Особенности разработки и эксплуатации залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти

Наиболее сложной проблемой при совершенствовании технологических процессов регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами является обеспечение их эффективными технологическими процессами, действующими на пласты и залежи, повышающие их продуктивные характеристики.

Проявление начального градиента давления может быть объяснено как особенностями коллекторов, так и свойствами насыщающих коллектор жидкостей.

Проявление начального градиента давления можно объяснить на основе современных воззрений следующим образом: если углеводородная жидкость содержит полярное вещество, то на твердой поверхности образуется слой углеводородной жидкости, обладающей аномальными свойствами. Слой этот, как и гидратный (набухшие глинистые частицы), приобретает начало сдвига и большую вязкость. Для того чтобы при таком слое происходила фильтрация жидкостей или газа, необходимо создать определенный перепад давления, который будет тем больше, чем больше содержится глинистых частиц. Очевидно, при фильтрации газа через глинизированную пористую среду, содержащую остаточную нефть, последняя, удерживаемая поверхностью твердых частиц породы, препятствует возникновению явлений фильтрации. При увеличении градиента давления до некоторого значения, называемого начальным, под воздействием разности давления пробки связанной нефти разрушаются и начинается фильтрация. В дальнейшем с увеличением перепада давления непропорционально быстро увеличивается расход фильтрующегося газа за счет перестройки слоев, сопровождающейся изменением сопротивления пористой среды.

Проявление начального градиента давления обусловлено содержанием в нефтях смол (в большинстве случаев превышающим 25 - 30 %), а также содержанием в пластах-коллекторах большого количества глинистой фракции и остаточной воды.

Гидродинамические особенности разработки слоистых пластов с проявлением начального градиента давления исследовали Р.Ш. Мингареев, А.В. Валиханов, Г.Г. Вахитов и др.

Таким образом, можно утверждать, что наиболее неблагоприятным проявлением начального градиента давления при заводнении слоистых пластов является увеличение неравномерности вытеснения и особенно резко проявляющееся при малых различиях в проницаемостях пропластков и малых скоростях вытеснения. Сказанное в равной степени относится к разобщенным и сообщающимся пропласткам, в последнем случае из сказанного следует важный вывод об уменьшении эффективности вытеснения по мере удаления от скважины. Действительно, в этом случае течение в окрестности скважины является расходящимся, и скорость вытеснения убывает с увеличением расстояния от скважины.

Особую значимость приобретают вопросы дальнейшего повышения эффективности процесса разработки многопластовых нефтяных месторождений, с трудноизвлекаемыми запасами, путем широкого внедрения новых и совершенствованных известных методов повышения нефтеотдачи пластов, а также прогнозирования и анализа технологических показателей, для эффективного проведения процесса эксплуатации залежи с целью улучшения степени выработанности извлекаемых запасов. В этом смысле исследования и вопросы изучения факторов влияющих процесс разработки, анализ эффективности реализуемой системы разработки месторождения Каламкас и Узень, определения динамики охвата процессом заводнения залежи при проявлении начального градиента и возможности определения наивыгоднейших условий регулирования процесса увеличения нефтеотдачи являются актуальными.

В процессе исследования проводилось математическое моделирование предполагающее использование целого ряда зависимостей, позволяющих в той или иной мере отожествить математическую модель с реальными физическими средами и процессами. В силу разнообразия реальных сред, процессов и огромного числа взаимосвязанных факторов для получения данных зависимостей широко используется физическое моделирование, основанное на теории подобия. В работе комплексно используются многие важные положения геологии, геофизики, физики пласта, подземной гидродинамики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин и систем

добычи нефти. Научно обосновано применение каждого процесса разработки нефтяных месторождений, рассмотрена важность учета гидродинамических особенностей пластов – коллекторов с проявлением начального градиента давления. Показано, что решение проблемы повышения охвата пластов можно получить путем комплексного использования методов воздействия, повышенных давлений нагнетания, эффективных средств подъема жидкости из скважин, методов регулирования разработки месторождений, а также выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки, и в первую очередь соответствующего выбора объектов разработки.

Нефтегазовое месторождение Каламкас расположено в северной прибрежной части полуострова Бузачи. Нефти этого месторождения, как и всего Северо-Бузачинского свода, являются тяжелыми, (плотность колеблется в пределах ρн=900-910 кг/м3), высоковязкими (вязкость в пластовых условиях находится 25 мПа*с), высокосмолистыми (до 18-30 %), сернистыми (до 2 %), и отличаются низкой температурой застывания-20 0С), а также характеризуются малым содержанием бензиновых фракций. Оно введено в эксплуатацию в 1979 году, в соответствии с технической схемой разработки. Разработку месторождения решено было осуществлять сразу с применением системы внутриконтурного заводнения (обращенная девятиточечная система). Высокая неоднородность и значительная фациальная изменчивость нефтегазоносных коллекторов определили необходимость внедрения дополнительных методов воздействия, обеспечивающих повышение нефтеотдачи пластов. Поэтому, в технологической схеме разработки было обосновано первоочередной участок, эксплуатация, которого осуществляется с применением полимерного заводнения с использованием поверхностно- активных веществ (ПАВ). Вязкость закачиваемой воды при концентрации полимера 0,25 %, составляет 5 мПа с. Доказано, что за счет полимерного заводнения можно увеличить нефтеотдачу пласта на 13 %. Полимерное заводнение предусматривали осуществлять в начале только в центральной части первоочередного участка. Остальные скважины этого участка должны были временно эксплуатировать на режиме истощения, при забойных давлениях в добывающих скважинах, близких к давлению насыщения (6,5-7,5 МПа) [1,2].

