Физика нефтяного и газового пласта

    Рис. 1. Динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых проведен форсированный отбор жидкости: 1 - средняя обводненность продукции; 2 - средний дебит жидкости; 3 - средний дебит нефти.

На рис. 2  изображена динамика показателей эксплуатации форсированной скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Начало форсирования отборов на рисунках отмечено стрелкой. Обе динамики характеризуются снижением обводненности продукции с ростом среднего дебита жидкости. На рис. 2 отмечается и обратная закономерность –рост обводненности продукции при снижении дебита жидкости. 

Рис. 2. Динамика показателей  эксплуатации скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения:

1 - обводненность продукции;  2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти; 4 - дебит воды. 
 

   Форсированный отбор жидкости достаточно эффективен на водонефтяных зонах, где имеются выдержанные глинистые перемычки между разнонасыщенными частями продуктивного разреза. Выдержанность глинистых перемычек является условием проявления описанной закономерности и подразумевается ниже при использовании терминов водоплавающей залежи и водонефтяной зоны (ВНЗ). 

   В настоящее время отсутствует  четкое определение целей и задач  форсированного отбора жидкости.  Существует  мнение,  что форсированный отбор — рациональный вариант разработки нефтяной залежи на завершающем этапе, который надо проектировать, официально утверждать и обязательно выполнять. Для его проектирования имеется все необходимое: методика, включающая модель зонально и послойно неоднородного пласта, уравнения разработки нефтяной залежи, общий экономический критерий рациональности, методы решения обратных задач по определению основных параметров нефтяных пластов и практически примененных систем разработки; современная вычислительная техника и полученная индивидуально по скважинам информация об их эксплуатации: о дебитах жидкости и обводненности (следовательно, о дебитах нефти), забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Довольно странным представляется, что при наличии всего этого проблема форсированного отбора не исследована в полном объеме, а форсированный отбор противопоставляется рациональному. На многих нефтепромыслах очень плохо обстоит дело с информацией об эксплуатации каждой скважины. В этих условиях для промысловиков более приемлем и понятен форсированный отбор, чем рациональный, ибо для форсированного отбора не нужна или почти не нужна информация. В условиях неполного объема информации об эксплуатации скважин многие нефтепромысловые работники непоколебимо уверены, что лучше завысить производительность глубинных насосов. При нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважинам рациональные отборы устанавливают форсированные, не осознавая, что часто увеличение отбора жидкости уменьшает отбор нефти на 10—20 % и более. 

 Действительное  положение с информацией об эксплуатации скважин на нефтепромыслах в настоящее время несравненно хуже, чем 40—50 лет назад.   В период широкого распространения и применения во всем мире информационноемких технологий у наших нефтяников произошло попятное движение. Необходимо устранить отмеченный недостаток, поскольку нет ничего экономически и технологически более эффективного, чем организация по каждой скважине удовлетворительной точности контроля и последующей оптимизации режима эксплуатации скважин. При этом в текущей добыче нефти и в конечной нефтеотдаче пластов будет достигнут огромный эффект, значительно превысящий эффекты, достигаемые при использовании многих новых методов повышения нефтеотдачи. Увеличенные добыча нефти и нефтеотдача будут достигнуты при уменьшении затрат на 1 т добытой нефти.

      При рассмотрении проблемы форсированного отбора жидкости необходимо сравнить различные варианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном рациональном максимальном забойном давлении нагнетательных скважин и рациональном минимальном забойном давлении добывающих скважин. Нефтяные залежи по зональной и послойной неоднородности нефтяных пластов, дебиту и запасам нефти, темпам извлечения запасов нефти, разбуривания и ввода в разработку являются средними, сходными со многими реальными нефтяными залежами.

     При этом было показано, что при проектировании разработки залежей нефти средней, повышенной и высокой вязкости обычно проектируется форсирование отбора жидкости. В дальнейшем при их разработке обязательно надо осуществлять запроектированное форсирование. Форсированный отбор жидкости должен быть в рамках рационального варианта разработки нефтяной залежи.

     Бесконтрольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и конечной нефтеотдачи пластов.

     Рассмотрим  процесс нестационарного заводнения, на примере ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ» а именно, на примере Аганского               месторождения. 

    особенности разработки месторождений  ОАО 

    «Славнефть- Мегионнефтегаз» 

    Рассмотрена динамика ввода месторождений в  разработку. Анализ данных по разрабатываемым  месторождениям показал, что максимальный проектный КИН составляет 0,506. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равен 0,241, то есть выработка запасов достаточно существенна. Сделан вывод о необходимости повышения эффективности разработки месторождений на основе применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно-добываемой воды.

      Выполненный анализ геолого-физических свойств  продуктивных пластов, запасов нефти  и  распределения скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности показал,  
что в структуре начальных извлекаемых запасов на долю низкопродуктивных приходится 26,9%.

      С начала разработки добыча нефти в  большей степени (67%) обеспечивалась выработкой наиболее продуктивных залежей  нефти, на долю разрабатываемых низкопродуктивных  залежей приходится лишь 8,2% добытой  нефти, на долю среднепродуктивных – 24,8%. В настоящее время, в отличие от начального состояния, в структуре текущих запасов преобладают низкопродуктивные залежи – 52%, доля высокопродуктивных составляет 28%, среднепродуктивных – 20% .

