И.А. Дьячук, Ю.В. Зейгман РАЗРАБОТКА ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ. Монография by Издательство Плутон

НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

РАЗРАБОТКА И.А. Дьячук

•

Ю.В. Зейгман

ÍÅÔÒÅÈÇÂËÅ×ÅÍÈß

Зейгман Юрий Вениаминович Заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета, доктор технических наук, профессор, Почетный работник высшего, профессионального образования Российской Федерации; специалист в области разработки и эксплуатации месторождений с аномально вязкими нефтями, глушения и освоения скважин, эксплуатации скважин в осложненных условиях. Автор более 150 печатных работ, в том числе более 10 монографий и учебных пособий; член диссертационного совета при УГНТУ.

ÅÕ

ÈÇÌ ÀÍ

Û È ÔÈ

ÇÈ

РАЗРАБОТКА ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ

ÈÇÌÛ È ÔÈÇ ÀÍ È

Ê À

Дьячук Иван Алексеевич Генеральный директор ЗАО «Системные Технологии Эксплуатации Месторождений», доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета, кандидат технических наук, старший научный сотрудник; специалист в области проектирования разработки нефтегазовых месторождений, оптимизации систем разработки в поздней стадии при жестко-водонапорном режиме эксплуатации, расконсервации истощенных нефтяных месторождений. Автор более 120 научных публикаций, в том числе 20 изобретений.

РАЗРАБОТКА ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ

ÅÕ

ÍÅÔÒÅÈÇÂËÅ×ÅÍÈß

И.А. Дьячук

•

Ю.В. Зейгман

РАЗРАБОТКА ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ

И.А. Дьячук, Ю.В. Зейгман

РАЗРАБОТКА

ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ

Издательство «Плутон» Казань 2015

УДК 622.276.58:51.74 ББК 33.361 Д 93

Рецензенты: д.т.н., профессор, главный научный сотрудник ОАО НПФ «Геофизика» В.Г. Уметбаев заместитель генерального директора по геологии и разработке месторождений – главный геолог ООО «Башнефть-Добыча» М.Л. Пелевин Серия Механизмы и физика нефтеизвлечения

Дьячук И.А., Зейгман Ю.В. Д 93 Разработка заводненных нефтяных пластов на завершающих стадиях. – Казань: ООО «Издательство Плутон», 2015. – 274 с.: ил.130, табл. – 49, библиогр. – 225 назв.

ISBN 978-5-902089-37-7 Монография посвящена теоретическому осмыслению процессов, происходящих в заводнённой части продуктивного пласта и обоснованию технологических решений, учитывающих новые явления и закономерности механизмов вытеснения нефти в условиях заводнения на завершающих стадиях разработки месторождений. Проанализированы существующие представления о строении и свойствах граничного слоя между различными фазами и их роль в вытеснении нефти водой. Сформулирована гипотеза о механизме переформирования нефтяной залежи в процессе её продолжительной разработки с применением методов заводнения. На основе промысловых наблюдений доказана обусловленность характера обводнения скважин и коэффициента использования запасов структурой кровли продуктивного пласта. Рассмотрены процессы перераспределения насыщенности по нефти и воде в отдельных каналах фильтрации в отсутствии градиента давления. Получены математические модели для прогнозирования динамики коэффициента продуктивности скважин, находящихся в эксплуатации. Сформулированы общие принципы доразработки истощенной нефтяной залежи, позволяющие снизить энергетические и финансовые затраты на разработку месторождения, находящегося на заключительной стадии разработки, достичь более высокой выработки его запасов и повысить текущий уровень добычи нефти без существенных капитальных затрат. Книга адресована специалистам по разработке нефтяных месторождений, научным работникам, студентам университетов по направлению «Нефтегазовое дело».

ISBN 978-5-902089-37-7

УДК 622.276.58:51.74 ББК 33.361 © И.А. Дьячук И.А., Зейгман Ю.В., 2015 © ООО «Издательство Плутон», 2015

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ.................................................................................................................... 6 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ТЕРМИНЫ....................................................... 11 1. НАИБОЛЕЕ ЗНАЧИМЫЕ ПРОЦЕССЫ, ПРОИСХОДЯЩИЕ В ОБВОДЁННОЙ ЧАСТИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА................... 13 1.1. Энергетическое состояние нефтяной залежи в условиях заводнения..13 1.2. Формы и виды остаточной нефти.................................................................. 14 2.2.1. Структурообразование в объёме жидкости (нефти)............................. 18 2.2.2. Структурирование на границе раздела “жидкость - твёрдое вещество”, “жидкость - жидкость”.................................. 28 2.2.3. Влияние различных факторов на процессы перемещения остаточной нефти, восстановления и регенерации истощённой залежи.... 31 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1............................................................................................. 37 2. ФОРМЫ И ВИДЫ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ В ПРОМЫТОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА. МЕХАНИЗМ ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ИСТОЩЁННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ............................................... 38 2.1. Формы и виды остаточной нефти после прохождения фронта вытеснения. Влияние хроматографических процессов на формирование остаточной нефти................................................ 42 2.2. Физико-химические и прочностные свойства структурированных сред........................................................................ 44 2.3. Подвижность остаточной нефти в динамических условиях................... 45 2.4. Влияние давления на подвижность структурированной нефти............ 49 2.4.1. Методика подготовки нефти........................................................................ 50 2.4.2. Методика проведения экспериментов........................................................ 57 2.5. Подвижность остаточной нефти в квазистатических условиях............. 58 2.6. Механизм переформирования нефтяной залежи в условиях заводнения.............................................................................................. 60 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2............................................................................................. 66

3. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ДИНАМИКИ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА.......................................... 68 3.1. Основные направления моделирования работы призабойной зоны скважин при вскрытии и глушении пластов.................. 68 3.2. Постановка и выбор методов решения задач.............................................. 69 3.3. О направлении движения глобул нефти в коническом канале............... 71 3.4.Моделирование динамики коэффициента продуктивности скважин... 74 3.5. Аппаратура и методика проведения экспериментов по изучению особенностей замещения жидкостей в одиночном канале фильтрации.... 77 3.6. Обсуждение результатов экспериментов по взаимовытеснению жидкостей в одиночном канале переменного сечения.................................... 81 3.7. О характере сил, действующих в единичном канале фильтрации при движении капель нефти в потоке воды........................................................ 88 3.8. Математическая модель динамики ФЕС пород ПЗП в процессах эксплуатации скважин...................................................................... 91 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3............................................................................................. 97 4. ПРОМЫСЛОВЫЙ ОПЫТ И ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ....... 98 4.1. Переформирование нефтяных месторождений и пластов...................... 98 4.2. Специальные промысловые исследования на месторождениях Башкортостана.................................................................... 120 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4........................................................................................... 130 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА РЕГЕНЕРАЦИИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ........ 131 5.1. Анализ временных остановок эксплуатационных скважин.................. 131 5.2. Ограничение водопритока на забой добывающей скважины............... 164 5.3. Обоснование необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в пластах, представленных обширной ВНЗ и осложнённых контактными запасами (на примере пласта DIнж Белебеевского нефтяного месторождения)................................................................................... 172 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 5........................................................................................... 178

6. ТОЧНОСТЬ ПОСТРОЕНИЯ СТРУКТУРНЫХ КАРТ. СПОСОБЫ И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ СПЕЦИАЛЬНЫХ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН........................... 180 6.1. Точность построения структурных карт.................................................... 180 6.2. Обзор существующих методов исследования местоположения ВНР в скважине........................................................................................................ 188 6.3. Предлагаемые способы исследования, позволяющие повысить точность оценки местоположения ВНР.............................................................. 192 6.4. Приблизительная оценка скорости накопления остаточной нефти в стволе остановленной предельно обводнённой скважины........................ 199 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 6........................................................................................... 204 7. ПРАКТИЧЕСКИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ УЧЁТА ВЛИЯНИЯ ГРАВИТАЦИОННОГО ГРАДИЕНТА ДАВЛЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.................... 206 7.1. Взаиморасположение добывающих и нагнетательных скважин с учётом характера залегания продуктивного пласта.................................... 206 7.2. Критерии применимости форсированного отбора жидкости на заключительной стадии разработки.............................................................. 220 7.3. Теоретические и лабораторные исследования влияния форсированного отбора жидкости на эффективность выработки купольных поднятий кровли продуктивного пласта................ 221 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 7........................................................................................... 229 8. КОНЦЕПЦИЯ ДОРАЗРАБОТКИ ИСТОЩЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ КИН.................... 231 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ................................................ 237 СПИСОК СОКРАШЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ..................... 240 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ......................................... 241 ПРИЛОЖЕНИЯ....................................................................................................... 261

ВВЕДЕНИЕ Разработка нефтяного месторождения предполагает наиболее полное извлечение нефти при минимально возможных затратах на этот процесс, с соблюдением экологических требований и трудового законодательства. При этом все основополагающие принципы рациональной разработки находятся во взаимном противоречии, а при сложившейся практике эксплуатации нефтяных месторождений разнонаправленность этих принципов только возрастает. Причиной такой ситуации в нефтяной промышленности являются взаимоотношения между государством и недропользователем. Известно, что разработка любого лицензионного участка, согласно статье 23.2 закона Российской Федерации «О недрах», осуществляется в соответствии с проектным технологическим документом. Проектные технологические документы на разработку месторождений составляются на основании лицензий на пользование недрами, выданных в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о недрах, на основе данных запасов полезных ископаемых, прошедших государственную экспертизу и/или находящихся на государственном балансе на дату составления проектного документа. Проектные технологические документы на разработку месторождений должны: - обеспечить добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов; - иметь целью достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов; - предусматривать выполнение обязательств пользователя недр в соответствии с условиями лицензии на пользование недрами и требований законодательства Российской Федерации о недрах. Таким образом, при отборе утверждённых извлекаемых запасов углеводородного сырья (УС) месторождение должно быть ликвидировано, а земли, используемые ранее в процессе нефтедобычи, должны быть рекультивированы и переданы государству. Однако, существующие технологии разработки нефтяных месторождений, позволяют отобрать лишь часть от начальных геологических запасов УС, а значит от 90 до 40 % от разведанных и освоенных запасов остаётся недоизвлечёнными. Поэтому, повышение степени нефтеизвлечения является стратегической задачей и от успешности её решения зависит энергетическая безопасность страны. Подавляющее большинство крупных и средних нефтяных месторождений России разрабатываются с применением искусственного заводнения продуктивных пластов. В процессе выработки нефтяного месторождения происходит постепенная замена подвижной части нефти на вытесняющий агент.

