Файл: Лекция Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 20.03.2024
Просмотров: 39
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1
Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Лекции.
Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи. .................................. 4
геологические запасы......................................................................................................................... 4
извлекаемые запасы ........................................................................................................................... 4
Коэффициент извлечения нефти ..................................................................................................... 4
методы увеличения нефтеотдачи..................................................................................................... 6
Пример применения различных МУН ........................................................................................... 7
Лекция 2. Заводнение ............................................................................................................................... 8
Общие сведения о строении и свойствах пластов ........................................................................ 8
Типы коллекторов .............................................................................................................................. 8
Пористость коллекторов ................................................................................................................... 8
Проницаемость коллекторов ............................................................................................................ 9
Неоднородность порового пространства (микронеоднородность) ............................................ 9
Неоднородность коллекторов (макронеоднородность) ............................................................... 9
Расчлененность коллекторов ......................................................................................................... 10
Начальная нефтенасыщенность коллекторов ............................................................................ 10
Заводнение - вытеснение нефти водой.......................................................................................... 10
Капиллярные силы........................................................................................................................... 13
Не вытесненная водой нефть (остаточная нефть)...................................................................... 14
Коэффициент извлечения нефти при заводнении. ..................................................................... 14
Лекция 3. Классификация методов увеличения нефтеотдачи. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи. ............................................................................................................................................ 16
Гидродинамические МУН ............................................................................................................... 16
Химические МУН ............................................................................................................................. 16
Газовые МУН..................................................................................................................................... 16
Тепловые МУН .................................................................................................................................. 16
Физические МУН .............................................................................................................................. 16
Критерии применимости различных МУН ................................................................................. 16
Методы воздействия на призабойную зону пласта .................................................................... 19
Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. ........................ 22
Классификация гидродинамических МУН по РД 153-39.0-110-01 .......................................... 22
Поддержание повышенных давлений нагнетания ..................................................................... 23
Форсированный отбор жидкостей ................................................................................................. 23
Циклическое заводнение и изменение направлений фильтрационных потоков ................ 24
Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. ...................................... 26
Полимерное заводнение ................................................................................................................... 26
Полимер .............................................................................................................................................. 26
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
2
Химическая деструкция ПАА ........................................................................................................ 27
Влияние температуры ...................................................................................................................... 27
Механическая деструкция ПАА .................................................................................................... 27
Влияние полимеров на подготовку нефти ................................................................................... 27
Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) .............................................................. 29
Мицеллярно-полимерное заводнение ........................................................................................... 29
Щелочное заводнение....................................................................................................................... 30
Потокоотклоняющие технологии (ПОТ). .................................................................................... 31
Ограничение водопритока .............................................................................................................. 31
Пример применения химических МУН ....................................................................................... 32
Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи. ......................................................................... 33
Лекция 7. Тепловые (термические) методы увеличения нефтеотдачи. ............................................. 35
Закачка горячей воды ...................................................................................................................... 35
Циклическая обработка паром призабойных зон добывающих скважин ............................ 35
Площадная закачка пара ................................................................................................................ 36
Внутрипластовое горение ................................................................................................................ 37
Проектирование процесса внутрипластового горения ............................................................. 39
Критерии применимости тепловых МУН ................................................................................... 39
Лекция 8. Физические (механические) методы увеличения нефтеотдачи. ....................................... 41
