2 3 раза в
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
низкопроницаемых и в тонких нефтяных пластах с газовой шапкой; повышением отбора извлекаемых запасов в высокопроницаемых коллекторах.
Технологическая и экономическая эффективность разработки залежи горизонтальными скважинами зависит от активности проявления водо- и газонапорного режимов; вязкости нефти; соотношений подвижностей для воды и нефти; относительных проницаемостей нефти, воды и газа; трещиноватости (и направления трещин); расчлененности пласта (и наличия прослоев глин); абсолютной проницаемости по вертикали и по простиранию. Основное достоинство горизонтальных скважин высокий дебит, позволяющий оправдать затраты. Горизонтальная скважина примерно в 2 раза дороже вертикальной. К недостаткам разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин относятся высокая стоимость разработки и эксплуатации; трудо- и наукоемкость бурения и заканчивания скважин; сложности при проведении ГИС, перфорации и ОПЗС; снижение коэффициента охвата пласта по мощности при высокой расчлененности; трудности восстановления естественной проницаемости ПЗС при проявлении скин-эффекта. Существуют технологии для преодоления такого рода осложнений. Это бурение многоствольных горизонтальных скважин; гидроразрыв пласта в горизонтальных скважинах; увеличение длины хвостовика. Если длина хвостовика близка к половине расстояния между нагнетательной
идобывающей скважинами, то коэффициент охвата по площади стремится к 1. В трещиноватых коллекторах с высокой проводимостью трещин очевидных преимуществ горизонтальных скважин над вертикальными ожидать не приходится. Горизонтальные скважины обеспечивают высокую нефтеотдачу при реализации рядных СРС, а также в случае приконтурного заводнения. Следует отметить, что количество проектов РНМ заводнением с горизонтальными скважинами невелико.
Горизонтальная технология может быть использована совместно с МПН, особенно с термическими методами. В настоящее время пробурено несколько горизонтальных скважин в нефтяных залежах с высоковязкой нефтью, причем ряд из них оказался коммерчески успешным [j1], так как резко снизилось число скважин, требуемых для реакции. Как известно, проекты с применением пара характеризуются очень плотной сеткой скважин [e4].
Применение горизонтальных технологий снижает эксплуатационные и капитальные затраты, увеличивает темп отбора нефти и объемный охват воздействием. Использование горизонтальных скважин как добывающих приводит к росту темпа отбора
иувеличению продуктивности скважин. Поэтому более широко используются горизонтальные скважины как добывающие. Первая горизонтальная скважина была пробурена в Башкирии (N66/45, 1953, скважина Григоряна). В скалистых пластах, с ухудшенной вертикальной проницаемостью горизонтальные скважины менее продуктивны, чем вертикальные. Одиночная без ответвлений горизонтальная скважина эксплуатирует вокруг себя ограниченную область пласта (поэтому эту технологию используют в пластах небольшой толщины).
Горизонтальные технологии, революционные по сути, существенным образом повлияли на системы РНМ. Горизонтальные технологии применимы для подавляющего числа типов продуктивных пластов: с низкой проницаемостью по простиранию, тонких, анизотропных, однородных, с низкой выдержанностью по простиранию. Удельные затраты на поиск, разведку и разработку с использованием горизонтальных технологий существенно ниже по сравнению с вертикальными. Применение горизонтальных
технологий с удельными затратами 12,6 31,4 $/м3 нефти позволяет вовлекать в разработку малорентабельные, истощенные залежи. Горизонтальные технологии, по некоторым оценкам, позволяют увеличить извлекаемые запасы как минимум на 4 5% [w8]. Горизонтальная скважина характеризуется более высокой площадью контакта поверхности скважины с продуктивным пластом, что приводит к высокой ее
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
продуктивности. Критерии применимости горизонтальных технологий следующие: пласты с высокой проницаемостью по вертикали; трещиноватые пласты.
Горизонтальные скважины (ГС) классифицируются по радиусу искривления ствола скважин при переходе от вертикальной составляющей к горизонтальной: с малым радиусом, со средним радиусом, с большим радиусом. ГС с большим радиусом чаще всего применяют при разработке морских месторождений, так как на них существует потребность в длинных горизонтальных участках (хвостовиках) и скважины обычно имеют большую протяженность. Для таких скважин возможно использование традиционных способов бурения и эксплуатации скважин. Потребность в бурение ГС с малым радиусом возникла при разработке зон залежи, расположенных непосредственно под морскими платформами. Такие ГС весьма сложны с точки зрения технологии бурения и отличаются от других ГС, в частности, меньшими размерами хвостовика, т.е. горизонтальной части скважины. Бурение ГС с большим радиусом искривления менее сложно. В табл. 5 приведены критерии применимости ГС с разными углами искривления,
по данным фирм "Oryx" и "Eastman Christensen".