Благодаря этому, жёстко-водонапорный режим эксплуатации позволяет поддерживать пластовое давление на заданном уровне и обеспечивает нормальные условия работы глубинно-насосного оборудования, а это, в свою очередь, обуславливает высокие темпы отбора жидкости из продуктивного горизонта. Но, несмотря на очевидные преимущества этого режима для безводного периода эксплуатации залежи, во времени эффективность его применения снижается. Процесс обводнения добывающего фонда скважин становится каскадным и достигает 90 и более процентов, при этом дальнейшая добыча нефти становится нерентабельной. Попытки усовершенствовать или модернизировать существующие системные подходы не всегда оказывались успешными, из-за отсутствия в настоящее время чётких представлений о физико-химических свойствах остаточной нефти на микро - и макроуровнях, а так же из-за недостаточного учёта процесса происходящего на границе раздела фаз «поверхность порового пространства - нефть», «вытесняющий агент – остаточная нефть». Очевидно, что проблема повышения степени нефтеизвлечения зависит от понимания тех физических процессов, которые протекают в продуктивном пласте в процессе извлечения нефти. Для построения рабочей гипотезы о механизме формирования и извлечения остаточной нефти необходимо ответить на следующие вопросы: 1). Можно ли скелет коллектора рассматривать как улавливающий фильтр в процессе формирования нефтяной залежи и в процессах замещения нефти вытесняющим агентом? При этом необходимо уточнить роль хроматографических процессов, которые проявляют себя в случае возникновения границы раздела несмешивающихся сред (“твёрдая поверхность – жидкость”, “жидкость – жидкость” и т.д.) и теснейшим образом связаны с формированием граничных структурированных слоёв за счёт проявления селективной сорбции. При этом необходимо иметь в виду, что при миграции нефти и формировании нефтяной залежи контакт “порода - нефть” привёл к появлению первичных граничных слоёв, а при разработке этой залежи в условиях применения вытесняющего агента происходит формирование вторичных хроматографических слоёв на границе “нефть - вода”. 2). Может ли граничный слой “нефть – порода” обладать отличными физикохимическими свойствами и химическим составом от подвижной нефти? 3). Определяют ли размеры поровых каналов или удельная поверхность количество остаточной нефти при прочих равных условиях и почему? 4). Каким образом будут проявлять себя хроматографические процессы на границе “вытесняющий агент - нефть”?

5). Как повлияет на энергетическое состояние пластовой системы непосредственный контакт двух несмешивающихся между собой жидкостей с разной плотностью? 6). Обладает ли остаточная нефть подвижностью, а если обладает, то где эта нефть будет скапливаться и как её извлечь? Ответы на эти основные вопросы позволят сформулировать требования и методические подходы к условиям разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях. Целью представленной работы является обоснование практических рекомендаций по доразработке нефтесодержащих пластов, которые прежде разрабатывались в условиях искусственного заводнения. Рассмотрение процессов, происходящих в заводнённой части продуктивного коллектора и влияние гравитационного фактора на процесс миграции остаточной нефти, которая образуется благодаря проявлению хроматографического эффекта на границе раздела фаз «скелет коллектора – нефть – вытесняющий агент» позволяет: 1. Снизить энергетические и финансовые затраты на разработку нефтяного месторождения (залежи), находящегося на заключительной стадии разработки. 2. Достичь более высокой выработки запасов нефти за счёт перевода нефтяного месторождения на иной энергетический уровень разработки. 3. Повысить текущий уровень добычи нефти, без существенных капитальных затрат. 4. Снизить объемы воды в производственном цикле: «пласт – скважина – система внутрипромыслового транспорта – система подготовки и разделения добываемой продукции – система ППД – пласт» и тем самым понизить экологические нагрузки на всю систему нефтедобычи. 1. Хромотографические эффекты (процесс селективной сорбции активных компонентов нефти на поверхности поровых каналов): проявляются при формировании нефтяной залежи. В результате проявления хромотографических эффектов происходит образование первичных упорядоченных структурированных граничных слоёв нефти, которые формируются на поверхности поровых каналов, за счёт селективной сорбции отдельных компонентов из нефти. Процесс формирования протекает в направлении установления более мощных межмолекулярных связей между активными центрами твёрдой поверхности поровых каналов и наиболее активными молекулами нефти (по признаку сродства между молекулами твёрдой поверхности и молекулами многокомпонентной среды). Как и при любом физическом процессе, система стремится к минимальному значению потенциальной энергии для данных термодинамических условий и увеличению энтропии.