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) ......................................................................................... 41
Влияние ГРП на оборудование и подготовку нефти.................................................................. 44
Основные расчетные показатели процесса ГРП ........................................................................ 45
Уплотнение сетки скважин ............................................................................................................. 45
Бурение горизонтальных скважин ................................................................................................ 45
Бурение боковых (вторых) стволов скважин .............................................................................. 46
Лекция 9. Нетрадиционные методы увеличения нефтеотдачи. ......................................................... 48
Импульсное электрическое воздействие на пласт ..................................................................... 48
Метод виброволнового воздействия на ПЗП ............................................................................... 48
Импульсно-ударные методы........................................................................................................... 49
Сейсмическое воздействие на пласт ............................................................................................. 49
Термогазовое воздействие на пласт. ............................................................................................. 50
Парогравитационное дренирование пласта ................................................................................ 51
Лекция 10. Методы определения технологической эффективности МУН. ...................................... 53
Оценка технологической эффективности МУН с использованием характеристик
вытеснения ......................................................................................................................................... 53
Оценка технологической эффективности МУН с использованием технологической схемы
............................................................................................................................................................... 56
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
3
Оценка технологической эффективности МУН методом прямого счета .............................. 56
Лекция 11. Проектирование МУН и их внедрение на нефтедобывающих предприятиях. ............. 59
Выбор МУН, применимых на конкретном месторождении. .................................................... 59
Лабораторные исследования .......................................................................................................... 60
Разработка технологии и подготовка пилотного проекта ........................................................ 61
Опытно-промышленные работы ................................................................................................... 62
Анализ результатов опытно-промышленных работ ................................................................. 62
Промышленное применение ........................................................................................................... 64
Список литературы ................................................................................................................................. 64
Темы практических занятий .................................................................................................................. 65
Практическое занятие № 5. Проектирование гидравлического разрыва пласта .............................. 65
Расчет основных характеристик процесса гидроразрыва ........................................................ 65
Расчет размеров трещин .................................................................................................................. 69
Вопросы для экзаменационных билетов .............................................................................................. 71
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
4
Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.
Согласно приказу Министерства природных ресурсов и экологии от 1 ноября 2013 г. № 477
«Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» запасы залежей и месторождений подразделяют на:
геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией, или испытанием скважин, или обосновано геолого- геофизическими исследованиями;
извлекаемые запасы – часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи
(месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.
Ресурсы не вскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью подразделяют на:
– геологические ресурсы – количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований;
– извлекаемые ресурсы – часть геологических ресурсов, которую прогнозируют извлечь из недр с использованием доступных технологий при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.
Запасы нефти и газа, по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности, подразделяют на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В
1
(разрабатываемые, не разбуренные, разведанные), В
2
(разрабатываемые, не разбуренные, оцененные), C
1
(разведанные) и С
2
(оцененные).
Коэффициент извлечения нефти (КИН, нефтеотдача) – это отношение начальных извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам (мера полноты извлечения нефтяных запасов в сравнении с потенциально возможным расчетным значением), выраженное в долях единицы.
Извлекаемые запасы нефти, растворенного в нефти газа и содержащихся в них компонентов и КИН рассчитывают и обосновывают на стадии проектирования разработки месторождения на весь расчетный срок разработки, от начала ввода месторождения в эксплуатацию до отключения последних скважин эксплуатационного фонда.
При расчете и обосновании КИН учитывают как достигнутый уровень развития техники и технологии разработки месторождений, так и перспективы применения новых методов разработки и интенсификации добычи нефти, новой техники и технологий.
КИН обосновывают по каждому эксплуатационному объекту (залежи) и месторождению в целом для запасов категорий C
1
+C
2
по разведанным, для категорий A+B+C
1
+C
2
по разрабатываемым месторождениям.
На величину КИН влияют многие факторы – физические характеристики, химический состав нефти, глубина залегания, степень обводненности нефтеносных пластов, выбранный способ разработки месторождения.
В 2010 г. средний КИН в мире составил 0,30-0,35. Значения КИН изменяются от 0,09 до
0,75 (полнота извлечения нефти от 9 до 75%). КИН 0,4 – 0,5 считают довольно высоким, таких значений можно достичь, если извлекаемая нефть имеет низкую вязкость, а коллекторы – хорошую проницаемость. При КИН 0,2 – 0,3 (как правило, вследствие высокой вязкости нефти), речь идет о трудно извлекаемых запасах.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
5
Приросты извлекаемых запасов в проектных документах, рассмотренных центральной комиссией по разработке (ЦКР) в 2005 – 2010 гг., показаны в таблице (по данным В.В. Шелепова, заместителя председателя ЦКР Роснедр по углеводородному сырью). Всего за этот период извлекаемые запасы увеличились более чем на 1 млрд. тонн.