Таблица 5. Критерии применимости ГС с разными углами искривления
Критерий |
|
|
Малый |
Средний |
Большой |
|
|
|
|
радиус |
радиус |
радиус |
|
Диаметр долота, дюйм |
|
4,5 6 |
4,5 12,25 |
6 9,875 |
|
|
Радиус, м |
|
|
6 13 |
85 120 |
300 900 |
|
Интенсивность |
набора |
кривизны, |
4 10/1 |
24 60/100 |
9 18/100 |
|
/м |
|
|
|
|
|
|
Минимальный |
|
диаметр |
5,5 7 |
5,5 13,375 |
7 9,625 |
|
вертикальных обсадных труб, дюйм |
|
|
|
|
||
Максимальный |
диаметр |
обсадных |
2,875 4,5 |
2,875 9,62 |
5,5 7,625 |
|
труб хвостовика, дюйм |
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Образование газовых конусов |
+ |
|
|
|
||
|
|
+ |
|
|||
Образование водных конусов |
|
|||||
+ |
+ |
|
|
|||
Трещинный коллектор |
|
|
||||
|
+ |
+ |
|
|
||
Низкая пластовая энергия |
|
|
||||
|
+ |
+ |
+ |
|
||
Низкая абсолютная проницаемость |
|
|||||
|
+ |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Высокая расчлененность |
|
+ |
|
|
|
|
|
|
+ |
+ |
|
||
Газообразование |
|
|
|
|||
|
|
|
+ |
+ |
|
|
Применение МУН, заводнения |
|
|||||
+ |
|
+ |
|
|||
Открытый ствол |
|
|
|
|||
|
|
|
+ |
+ |
|
|
Гравийно-песчаный фильтр |
|
|||||
|
+ |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Рассмотрим на примере месторождения Тролль использование горизонтальных |
||||||
скважин. |
|
|
|
|
|
|
Troll West |
Oil Field разрабатывается |
более чем |
110-ю горизонтальными |
|||
скважинами, в том числе и 53 мульти-горизонтальными (MLT). Некоторые из скважин MLT были пробурены с несколькими открытыми боковыми стволами, чтобы увеличить приток флюида к каждой скважине. Последней разработкой является широкое использование многостороннего бурения и скважин, содержащих до 7 горизонтальных ответвлений.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Первые разведывательные скважины были пробурены в 1984 и 1986 годах, первый приток по нефти был получен в 1994 году. Коммерческие запасы нефти на месторождении увеличились с 0 в 1986 году до 1,400 миллиона баррелей сегодня.
Месторождение Тролль расположен у берегов Норвегии (рис.7) на норвежском континентальном шельфе (NCS) на глубине 300 м.
рис.7 Карта месторасположения месторождения Тролль
Месторождение West Тролль и East Тролль состоит в основном из мелководных морских верхнеюрских песчаников в формации Sognefjord. Часть резервуара принадлежит к среднеюрской формации Fensfjord. Месторождение состоит из трех относительно крупных блоков. Была доказана гидродинамическая связь между Восточной и Западной частями месторождения. На Тролль ОСТ производится оценочное бурение горизонтальных скважин в очень тонких горизонтах, а также планируется ввод опытнопромышленной эксплуатации.
Газ и нефть встречается главным образом в формации Sognefjord, который состоит из мелких морских песчаников верхнеюрского возраста. Часть месторождения находится также в формации Fensfjord. Нефть в провинции Вест Тролль находится оторочка нефти толщиной 22-26 метра под небольшой газовой шапкой. В газовой части месторождения Тролль Вест есть оторочка нефти толщиной 12-14 метров и газовая часть до 200 метров соответственно. Для того чтобы добыть нефть из тонкого слоя, необходимо было развивать передовые технологии бурения и добычи. Всего пробурено более 110 эксплуатационных горизонтальных скважин на месторождении.
В процессе бурения выделяют два этапа. Сначала бурят до резервуара, который находится на глубине 1600 метров ниже морского дна, а затем, до 3200 метров в горизонтальном направлении непосредственно через резервуар. 28 скважин имеют два или три горизонтальных ствола и называются мультизабойными. На рисунке 8 показана типичная конфигурация скважины на месторождении Тролль.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
рис.8 Типичная конфигурация скважины на месторождении Тролль
Термические МВ
Одним из наиболее распространенных МВ является термическое воздействие на нефтяные пласты, при котором происходит значительное повышение подвижности нефти. Наряду с этим при повышенной температуре происходит разложение некоторых минералов, входящих в состав пород-коллекторов. Основной механизм увеличения нефтеотдачи пластов при нагнетании горячей воды связан со снижением вязкости нефти; изменением соотношения подвижностей нефти ( н) и воды ( в); изменением остаточной нефтенасыщенности и относительной проницаемости для нефти; уменьшением капиллярных сил, препятствующих извлечению нефти из низкопроницаемых пропластков; тепловым расширением флюидов. Критерии применимости термических МВ приведены в табл. 6.