В процессе выработки продуктивного пласта, при жёстко - водонапорном режиме эксплуатации, происходит постепенная замена подвижной нефти на вытесняющий агент. Искусственное насыщение нефтенасыщенного пласта водной фазой приводит к тому, что на границе контакта “вытесняемая нефть вытесняющий агент”, в силу проявления хромотографических эффектов, формируется вторичный граничный слой (это явление рельефно проявляется при образовании водонефтяных эмульсий). Этот слой накладывается (наслаивается) на первичный, образуется двойной структурированный граничный слой. Механизм образования вторичных слоёв аналогичен образованию первичных слоёв на контакте "жидкость - твёрдая поверхность". Образовавшиеся в процессе эксплуатации двойные граничные слои обладают аномальными физико-химическими свойствами. 2. Гравитационный фактор. В обводнившейся части коллектора, благодаря появлению свободной водной фазы, в остаточной нефти, находящейся в плёночном состоянии на поверхности порового пространства, возникает напряжённое состояние. Остаточная нефть, оказывается как бы погружённой в воду. Причиной возникающих напряжений является гравитационное поле земли, в котором находится рассматриваемая пластовая система. Степень напряжённого состояния граничного слоя нефти будет зависеть от разницы плотностей между нефтью и вытесняющим агентом, и этот процесс, по своей природе, аналогичен «Архимедовым» силам. За счёт возникающих релаксационных (ослабление напряжённого состояния в граничном слое) процессов, остаточная нефть может получить возможность двигаться (подвижка), в случае если существует возможность для движения. При этом движение этой нефти будет иметь преимущественно вертикальное направление. Отмеченные явления и процессы являются весьма существенными факторами, которые следует учитывать при уточнении механизма выработки нефтяных пластов, и как будет показано далее, требуют обоснованного подбора вытесняющего агента. Поэтому в работе проводится оценка роли вышеупомянутых факторов, что позволяет уточнить технико-технологические представления о перспективных направлениях разработки нефтяных месторождений или их частей, перешедших в заключительную стадию. Рассмотрены следующие явления и процессы: 1). Остаточная "плёночная" нефть обладает разной степенью подвижности, благодаря проявлению структурных свойств. Движение этой нефти может происходить под действием градиента давления (grad P), вне зависимости от его природы (гидравлический, гравитационный, осмотический, термический и т.п.). 2). В заводнённых частях пласта за счёт разности удельных весов пластовых флюидов возникает градиент давления (гравитационной природы), заставляющий за счёт возникающих релаксаций перемещаться остаточную нефть в направлении 9 кровли продуктивного пласта (пропластка). Скорость движения плёночной нефти, по лабораторным данным, на один - два порядка меньше, чем скорость движения свободной нефти.

2). В заводнённых частях пласта за счёт разности удельных весов пластовых флюидов возникает градиент давления (гравитационной природы), заставляющий за счёт возникающих релаксаций перемещаться остаточную нефть в направлении кровли продуктивного пласта (пропластка). Скорость движения плёночной нефти, по лабораторным данным, на один - два порядка меньше, чем скорость движения свободной нефти. 3). Гравитационный градиент давления постоянен по величине и действует в любой точке заводнённого объёма пласта. Значение этого градиента давления, как правило, превышает гидрадинамические градиенты давления, обусловленные закачкой вытесняющего агента в пласт. (Например: при расчёте распределения давления при плоскорадиальном притоке (оттоке) жидкости в скважину, падение давления на 80 % от разницы между значением давления на стенке скважины и на половине расстояния между скважинами происходит в около скважинной зоне, равной пяти толщинам пласта. Для реальных условий, когда имеет место несовершенство скважины, граница этой зоны будет находиться между 0-5 толщинами пласта, в зависимости от степени несовершенства. Значения градиента давления, существующие за пределами около скважинной зоны, составили (при средней проницаемости коллектора 0,2 мкм2)): первый случай (Q = 100 м3/сут) 737,89 - 1890,31 Па/м; второй случай (Q = 50 м3/сут) 368,95 - 945,15 Па/м; третий случай (Q = 10 м3/сут) 73,79 - 189,03 Па/м. Первое число - значение градиента давления на расстоянии 250 м от скважины, второе число - значение градиента давления на границе призабойной зоны скважины (пять толщин пласта). Значение градиента давления, обусловленного разницей удельного веса пластовых жидкостей в гравитационном поле (плотность пластовой воды 10001200 кг/м3, а пластовой нефти 600-900 кг/м3) составит 981-5886 Па/м. 4). Миграция остаточной нефти в продуктивном пласте будет протекать согласно принципу: “любая система будет стремиться занять положение, которое характеризуется минимальным запасом потенциальной энергии, при данных условиях”. Поэтому, остаточная нефть начнёт перемещаться в вертикальном направлении и собираться у кровли продуктивного пласта, где возможна трансформация остаточной нефти в подвижную нефть. Далее, нефть будет мигрировать в те участки пласта, которые характеризуются минимальной абсолютной отметкой, относительно основной части пласта (с учётом естественного наклона (падения) пласта). Перемещаясь, нефть будет заполнять все локальные поднятия кровли продуктивного пласта (антиклинали), если они были выработаны в процессе эксплуатации. В представленной работе показано, что учёт этих явлений и реализация предлагаемых технологических решений позволят уточнить технологические схемы разработки, повысить выработку нефтяных залежей, увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи, повысить рентабельность процесса разработки, без значительных капитальных затрат. 10 Предлагаемя работа является продолжением ранее проведённых исследований и опирается на основополагающие труды в нефтепромысловом деле таких известных учёных:

В представленной работе показано, что учёт этих явлений и реализация предлагаемых технологических решений позволят уточнить технологические схемы разработки, повысить выработку нефтяных залежей, увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи, повысить рентабельность процесса разработки, без значительных капитальных затрат. Предлагаемя работа является продолжением ранее проведённых исследований и опирается на основополагающие труды в нефтепромысловом деле таких известных учёных: Ю.Е. Батурин, А.А. Боксерман, М.М. Глоговский, Ш.К. Гиматудинов, Г.Л. Говорова, В.Е. Губин, В.В. Девликамов, П. Джонс, Ф.И. Котяхов, И.И. Кравченко, А.П. Крылов, А.К. Курбанов, М.М. Кусаков, Б.Б. Лапук, Л.С. Лейбензон, И.Л. Мархасин, М. Маскет, А.Х. Мирзаджанзаде, М.Ф. Мирчинк, И.Т. Мищенко, И.М. Муравьёв, Р.Х. Муслимов, Э.Д. Мухарский, В.А. Оруджев, И.Г. Пермяков, А.М. Пирвердян, П.Я. Полубаринова-Кочина, Г.Б. Пыхачёв, Н.Н. Репин, М.Д. Розенберг, М.М. Саттаров, Ф.Л. Саяхов, Б.И. Султанов, М.Л. Сургучёв, М.А., Э.М. Тимашев, М.А. Токарев, Ф.А. Требин, В.Ф. Усенко, З.А. Хабибуллин, И.А. Чарный, М.М. Швидлер, В.Н. Щелкачёв, В.И. Щуров, А.Н. Янин и других исследователей.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ТЕРМИНЫ Рассмотрим некоторые ключевые понятия в теории разработки нефтяных месторождений, которые большинством специалистов трактуются однозначно, хотя имеют и иной смысл. В первую очередь это понятие системы ППД и режима разработки залежи в условиях её реализации. В большинстве своем бытует мнение, что внедрение в пласт вытесняющего агента (обратите внимание, появляется термин или понятие – «вытесняющий агент») через систему нагнетательных скважин позволяет вытеснять нефть из продуктивной толщи пласта и путем замены нефти на воду в поровом объеме поддерживать пластовое давление на уровне близком к первоначальному [28, 101]. Здесь мы сталкиваемся с целым комплексом проблем, которые безуспешно пытаемся решить уже многие годы. К основной, на наш взгляд, можно отнести следующую проблему: если вытеснять нефть вытесняющим агентом, то каким образом повысить эффективность этого процесса? Появляется термин коэффициент охвата и все усилия специалистов направляются на повышение этого коэффициента, поскольку от его величины зависит конечная нефтеотдача. Заметим, что процесс вытеснения, как правило, стремятся сделать фронтальным, что, вообще говоря, практически невозможно осуществить на практике. Надо сказать, что термин коэффициент охвата имеет достаточно условное или если хотите туманное определение и в практике проектирования разработки нефтяных месторождений, несмотря на обилие эмпирических зависимостей, определяется обратным счётом через накопленную нефть, полученную по результатам расчётов на гидродинамической модели. Таким образом, обыкновенная понятийная подмена поддержание пластового давления на вытеснение нефти с помощью вытесняющего агента смещает всю стратегию разработки месторождения на 11 выработку мероприятий, которые в конечном итоге приводят к тому, что разработка на заключительной стадии становится не рентабельной. При этом от 40 до 90 % геологических запасов нефти остаётся не извлечёнными из пластов.

