Методы регулирования процесса извлечения нефти при режиме вытеснения ее водой без изменения системы разработки

Лекция № 25-26

Тема:Методы регулирования процесса извлечения нефти при режиме вытеснения ее водой без изменения системы разработки

Цель:Изучить методы регулирования процесса извлечения нефти при режиме вытеснения ее водой без изменения системы разработки

Ключевые слова: Режим работы скважин, метод регулирования, гидродинамические методы регулирования.

Основные вопросы и содержание:

1. Методы регулирования процесса извлечения нефти при режиме вытеснения ее водой без изменения системы разработки

2. Физические основы и принципы метода изменения фильтрационных потоков.

3. Гидродинамические методы регулирования.

Значительная часть задач регулирования раз­работки может быть решена путем управления процессом разработки без коренных изменений принятых проектным документом технологических решений. Современные систе­мы разработки нефтяных месторождений с заводнением имеют значительные возможности по регулированию процесса раз­работки с помощью пробуренных в соответствии с проект­ным документом нагнетательных и добывающих скважин. Путем проведения по скважинам различных геолого-техничес­ких мероприятий можно включать неработающие части за­лежей, интенсифицировать и замедлять разработку в дейст­вующей части объема залежи для реализации принятого прин­ципа регулирования. К числу таких мероприятий относятся:

- оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфора­ции пластов объекта разработки;

- установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин;

- изменение направления фильтрационных потоков жидкос­ти в пластах;

- воздействие на призабойную зону скважин; проведение гидроразрывов пластов;

- применение одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и од­новременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) при многоплас­товом строении объекта;

- изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение полностью обводнившихся скважин и пластов.

Установление технологического режима работы нефтя­ных добывающих скважин. Под режимом работы скважины понимают установленные на определенный период показате­ли ее эксплуатации, а также обеспечивающие это техничес­кие решения.

Режим работы добывающих скважин по каждому объекту разработки устанавливается промыслово-геологической служ­бой нефтедобывающего предприятия на период от одного до шести месяцев в зависимости от скорости изменения условий эксплуатации скважин. При этом по каждой скважине с уче­том ее местоположения на объекте и продуктивности плас­тов соответствующим документом задаются нормы суточного отбора нефти, число дней работы, забойное и устьевое дав­ление, обводненность, газовый фактор, определяется способ эксплуатации скважины; для фонтанной скважины устанавли­вается диаметр штуцера, а для механизированной - характе­ристика скважинного оборудования и параметры его работы.

Установление технологического режима работы скважин -оптимизационная задача, предусматривающая на определен­ный период распределение проектной (плановой) добычи нефти по объекту между добывающими скважинами и плас­тами, обеспечивающее рациональное выполнение показателей разработки.

Главное при установлении технологического режима рабо­ты скважин - обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины. Различают технические и технологи­ческие нормы отбора из добывающих скважин.

Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он ограничен по сравнению с технологической нор­мой. Одна из причин ограничения дебита заключается в недо­статочной производительности оборудования, применяемого для подъема жидкости, не соответствующей производитель­ности скважины. Нормы отбора могут ограничиваться требо­ваниями безаварийной эксплуатации скважин. В частности, недопустимо снижение забойного давления ниже критическо­го, при котором может произойти слом (смятие) колонны или нарушиться герметичность цементирования. При слабой сцементированности продуктивных пластов ограничение де­бита должно производиться с целью предотвращения проб-кообразования в скважине в результате разрушения и выноса породы. При изотропном строении пласта в водонефтяной и подгазовой зонах ограничение дебита нефти вызывается не­обходимостью предотвращения образования конусов воды и газа.

Технические нормы отбора обычно остаются постоянны­ми длительное время и меняются только после проведения каких-либо геолого-технических мероприятий, таких как смена оборудования, обработка призабойной зоны скважин, дополнительная перфорация и т.п.

Под технологической нормой отбора понимают макси­мально возможный дебит скважины, величина которого не ограничивается техническими возможностями, а зависит от принятой проектным документом динамики добычи по объ­екту в целом, принятого принципа регулирования, продук­тивности пластов, закономерностей обводнения скважин, со­стояния пластового давления и т.п.

Рассмотрим влияние перечисленных факторов на техноло­гическую норму суточного отбора из скважины.