Год рассмотрения
КИН на балансе
КИН по проекту
Разница
КИН
Увеличение извлечения нефти, млн. т
2005 (136 месторождений)
0,429 0,454 0,025 300 2006 (94 месторождения)
0,336 0,383 0,047 250 2007 (68 месторождений)
0,340 0,405 0,065 200 2008 (54 месторождения)
0,400 0,456 0,056 110 2009 (43 месторождения)
0,380 0,409 0,029 80 2010 (40 месторождений)
0,415 0,433 0,018 78
За 2005-2010
(435 месторождений)
0,391 0,430 0,039 1018
На рис. 1 показана динамика изменения КИН и доли трудно извлекаемых запасов в СССР и России.
Рисунок 1. Динамика изменения КИН и доли трудно извлекаемых запасов в СССР и
России.
Как видно из данных рис.1, понижение величины КИН можно объяснить изменением структуры запасов нефти – увеличением доли трудно извлекаемых запасов, а также увеличением доли месторождений, расположенных на труднодоступных территориях с суровыми климатическими условиями, ухудшенными геолого-физическими свойствами залегающих на больших глубинах продуктивных пластов.
В действующих нормативно-технических документах указаны следующие методы увеличения нефтеотдачи:
– обработка призабойной зоны пласта химическими реагентами;
– ремонтно-изоляционные работы, изоляция притока пластовых вод;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– зарезка вторых стволов добывающих скважин;
0
10
20
30
40
50
60
70
0.30
0.35
0.40
0.45
0.50
1961
1966
1971
1976
1981
1986
1991
1996
2001
2006
2011
КИН
Доля трудно извлекаемых запасов, %
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
6
– прочие методы.
«Прочие методы» принято разделять на гидродинамические, газовые, тепловые и химические.
Заводнение (закачка воды в пласт) также является методом увеличения нефтеотдачи и в настоящее время практически ни одно месторождение не разрабатывают без применения заводнения (за исключением разработки залежей высоковязких нефтей и битумов - здесь используют не заводнение, а применяют термические методы, которые, однако, часто включают закачку воды.)
В соответствии с технической концепцией действующих нормативных документов можно дать такое определение:
методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это методы и приемы воздействия на пласт,
которые позволяют достичь проектного коэффициента извлечения нефти.
В развитии технологий разработки месторождений условно выделяют 4 этапа, различающиеся способами разработки и системами размещения скважин.
1 этап продолжался с начала промышленной добычи нефти до 1946 г. Нефть добывали за счет естественной энергии пласта (упругой, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальной энергии гравитационных сил). Использовали равномерную сетку скважин с плотностью 20000 – 60000 м
2
/скв. (площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину).
Контролируемым параметром при разработке было пластовое давление. КИН – 0,1 – 0,2.
2 этап длился с 1946 по 1980 – 85 гг. В этот период в практику добычи нефти, как на уже разрабатываемых, так и на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, интенсивно внедряли заводнение. В 1948 г. на Туймазинском месторождении (Башкирия) впервые в СССР было применено промышленное законтурное заводнение с самого начала разработки. В дальнейшем, на других месторождениях, начали применять внутриконтурное заводнение с площадным и рядным размещением нагнетательных скважин. Применение заводнения позволило более чем в 2 раза увеличить КИН. Для контроля за разработкой стали использовать термометры, измерители расхода жидкости и газа, другие приборы.