через накопленную нефть, полученную по результатам расчётов на гидродинамической модели. Таким образом, обыкновенная понятийная подмена поддержание пластового давления на вытеснение нефти с помощью вытесняющего агента смещает всю стратегию разработки месторождения на выработку мероприятий, которые в конечном итоге приводят к тому, что разработка на заключительной стадии становится не рентабельной. При этом от 40 до 90 % геологических запасов нефти остаётся не извлечёнными из пластов. Поэтому нами предлагается вернуться к первоначально смыслу системы ППД, а именно как методу воздействия на нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления на заданном уровне, что позволит по иному взглянуть на процесс разработки нефтяного месторождения. Второй термин - заключительная стадия разработки. Как правило, этот термин применяют для всей залежи по интегральной характеристике обводнения и увязывают с коэффициентом использования или со степенью выработки извлекаемых запасов [82]. Считается, что к последней стадии относится период разработки, когда средняя обводнённость добываемой продукции превышает 90 %, а выработка от НИЗ больше 80%. Здесь, пожалуй, и стоит внести комментарии, поскольку средняя обводнённость залежи складывается из динамики обводнения каждой скважины, то интегральная обводнённость характеризует лишь процесс обводнения заводняемой части пласта и не отражает физической сущности процессов происходящих в пласте, а ведь от понимания процессов протекающих в пласте и будет зависеть стратегия разработки. Дело в том, что заключительной стадией разработки следует называть период после прохождения фронта вытеснения, который затрагивает только тот объём пласта, где это произошло. По мере распространения фронта вытесняющего агента в глубь продуктивного пласта будет происходить увеличение объёма пласта, для которого наступает заключительная стадия разработки, а значит и все физические процессы, характерные для этой стадии разработки, которые будут рассмотрены ниже. Понимание смысла заключительной стадии разработки именно в этом контексте позволяет нам обратиться к следующему ключевому моменту в разработке нефтяного месторождения. Любая разрабатываемая нефтяная залежь - это динамическая система [84], которая претерпевает необратимые изменения в процессе извлечения из нее пластовых флюидов. Однако, после внедрения системы ППД, по сути, происходит одинаковое воздействие на залежь вне зависимости от состояния этой системы. Как результат, на не адекватное воздействие возникает постепенное и неуклонное снижение эффективности системы ППД, однако вплоть до наступления нерентабельной добычи воздействие не меняется. Возникает вопрос - почему? Исходя из выше изложенного, нами предлагается альтернативный подход к разработке нефтяного месторождения, базирующийся на понимании физических процессов, происходящих в пласте после внедрения в продуктивный нефтяной пласт сторонней воды.

1. НАИБОЛЕЕ ЗНАЧИМЫЕ ПРОЦЕССЫ, ПРОИСХОДЯЩИЕ В 12 ОБВОДЁННОЙ ЧАСТИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА 1.1. Энергетическое состояние нефтяной залежи

процессов, происходящих в пласте после внедрения в продуктивный нефтяной пласт сторонней воды.

1. НАИБОЛЕЕ ЗНАЧИМЫЕ ПРОЦЕССЫ, ПРОИСХОДЯЩИЕ В ОБВОДЁННОЙ ЧАСТИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА 1.1. Энергетическое состояние нефтяной залежи в условиях заводнения

Первоначально, т.е. до момента начала разработки, нефтяная залежь представляет собой резервуар, в котором скопились углеводородные соединения различного состава, остаточная вода. Поверхность поровых каналов резервуара представлена различным минералогическим составом. В системе достигнуто определённое равновесное состояние между газом, нефтью, водой и породообразующими минералами. Кроме того, в системе имеется избыточная энергия, определяемая величиной пластового давления (Рпл) и упругостью системы, которая не имеет пути реализации. При искусственном вмешательстве в систему, т.е. с началом отбора нефти из продуктивного пласта, начинается необратимый процесс трансформации внутрипластовой энергии. Для поддержания определённого запаса внутрипластовой энергии и тем самым обеспечения максимально возможных темпов отбора углеводородного сырья, через систему нагнетательных скважин под избыточным давлением, в продуктивные пласты закачивается вода. В результате в пластовой системе появляется ещё один агент – водная фаза, которая находится в свободном состоянии и оказывает своё воздействие на изначально присутствующие пластовые флюиды. Следует подчеркнуть, что область влияния вытесняющего агента на так называемую подвижную нефть увеличивается по мере освоения системы ППД и в последующем, достигая своего максимума, стремится к минимальной величине после прорыва фронта вытеснения на забои эксплутационных скважин. Тогда как объёмное влияние вытесняющего агента на так называемую остаточную нефть в процессе разработки месторождения всё время увеличивается и достигает своего максимума в тот момент, когда вся подвижная нефть практически вытеснена водой. При этом возникает система (остаточная нефть и вытесняющий агент в поровом пространстве), обладающая запасом потенциальной энергии, реализуемой в процессах регенерации нефтяного месторождения под действием гравитационных сил.