Проектным документом обычно обосновываются уровни добычи нефти по каждому объекту в целом или с разделени­ем его между зонами с разным характером нефтегазоводона-сыщения. Технологический режим должен составляться таким образом, чтобы проектный уровень добычи по объекту был оптимально распределен между действующими в этот период скважинами и сумма норм отбора по ним соответствовала этому уровню.

Нормы отбора, установленные с учетом продуктивности скважин, могут отвечать принятому принципу регулирования разработки объекта. В других случаях принятый принцип регулирования может потребовать внесения определенных корректив в нормы отбора по части скважин. Например, при необходимости равномерного продвижения контуров нефте­носности или фронта закачиваемой воды по скважинам, рас­положенным на участках, где отмечается опережающее про­движение воды, нормы отбора должны быть уменьшены, а по скважинам, расположенным на участках, где продвижение воды отстает, они должны быть увеличены.

При реализации принципа регулирования, предусматрива­ющего опережающее продвижение воды по более продуктив­ным зонам пласта, в расположенных в пределах этих зон скважинах нормы отбора следует увеличить. Аналогичные коррективы вносятся и при других принципах регулирования.

В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливаются нормы отбора жидкос­ти, которые определяются с учетом обеспечения оптимальной динамики обводненности продукции по объекту разработки. При этом необходимо выделить главные факторы, оказыва­ющие в данный период времени доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.

При внедрении законтурного и приконтурного заводнения или разрезании залежи на широкие полосы (т.е. при малой вязкости нефти, относительно однородном строении и высокой проницаемости продуктивных пластов) обводнение сква­жин на разных стадиях разработки при нормировании отбо­ров учитывается следующим образом.

На I стадии разработки залежей, когда обводненность продукции по скважинам обычно невелика, ее можно не учи­тывать при установлении технологических норм отбора.

К концу II стадии, при подходе внутреннего контура неф­теносности или фронта закачиваемой воды к внешнему до­бывающему ряду, с целью выравнивания фронта и замедле­ния обводнения скважин этого ряда целесообразно умень­шить нормы отбора из них, одновременно увеличив нормы отбора из безводных скважин внутренних рядов.

На III стадии разработки значительная часть скважин внешних рядов в связи с их высокой обводненностью выво­дится из эксплуатации. Это вызывает необходимость даль­нейшего увеличения отбора жидкости из скважин внутренних рядов.

На IV стадии на участках с повышенной неоднородностью пластов целесообразно форсирование отборов жидкости, т.е. значительное увеличение норм отбора жидкости. Форсирова­ние проводится как по действующим, так и по ранее оста­новленным скважинам.

При повышенной вязкости нефти, низкой проницаемости коллекторов и значительной неоднородности продуктивных пластов, когда применяются разрезание залежи на узкие по­лосы, площадные и избирательные системы воздействия, об­воднение скважин начинается уже на I стадии разработки, и примерно к середине III стадии практически весь фонд сква­жин оказывается обводненным до 50-80 %. В дальнейшем обводненность продукции скважин возрастает меньшими темпами.

В этих условиях регулирование разработки путем измене­ния норм отбора по отдельным скважинам не дает результа­тов. В обеспечении запроектированных уровней добычи неф­ти и нефтеотдачи основное значение приобретает постепен­ное наращивание отбора жидкости по всему фонду действу­ющих скважин, обусловливающее замедление падения дебита нефти и более эффективную промывку пласта.

Состояние пластового давления при установлении норм отбора учитывается в основном на I стадии разработки при дефиците закачки воды и существенном снижении пластово­го давления на отдельных участках залежи. По добывающим скважинам, расположенным на участках со сниженным плас­товым давлением, нормы отбора необходимо ограничивать, чтобы не допустить снижения пластового давления ниже дав­ления насыщения более чем на 10-15 % и тем самым предот­вратить развитие режима растворенного газа, ведущего к снижению нефтеотдачи.

Установление режимов работы нагнетательных скважин. При разработке залежей нефти с заводнением в ее регулиро­вании особо важную роль играет нормирование закачки воды как по каждой скважине, так и по каждому пласту многопла­стового объекта в целом.

В условиях существенного развития фильтрационных свойств пластов закачка воды в каждый из них в объемах, соответствующих заданным отборам жидкости из участков пластов, прилегающих к тем или иным нагнетательным сква­жинам, - основной способ регулирования разработки.