      В этих условиях особую актуальность приобретает проблема разработки низкопродуктивных залежей.

      Следует отметить, что разработка высокопродуктивных запасов к настоящему времени  связана с определенными трудностями. Наиболее крупные месторождения  с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3 и 4 стадиях разработки (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мегионское, Южно-Аганское).

      Степень выработанности этих месторождений  колеблется в пределах 64,4-85,8 %, а для  основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов,  составляет 81,7-94%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов.

      Основные  продуктивные пласты характеризуются  наличием непроницаемых пропластков, интервалов разреза с повышенной глинизацией, что обуславливает возникновение неоднородности по проницаемости. Применяемая система заводнения не во всех случаях учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу. Формирование системы воздействия на залежи происходило в процессе разбуривания, осуществляемого от сводовой части к периферии. Создавались линейные ряды нагнетательных скважин без учета морфологических особенностей строения залежи.

      Такая ситуация наиболее характерна для пласта Б₈ Аганского месторождения, являющегося одним из наиболее крупных по начальным и остаточным запасам и обеспечивающего максимальную часть в общем объеме добычи.

      Аганское  нефтяное месторождение расположено  в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, открыто в 1965 г., промышленная эксплуатация осуществляется с 1973 г.

      Аганское  месторождение является многопластовым. В разрезе слагающих пород  выделено 22 продуктивных объекта (сверху вниз): пласт АВ₁³ нижнеалымской подсвиты, пласты АВ₂¹, АВ₂², АВ₃, АВ₄, АВ₅, БВ₀, БВ₁², БВ₂¹, БВ₂², БВ₃, БВ₆ – ванденской свиты, БВ₈, БВ₉, БВ₉¹, БВ₉², БВ₁₇, БВ₁₈¹, БВ₁₉, БВ_20-21 – мегионской свиты нижнего мела, пласт ЮВ₁¹, ЮВ₁^1а – васюганской свиты верхней юры. Залежи нефти приурочены к Аганскому, Мало-Аганскому и Западно-Аганскому поднятиям.

      В работе рассмотрены основные особенности  геологического строения Аганского  месторождения, геологическое строение основных пластов, краткое описание разреза, приводится характеристика физико-химических свойств и состава пластовых флюидов.

    Проницаемость пласта БВ₈ изменяется в большом диапазоне: от 1,0*10^-3 мкм² до 1405,6*10^-3 мкм², среднее значение проницаемости – 338,8*10^-3 мкм², средняя пористость 23,7% (диапазон изменения 19,4-25,6). Средняя нефтенасыщенная толщина 10,4 м, степень неоднородности зональная: - 0,86, послойная – 0,57, расчлененность – 6,2.

    Начальная нефтенасыщенность по пласту составляет в среднем 71,2% (при колебаниях от 29,3 до 83,8%). Вязкость пластовой нефти  составляет 1,08 мПа*с.

    Для объекта БВ₈ проектными документами была предусмотрена рядная система разработки. Пять разрезающих рядов разделили площадь залежи на 6 блоков.Во 2-м, 4-м,  5-м блоках утверждена пятирядная система разработки по сетке 500х700 м в зоне эксплуатации и с удаленностью первых рядов от линии нагнетания на 600 м. Выделен один (3-й), трехрядный блок с сеткой добывающих скважин 700х700 м и расстоянием между первым добывающим и нагнетательным рядами 850 м.

      Проведенный анализ разработки Аганского месторождения показал в целом ее удовлетворительное состояние, однако процесс разработки Аганского месторождения осложняется большими объемами попутно добываемой воды. Обводненность добываемой продукции скважин составляет более 90%, что дает основание отнести остаточные запасы нефти Аганского месторождения к категории трудноизвлекаемых.

      Есть  все основания предполагать, что  наращивание отборов жидкости без  существенного увеличения работ  по снижению обводненности продукции  скважин и вовлечению в разработку слабодренируемых запасов нефти в низкопродуктивных зонах не позволит обеспечить утвержденный по месторождению коэффициент нефтеизвлечения.

    Выявленные особенности разработки Аганского нефтяного месторождения, в частности, указывают на необходимость повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных как к высоко-, так и низкопродуктивным коллекторам. На основании имеющегося опыта разработки месторождений страны в качестве технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, предложена комплексная технология нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками скважин, позволяющая увеличить добычу нефти и сократить объемы попутно добываемой воды в результате перераспределения фильтрационных потоков за счет периодической работы нагнетательных скважин и применения технологий обработки скважин, направленных на изменение охвата пласта воздействием.   
 
 
 

Нестационарное воздействие в комплексе с адресными обработками.  

                                                         Применение эмульгатора ЭКС-ЭМ марки «Б» 

      Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, так же может быть предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.

      Наиболее  известными в практике являются технологии закачки различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла

      (Предварительный анализ полученных результатов показывает, что средний удельный технологический эффект составляет 14 т дополнительно добытой нефти на 1 т жидкого стекла), а также обратных эмульсий. Эти технологии давно внедряются и широко используются нефтегазодобывающими предприятиями различных регионов России.