Таблица 6. Критерии применимости термических МВ
Параметры |
Единица |
Нагнетани |
Нагнетани |
Внутри- |
|
измере- |
е горячей |
е пара |
пластово |
|
ния |
воды |
|
е горение |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Тип породы |
|
- |
т, к |
т, к |
т |
Тип коллектора |
- |
п, тр |
п |
п |
|
Проницаемость |
мкм2 |
0,1 3,0 |
0,01 3,0 |
0,1 5,0 |
|
Пористость |
|
д.ед. |
0,1 0,3 |
0,04 0,3 |
0,18 0,4 |
Нефтенасыщенность |
д.ед. |
0,7 1,0 |
0,4 1,0 |
0,4 0,1 |
|
Связанная вода |
д.ед. |
0,0 0,3 |
0,0 0,3 |
0,0 0,3 |
|
Средний угол смачивания |
град. |
нп |
нп |
0 180 |
|
Толщина |
|
м |
10 25 |
6 25 |
3 20 |
Толщина |
водонасыщенной |
м |
нп |
0,0 3,0 |
0,0 3,0 |
зоны |
|
м |
>3 |
3,0 100,0 |
3,0 100 |
Толщина |
покрывающих |
МПа |
1,0 40 |
1,0 15 |
нп |
пород |
|
оС |
0,0 50 |
0,0 50 |
нп |
Давление |
|
град. |
0,0 5 |
0,0 5 |
0,0 3,0 |
Температура |
|
||||
|
м |
30 2000 |
30-1000 |
150 2000 |
|
Угол падения |
|
|
|
|
|
Глубина залегания |
|
|
|
|
|
Плотность |
|
кг/м3 |
850 1000 |
800 1100 |
825 1100 |
Вязкость |
|
мПа с |
15,0 100 |
50 8000 |
1,0 1500 |
Содержание парафина |
д.ед. |
0,0 0,3 |
0,0 0,3 |
0,0 0,3 |
|
Содержание асфальтенов |
д.ед. |
0,0 0,15 |
0,0 0,15 |
0,0 0,15 |
|
Содержание смол |
д.ед. |
0,0 0,4 |
0,0 0,4 |
0,0 0,4 |
|
Содержание серы |
д.ед. |
0,0 0,08 |
0,0 0,08 |
0,0 0,02 |
|
Содержание цемента |
д.ед. |
0,1 0,3 |
0,1 0,3 |
0,1 0,3 |
|
Содержание глин |
д.ед. |
0,0 0,25 |
0,0 0,05 |
0,0 0,1 |
|
Карбонатность |
д.ед. |
нп |
0,0 0,05 |
нб |
|
Закачка горячей воды приводит к значительному увеличению коэффициента охвата пласта воздействием как по толщине (Kh), так и по простиранию (KL) в основном из-за
резкого снижения вязкости пластовой нефти при повышении температуры. Этот эффект проявляется тем отчетливее, чем выше вязкость нефти при начальной пластовой температуре. При контакте с ненагретым пластом и насыщающей его нефтью горячая вода охлаждается. При установившемся движении в пласте можно выделить две зоны вытеснения нефти горячей и холодной водой. Первая зона характеризуется непрерывным ростом температуры, что, в свою очередь, ведет к изменению (уменьшению) остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, увеличение температуры приводит к расширению породы-коллектора и насыщающей его жидкости, что сказывается на снижении массы нефти (при условии постоянной насыщенности), содержащейся в пласте. Во второй зоне происходит вытеснение нефти обычной холодной водой, температура которой равна температуре пласта. Изменение нефтенасыщенности происходит по тому же механизму, что и при обычном заводнении. Анализ многочисленных проектов с нагнетанием пара показал, что технология длительной прокачки паровой оторочки холодной водой приводит к значительному охлаждению пласта. Последнее сопровождается падением пластового давления и фильтрацией в эту зону разогретой нефти. Технология попеременной закачки пара и воды более эффективна в силу оптимального и равномерного прогрева пласта, а также из-за снижения интенсивности продвижения по высокопроницаемым частям пласта языков пара. Эффективность технологии нагнетания пара с ПАВ связана с получением равномерных фронтов вытеснения нефти паром. Нагнетание пара в залежи, содержащие легкую нефть, в целом характеризуется более низкой экономической эффективностью. С ужесточением стандартов на ПДК загрязнения воздуха и воды следует ожидать сокращения использования в качестве топлива для