При установлении норм закачки необходимо исходить из того, что на объекте в целом и на каждом участке, находя­щемся в сфере действия той или иной группы нагнетатель­ных скважин, объем закачиваемой воды должен компенсиро­вать объем отбираемой жидкости (нефти и воды). Показате­ли компенсации должны находиться в полном соответствии с поведением пластового давления. Если накопленная с начала разработки закачка воды меньше накопленного отбора жид­кости, среднее пластовое давление по залежи (участку) будет ниже начального; при избыточной накопленной закачке среднее пластовое давление возрастает по сравнению с на­чальным. При недостаточной текущей (годовой) компенсации отбора жидкости закачкой должно происходить снижение среднего пластового давления, а при избыточной текущей компенсации давление должно возрастать.

Если накопленная компенсация отбора закачкой по объ­екту (участку) достигнута, то в технологическом режиме ра­боты нагнетательных скважин норма закачки воды должна быть равной норме отбора жидкости, установленной техно­логическим режимом работы по сумме дебитов добывающих скважин на тот же период времени (или превышать ее не более чем на 5-10 % с учетом возможных потерь воды).

Если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды по объекту (участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды на некоторый период нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнета­тельных скважин больше норм текущих отборов жидкости на 20-30 % и более, исходя из производительности применя­емого для закачки воды оборудования и приемистости дейст­вующих нагнетательных скважин.

Регулирование разработки воздействием на призабойную зону скважин.

На процесс выработки запасов существенно влияет состояние призабойной зоны добывающих и нагнета­тельных скважин. Поэтому целенаправленное изменение фильтрационных свойств в прискважинной зоне относится к эффективным средствам регулирования разработки.

Эта работа начинается уже на этапе бурения скважин. Фильтрационные свойства пластов ухудшаются в процессе вскрытия их при бурении (первичное вскрытие) и при пер­форации (вторичное вскрытие). Это связано с избыточным гидродинамическим перепадом давления между заполненным промывочным раствором стволом скважины и пластовым дав­лением, также с недостаточным качеством раствора. Вследст­вие высокой плотности бурового раствора (около 1,2 г/см) и высокой водоотдачи (5-40 см/ч) в призабойную зону пласта проникает его фильтрат на расстояние до 2-3 м от стенки скважин, а в поры пласта на глубину до 3-5 см проникают глинистые частицы.

Происходит частичная закупорка пор прискважинной зо­ны пластов раствором, разбухание глинистых частиц пласта, образуются стойкие водонефтяные эмульсии, снижается фа­зовая проницаемость для нефти. Столь же отрицательные явления происходят и при вторичном вскрытии.

Закупорка пор происходит также и при цементаже сква­жины.

В результате таких воздействий проницаемость и соответ- ственно продуктивность скважин может снижаться в 2-3 раза и более.

Такой подход к вскрытию пластов преобладал в те перио­ды, когда страна обладала богатой сырьевой базой, в разра­ботку вводились высокопродуктивные залежи. В процессе освоения скважин и в начальный период их эксплуатации часть фильтрата бурового раствора и глинистых частиц вы­носилась из пласта и призабойная зона частично очищалась. В результате, несмотря на то что природные возможности пластов использовались не полностью, достигались достаточ­но высокие дебиты скважин и этот вопрос не вызывал до­статочной озабоченности.

В последние годы в разработку вводятся в основном зале­жи с низкими коллекторскими свойствами. Чем хуже коллекторские свойства пластов, тем меньше возможный при­родный дебит скважин и тем сильнее ухудшаются их свойст­ва при завершении строительства скважин.

Результат всего этого - настолько низкие дебиты скважин, что разработка залежей оказывается экономически нерента­бельной.

Таким образом, возникла серьезная проблема поиска и применения новых технологий заканчивания скважин при бурении. Эта проблема решается довольно активно.

Создан целый набор оптимальных рецептур промывочных жидкостей для первичного и вторичного вскрытия пластов. В целом эти рецептуры направлены на максимально возможное снижение гидростатического давления столба промывочной жидкости в скважине на призабойную зону вскрываемых пластов и на предотвращение отрицательного физико-химического воздействия этой жидкости на нефтенасыщен-ность породы-коллектора. Созданы и применяются полимер-глинистые растворы с уменьшенным содержанием глинистой фракции, растворы высокомолекулярных полимеров, аэри­рованные жидкости, газожидкостные смеси на основе водно­го раствора полимера, жидкости на основе пластовой мине­рализованной воды, обработанные полимером и полиспирта­ми и др.