2. ФОРМЫ И ВИДЫ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ В ПРОМЫТОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА. МЕХАНИЗМ ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ИСТОЩЁННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Известно, что закачка вытесняющего агента, в качестве которого чаще всего используется пресная или сточная вода, начинается практически сразу же после ввода месторождения в эксплуатацию, то есть разработка месторождения ведётся на жёстко - водонапорном режиме (двоичная система разработки). В результате происходит интенсивная и непрерывная выработка геологических запасов нефти из продуктивных горизонтов и замещение добытой нефти водой, закачиваемой в пласт. На заключительных стадиях разработки нефтяного месторождения или его участков имеет место процесс интенсивного роста обводнения добываемой продукции. В ряде случаев удается стабилизировать скорость или даже временно приостановить увеличение обводнённости. Стабилизация процесса обводнения достигается, как правило, или отключением нагнетательных скважин, или отключением высокообводнённых добывающих скважин, или за счёт перевода части добывающих скважин на форсированный режим эксплуатации с целью "перехватить" основные потоки воды либо из законтурной части, либо "оттянуть" на себя прорвавшуюся воду по высокопроницаемым пропласткам. Так или иначе, дальнейшая эксплуатация месторождения в конечном итоге приводит к тому, что обводнённость добываемой продукции достигает предела рентабельности. Процесс обводнения, характерный для подавляющего числа нефтяных месторождений, схематично показан на рис. 2.1. Как свидетельствует обширная практика разработки нефтяных месторождений, эксплуатация залежи на жёстко - водонапорном режиме приводит к тому, что на заключительной стадии разработки скорость обводнения скважин становится настолько большой, а текущий прирост коэффициента нефтеотдачи настолько низкий, что дальнейшее применение и эффективность любой из известных схем разработки оказывается не целесообразной. С экономической точки зрения на заключительной стадии эксплуатации залежи затраты (энергетические, временные, финансовые) на извлечение жидкости становятся неоправданно высокими. Это обстоятельство связано, в первую очередь, с необходимостью использования мощного оборудования для добычи огромного количества жидкости. Поэтому растут не только инвестиционные затраты в нефтепромысловую отрасль, но и повышается аварийность внутрипромыслового оборудования, создавая ряд проблем, связанных с экологией данного региона.

Рисунок 7.1. Схемы обводнения добывающей скважины в зависимости от ее взаимного расположения с нагнетательной скважиной

Рисунок 7.2. Цветовая палитра для карт кровли коллектора пласта АВ2

207

Рисунок 7.3. Карта кровли коллектора пласта АВ2 1. Окружение скважины № 509 На втором рисунке 7.4 приводится схематический геологический разрез по линии выбранных скважин.

Рисунок 7.4. Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 1440, 508, 509, 510

Для синей кривой рисуется синяя вертикальная линия, для красной – красная. Сравнивается часть синей кривой, находящаяся правее синей вертикальной линии и часть красной кривой, находящаяся правее красной вертикальной линии. Данные участки кривых соответствуют работе скважин после вступления в работу добывающей и нагнетательной скважин.

208

Рисунок 7.5. Характер обводнения скважин №№ 508 и 510 Геологические запасы, приходящиеся на добывающую скважину (Q), рассчитывались следующим образом: - для скважины находится область Вороного - множество точек плоскости, более близких к данной скважине, чем к любой другой (рис. 7.6) [225]; - рассчитывается площадь области Вороного (S); - по карте эффективной нефтенасыщенной толщины рассчитывается её среднее значение внутри области Вороного (h); - по карте пористости рассчитывается её среднее значение внутри области Вороного (Кпор); - по карте нефтенасыщенности рассчитывается её среднее значение внутри области Вороного (Кн); - пересчетный коэффициент берется принятый для пласта, равный 0,93 (Кпер) плотность нефти (ρ) - 0,876 т/м3. Q = S × h× Кпор × Кн × Кпер × ρ (7.1)

Рисунок 7.6. Области Вороного

209

В ряде случаев коэффициент использования запасов значительно превосходит значение утвержденного КИН. Это объясняется тем, что на момент ввода скважины в работу область Вороного для данной скважины (S) могла быть значительно больше, чем та же самая область Вороного, рассчитанная на текущий момент. Таким образом, скважина отбирала запасы, которые на сегодняшний день относятся к другим позже пробуренным скважинам. В результате были выделены семь нагнетательных скважин и семь соответствующих им пар добывающих скважин, для которых прослеживается зависимость характера их обводнения от значений абсолютной отметки кровли коллектора пласта АВ21. Номера скважин приведены в таблице 7.1. Таблица 7.1. Номера скважин, показавших зависимость характера обводнения от значений абсолютной отметки кровли коллектора пласта АВ2 1 № нагнетательной № добывающей № добывающей скважины / Абсолютная скважины / Абсолютная скважины / Абсолютная отметка кровли кол-ра отметка кровли кол-ра отметка кровли кол-ра пласта АВ21, м пласта АВ21, м пласта АВ21, м 509 508 510 - 1670,1 - 1667,5 - 1676,0 746 787 704 - 1674,5 - 1671,4 - 1676,9 764 765 763 - 1658,0 - 1658,2 - 1663,6 891 856 892 - 1674,5 - 1669,5 - 1678,0 1062 548 587 - 1666,1 - 1657,1 - 1669,8 1159 1958 847 - 1666,7 - 1661,4 - 1670,5 2421 1509 1506 - 1680,2 - 1671,4 - 1688,5 На рисунках 7.7 – 7.24 изображено местоположение добывающих скважин относительно нагнетательной на структуре и характер выработки скважин (табл.7.2).