Анализ основных технологических показателей за прошедший период показал, что динамика добычи нефти характерна для разработки данного месторождения с некоторой площадкой, которая характеризуется с некоторой постоянной величиной анализируемого параметра: добыча нефти после начального периода (1970-1988 годы) роста стабилизировалась и держалась на относительно постоянном уровне (колебания менее 20 %)с 1988-1993 года. С 1994 года началось падение добычи нефти, более крутое, чем ранее. Начиная с 1987 года наблюдается устойчивый прямолинейный характер зависимости удельной добычи нефти от накопленной добычи. Из анализа динамики необходимо отметить следующее: добыча нефти начала падать с 1989 года на 314,7 тыс.тонн, в 1990 году несколько увеличилась на 2,6 тыс.тонн, в 1991 году снизилась на 158,1тыс.тонн, в 1992 году – на 294,2 тыс.тонн, в 1993 году – на 99,0 тыс.тонн, в 1994 году- на 482,0 тыс.тонн, а в 1995 году снижение составляло на 418,0 тыс.тонн. Тем самым, наиболее резкое снижение добычи нефти характерно, для 1994 и 1995 годов.

С 1980 по 1993 годы наблюдается значительное увеличение добычи жидкости более чем в 8 раз. Это увеличение позволило в 1993 году снизить темп падения нефти с 6 % до 2,2 %. В 1994 году добыча жидкости впервые снизилась на 654 тыс. тонн, а в 1996 году произошло увеличение отбора жидкости, которое превысило уровень 1994 года. В 1997 году отбор жидкости еще более увеличился и превысил параметры 1996 года на 10,9 %.

Ежегодно обводненность, добываемой продукции возрастает в среднем на 3,4 %.

Закачка воды с 1991 года постоянно снижается и отстает от потребности: в 1993 году дефицит годового объема закачки составил 4 млн.м3 , а в 1994 году 4,2 млн.м3. В 1991 по 1995 годы постоянно происходило снижение объемов закачиваемой воды, с 10,6 млн.м3 – в 1990 году до 7,7-7,9 млн.м3 – в 1993-1995 годах.

Средневзвешенное пластовое давление по горизонтам месторождения Каламкас с 1990 по 1997 годы практически остается на одном уровне. Однако, начиная, с 1993 года наметилась тенденция снижения пластового давления, в среднем на 0,03 МПа.

Темп отбора нефти от извлекаемых запасов постоянно снижается в среднем 0,1-0,2 % в год.

Новые продуктивные пласты (пропластки) нефтяных месторождений активно вовлекаются в разработку при увеличении давления нагнетания. Установлено, что увеличение давления нагнетания приводит к:

  1. росту работающей толщины пласта;
  2. увеличению приемистости пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами;
  3. нарушению линейной зависимости приемистости от давления нагнетания;
  4. значительному упрощению процесса освоения нагнетательных скважин из-за начала процесса расслоения пласта в призабойной зоне.

Все это указывает на необходимость установления оптимальной величины давления нагнетания, при котором будет, достигнут максимальный коэффициент охвата пластов воздействием.

Проблема определения оптимального давления нагнетания ранее рассматривалось в работах А.У. Айткулова, А.П.Крылова, М.М.Саттарова, Э.М.Тимашева, Р.К. Тазетданова, Л.М. Меркуловой, Н.Н. Егурцова и др. В указанных работах, оптимальное давление нагнетания определяли, исходя из условия минимума стоимости заводнения, как без учета, так и с учетом нелинейного характера изменения приемистости и увеличения толщины, дополнительных затрат на оборудование и водоводы при повышении давлении нагнетания, утечек воды в законтурную область при пластовом давлении выше начального и др. [3]

Анализ фактических данных показывает, что во всех основных нефтедобывающих районах, при существующих режимах нагнетания воды охват заводнением по толщине в нагнетательных скважинах неполный. Как известно, одним из важнейших технологических критериев при выборе давления нагнетания является обеспечение наиболее полного охвата запасов нефти процессом вытеснения. При повышении давления нагнетания до известного предела, толщина, принимающая воду в нагнетательной скважине, увеличивается за счет подключения новых интервалов.

Для месторождения Каламкас, которое эксплуатируется путем поддержания пластового давления, на основе закачки воды и поверхностно-активного вещества (ПАВ), исключительно важное значение имеет установление оптимальной величины давления нагнетания. С этой целью на месторождении Каламкас в течение ряда лет проводились промысловые эксперименты по изучению характера режима работы нефтеносного пласта при нагнетании рабочего агента (воды) в нагнетательные скважины. Исследования проводились на различных установившихся режимах закачки –от давления нагнетания на устье скважины 1 МПа до 4,5 МПа. На каждом установившемся режиме закачки замеряли приемистость скважины, забойное и пластовое давление. По полученным данным построены индикаторные диаграммы.

Индикаторные диаграммы свидетельствуют о том, что характер изменения движения воды при различных давлениях нагнетания разные. Если в начале наблюдается в основном линейная фильтрация, то после достижения определенного периода давления нагнетания, отмечается резкое увеличение приемистости скважин. При этом следует, отметить, что точки начала изменения приемистости скважин разные и колеблются в пределах 2-3,5 МПа.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Годовой отчет ОАО «Мангистаумунайгаз» за 2000 год и пояснительная записка к книге.
  2. Годовой отчёт ПУ «Каламкасмунайгаз» – 1999-2000 год и пояснительная записка к книге.
  3. Айткулов А.У. Повышение эффективности процесса регулирования разработки нефтяных месторождений. – М: «ВНИИОЭНГ», 2000.-272с.

 

Год: 2011
Город: Алматы
loading...