При цементаже скважины также решается задача умень­шения перепада давления на продуктивный пласт, интервал продуктивного пласта подготавливается к цементажу путем прокачки буферной жидкости, ограничивающей поступление фильтрата и твердых частиц тампонирующих смесей.

При перфорации наряду с мероприятиями по исключению проникновения в пласт фильтрата и твердых частиц раствора

производят вскрытие пластов с применением специальных конструкций перфораторов, не наносящих вреда структуре пустотного пространства, а также конструкций, обеспечива­ющих возможно большую глубину перфорационных кана­лов - вплоть до 60-70 см, вместо достигаемых при традици­онной перфорации 20-25 см.

Большое внимание уделяют технологии освоения новых скважин, не только добиваясь обеспечения их природной продуктивности, но, по возможности, и повышая ее сверх природной, путем обработки призабойной зоны пластов. В комплекс мероприятий при этом входят дренирование плас­та, обработка призабойной зоны растворами на углеводо­родной основе, гидравлический разрыв пластов, при повы­шенной вязкости нефти - термическая обработка и др.

В процессе дальнейшей эксплуатации обработка призабойньгх зон может неоднократно повторяться. Большое вни­мание необходимо уделять улучшению профилей притока до­бывающих скважин и профилей приемистости нагнетатель­ных скважин, что особенно важно для регулирования разра­ботки многопластовых и неоднородных по толщине одно-пластовых объектов.

Для решения этой задачи проводят следующие мероприя­тия:

- проводят выборочную дополнительную перфорацию и на­правленный гидроразрыв менее проницаемых пластов;

- повышают давление нагнетания воды, обеспечивающее приемистость ранее не принимавших воды малопроницаемых пластов;

- уменьшают приемистость высокопроницаемых пластов (прослоев) путем их частичной закупорки нагнетанием хими­ческих реагентов, пен, воды с механическими добавками, за­гущенной воды;

-снижают забойное давление в добывающих скважинах, способствующее включению в работу малопродуктивных пла­стов;

- организовывают раздельную закачку воды в пласты с раз­личной проницаемостью и раздельный отбор жидкости из этих пластов путем их разобщения с применением специаль­ного оборудования.

Регулирование разработки с помощью оборудования для одновременно раздельной работы нефтяных пластов в скважине. Применение специального оборудования создает условия для независимого регулирования эксплуатации плас­тов с различной проницаемостью. Это оборудование позво- ляет с помощью пакера разобщить в стволе скважины два пласта (или две группы пластов) и вести отбор из каждого пласта (или закачку) по своей колонне насосно-компрессорных труб или одного из них по насосно-компрессорным трубам, а другого - по межтрубному прост­ранству.

Применению одновременно раздельной эксплуатации в це­лях регулирования разработки должен предшествовать неко­торый период совместной работы пластов. В этот период необходимо выполнить комплекс геолого-промысловых ис­следований для получения данных о характере эксплуатации каждого из пластов в условиях их совмещения, о их приеми­стости, дебите, взаимовлиянии и др. На базе обобщения ре­зультатов исследования определяют задачи по регулированию, которые могут быть решены с помощью этого метода как по каждой скважине в отдельности, так и по объекту в це­лом. В первую очередь под одновременно раздельную эксплу­атацию должны быть оборудованы нагнетательные скважи­ны, так как регулирование разработки закачкой воды более эффективно и технически более доступно.

Путем применения одновременно раздельной эксплуатации можно решать такие задачи регулирования, как вовлечение в разработку менее продуктивных пластов разреза, выравнива­ние темпа отбора запасов по пластам разной продуктивнос­ти.

Регулирование разработки с целью ограничения непроиз­водительных отборов попутной воды. При разработке за­лежей путем вытеснения нефти водой вместе с нефтью добы­вается значительное количество попутной воды. Основная часть этой воды выполняет полезную работу по вытеснению нефти, и поэтому ее извлечение на поверхность технологиче­ски необходимо и экономически оправдано. В то же время из скважин может отбираться и вода, уже не участвующая в процессе вытеснения. Отбор такой воды приводит к непро­изводительным затратам и ухудшает технико-экономические показатели разработки.