210

Рисунок 7.7. Карта кровли коллектора пласта АВ2 1. Окружение скважины № 746

Рисунок 7.8. Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 704, 746, 787, 1530

Рисунок 7.9. Характер обводнения скважин №№ 704 и 787

211

Рисунок 7.10. Карта кровли коллектора пласта АВ2 1. Окружение скважины № 764

Рисунок 7.11. Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 763, 3347, 764, 3348, 765

Рисунок 7.12. Характер обводнения скважин №№ 765 и 763

212

Рисунок 7.13. Карта кровли коллектора пласта АВ2 1. Окружение скважины № 891

Рисунок 7.14. Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 892, 891, 856, 3409

Рисунок 7.15. Характер обводнения скважин №№ 856 и 892

213

Рисунок 7.16. Карта кровли коллектора пласта АВ2 1. Окружение скважины № 1062

Рисунок 7.17. Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 587, 1062, 548, 1419

Рисунок 7.18. Характер обводнения скважин №№ 548 и 587

214

1 Рисунок 7.19. Карта кровли коллектора пласта АВ2 . Окружение скважины № 1159

Рисунок 7.20. Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 3416, 847, 1159, 1958, 808

Рисунок 7.21. Характер обводнения скважин №№ 1958 и 847

215

Рисунок 7.22. Карта кровли коллектора пласта АВ2 1. Окружение скважины № 2421

Рисунок 7.23. Схематический геологический разрез по линии скважин №№ 1509, 2421, 1506

Рисунок 7.24. Характер обводнения скважин №№ 1590 и 1506

216

В таблице 7.2. показано, что вышележащие скважины достигают большего коэффициента использования геологических запасов, чем нижележащие. Таблица 7.2 – Характеристики добычи и местоположения выбранных скважин № скважины

Положение относительно нагнетательной скважины

Достигнутая обводненность, %

Коэффициент использования геологических запасов, %

508 510 787 704 765 763 856 892 548 587 1958 847 1509 1506

выше на 2.6 м ниже на -5.9 м выше на 3.1 м ниже на -2.4 м на одном уровне ниже на -5.6 м выше на 5.1 м ниже на -3.5 м выше на 9 м ниже на -3.7 м выше на 5.2 м ниже на -3.8 м выше на 8.8 м ниже на -8.3 м

90.8 60.6 96.5 98.5 96.5 95.4 92.3 99.2 92.9 91.1 72.8 86.7 95.6 88.6

5.4 0.7 72.5 2.0 57.1 26.2 19.9 0.6 43.1 0.7 55.0 27.5 7.6 3.3

На рис. 7.25 представлен участок пласта БС10 Средне-Балыкского нефтяного месторождения Западной Сибири, на котором отображена карта накопленных отборов (01.01.2007 г.), нанесённая на карту кровли продуктивного пласта.

Рисунок 7.25. Карта накопленных отборов

217

Проанализируем характер выработки скважин, находящихся по кровле ниже и выше нагнетательных скважин. На геологическом профиле, проходящем по линии скважин (№№ 3008 – 2018 – 3009 – 2023 – 2263 – 2028), рассмотрим пару скважин 2018, 2023 (рис. 7.26, 7.27).

Рисунок 7.26. Геологический профиль Характеристика вы работки запасов нефти

100 90

Обводнённость , %

80 70 60 50 40 30 20 10 0 0

100

Коэффициент исполь зования запасов, % 2018

2023

Рисунок 7.27. Характер обводнения скважин №№ 2018, 2023 Скважина № 2018 находится ниже нагнетательной скважины № 3009 относительно кровли коллектора, поэтому нагнетаемая вода значительно быстрее

218

Научное издание Дьячук Иван Алексеевич Зейгман Юрий Вениаминович РАЗРАБОТКА ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ Дизайн серии и подготовка к печати И.П. Чирков Корректура Н.О. Покаржевская ООО «Издательство «Плутон» 420015, г. Казань, ул. М. Горького, 6а Контактная информация Тел.: +7 347 292 18 53; +7 917 751 34 29

Подписано в печать 28.01.2015 г. Гарнитура «Tims». Бумага офсетная Тираж 500 экз. Формат 60х84/16. Усл.печ.л. 15,9 Отпечатано с готового оригинал-макета в ООО «Издательство Плутон»

НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

РАЗРАБОТКА И.А. Дьячук

•

Ю.В. Зейгман

ÍÅÔÒÅÈÇÂËÅ×ÅÍÈß

ÅÕ

ÈÇÌ ÀÍ

Û È ÔÈ

ÇÈ

РАЗРАБОТКА ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ

ÈÇÌÛ È ÔÈÇ ÀÍ È

Ê À

РАЗРАБОТКА ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ

ÅÕ

ÍÅÔÒÅÈÇÂËÅ×ÅÍÈß

И.А. Дьячук

•

Ю.В. Зейгман

РАЗРАБОТКА ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ НА ЗАВЕРШАЮЩИХ СТАДИЯХ