Все рассмотренные выше способы регулирования разра­ботки в той или иной мере решают и задачу уменьшения объемов добываемой попутной воды. Наряду с ними необхо­димо принимать меры, непосредственно направленные на ограничение непроизводительных отборов попутной воды, такие как своевременное прекращение эксплуатации добы­вающих скважин при достижении предельной обводненности, отключение в скважинах обводненных пластов и интервалов путем проведения изоляционных работ, прекращение нагне­тания воды в заводненный пласт и др.

Работы по ограничению непроизводительных отборов по­путной воды проводятся с учетом результатов анализа состо­яния разработки объекта с тем, чтобы выбрать наиболее эффективное в данных условиях мероприятие и сохранить отбор той воды, которая обеспечивает повышение нефтеизв-лечения. Характер мероприятий определяется с учетом зако­номерностей перемещения воды в пластах.

При вытеснении нефти за счет подъема ВНК следует про­водить изоляцию нижней обводненной части пласта. Для это­го выполняется цементирование обводненного интервала под

давлением с установкой цементного стакана или моста. Наи­больший эффект достигается в тех случаях, когда на уровне текущего ВНК имеется значительный по толщине и широко распространенный по площади прослой непроницаемых по­род.

При фронтальном перемещении воды по монолитному пласту с благоприятным соотношением вязкостей нефти и воды, т.е. когда оставшаяся в районе обводненной скважины нефть может быть вытеснена к другим добывающим скважи­нам, обводняющиеся скважины (кроме скважин стягивающих рядов) могут выводиться из эксплуатации при обводненности около 90 %.

Названные мероприятия по уменьшению непроизводи­тельных отборов воды проводят на протяжении всего основ­ного периода разработки каждой залежи вплоть до обводне­ния продукции до 70-80 %.

Доразработка пластов при такой и далее более высокой обводненности недостаточно эффективна вследствие того, что вода поступает в скважины по обводненным высокопро­ницаемым слоям, в то время как малопроницаемые прослои остаются невыработанными. Нефтяниками многие годы овла­девала идея поиска селективных методов изоляции, при ко­торых обводненные слои изолировались бы, а малопроница­емые включались в работу. Но к широкомасштабному созда­нию и промышленному внедрению подобных высокоэффек­тивных технологий приступили лишь в самое последнее вре­мя, когда стало очевидным, что по многим залежам получить традиционными методами запроектированное нефтеизвлече-ние вряд ли удастся.

Создан целый арсенал физико-химических методов, осно­ванных на комплексировании разных компонентов, добавля­емых к нагнетаемой воде.

Эти методы обеспечивают резкое уменьшение проницае­мости обводненных более проницаемых слоев, в результате чего воды направляются в менее проницаемые прослои. При этом происходит существенное увеличение дебита нефти до­бывающих скважин за счет включения неработавших про­слоев, снижение обводненности и соответственно уменьше­ние отборов попутной воды.

Среди новых физико-химических технологий выделяют гелеобразующие и полимердисперсные.

Гелеобразующие технологии основаны на добавке к на­гнетаемой воде реагентов, образующих в обводненных слоях пласта неподвижные гели. Для улучшения и продолжительного сохранения в пласте структуры неподвижных гелей в за­качиваемый гелевый раствор доставляют различные химичес­кие элементы - "сливатели".

Взамен дорогостоящего полиакриламида изыскивают воз­можность применения более доступных - оксиэтилцеллюло-зы, композиций на основе низкомодульного жидкого стекла, биополимеров и др.

Полимердисперсные технологии предусматривают нагнета­ние в пласты дисперсионной фазы - водного раствора поли­мера, содержащего в виде дисперсной фазы глинопорошок, торф, мел, песок или другие материалы. Вместо дефицитного полиакриламида при реализации такой технологии также на­чали применять заменители. В высокопроницаемых обвод­ненных прослоях дисперсный материал образует осадок, за­крывающий крупные фильтрационные каналы (кольматация высокопроницаемых прослоев), содержащие воду, оставляя в работе нефтесодержащие прослои с мелкими каналами.