3 этап (с 1980 – 85 по 1990 – 95 гг.) характеризовался совершенствованием технологий заводнения за счет перехода на площадное и избирательное заводнение, применения различных добавок к воде, улучшающих ее вытесняющую способность (поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др.), выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции
(повышение давления нагнетания, смена направлений фильтрации, циклический режим закачки воды и т. д.). В это же время внедряли и совершенствовали информационные технологии, методы автоматизации контроля за разработкой, методы регулирования процесса заводнения. Начали интенсивно исследовать и применять в опытно-промышленных масштабах различные МУН – термические, химические, газовые, физические. КИН, на ряде месторождений, удалось повысить до 0,5 – 0,6.
4 этап начался с 1990-х гг. и продолжается в настоящее время. Сейчас нормативные документы предписывают применять не только заводнение, но и другие МУН, в частности, обработки призабойных зон скважин. Обработки призабойных зон скважин (стимуляция скважин)
– это процесс, увеличивающий или восстанавливающий характеристики скважины, и, как следствие, повышающий нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.
Увеличение нефтеотдачи пластов, то есть повышение степени извлечения нефти из недр, было и остается самой актуальной задачей на протяжении всей истории развития нефтяной промышленности. На каждом этапе развития техники и технологий специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет повышения качества вскрытия, обработки призабойных зон, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса разработки.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
7
Пример применения различных МУН на конкретном предприятии – «Сахалин Энерджи
Инвестмент Компани Лтд.» (Пильтун-Астохское месторождение, шельф о. Сахалин) применяет:
– заводнение;
–обработки призабойной зоны пласта;
– ремонтно-изоляционные работы;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– зарезка вторых стволов добывающих скважин.
МУН, применяемые в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (Салымское месторождение, Нефтеюганский район):
– заводнение;
– щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (пилотный проект);
–обработки призабойной зоны пласта;
– ремонтно-изоляционные работы;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– зарезка вторых стволов добывающих скважин.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
8
Лекция 2. Заводнение.
Заводнение, исторически, было первым МУН, позволившим существенно, более чем в 2 раза, повысить коэффициент извлечения нефти. Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения.
В настоящее время (и в обозримом будущем) заводнение остается (и останется) необходимым элементом разработки месторождений. Сегодня 80% всей нефти в Российской
Федерации добывают с применением традиционных технологий заводнения. Большинство методов воздействия на пласт, которые относят к МУН, – гидродинамические, химические, тепловые (частично), физические – основаны на заводнении.
Пласт – геологическое образование, сформированное в сходных условиях осадконакопления и обладающее схожим составом и свойствами. Пласт – это геологический слой, являющийся основной формой залегания осадочных горных пород и отражающий последовательность их отложения.
Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, сверху – кровлей.
Нефтегазовый коллектор – часть пласта, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать (отдавать) их при наличии перепада давления.
Ловушка – часть пласта, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие ее экранирования относительно непроницаемыми породами.
Залежь – естественное скопление нефти в ловушке, образованной коллектором, целостная динамическая система.
Коллектор может быть на два (и более) пласта, залежь – на два (и более) коллектора.
Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.
Общие сведения о строении и свойствах пластов.
Нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, слабопроницаемые (в большей части объема залежей) породы – песчаники, известняки или доломиты. Строение нефтяных залежей очень сложное. В залежах, по их простиранию (по площади), изменяются физические и фильтрационные свойства коллекторов. Коллекторы разделены непроницаемыми «линзами» (слоями и пропластками), вследствие чего их толщина бессистемно изменяется.
Основной объект изучения и разработки – нефтеносный пласт – нельзя ни увидеть, ни измерить. Модели пластов, используемые для оценки запасов нефти и проектирования разработки, построены на основе ограниченной информации, полученной из отдельных скважин. При площади нефтяных залежей в десятки и сотни квадратных километров площадь извлеченных на поверхность образцов пород, по которым составляют представление о строении пластов при принятии решений о системе разработки, не превышает нескольких квадратных метров. Таким образом, представления о строении нефтяных залежей и запасах нефти всегда относительны, точность количественных характеристик пластов и запасов нефти, строго говоря, не известна.
Поэтому системы разработки нефтяных месторождений, принятые на ранней стадии их изучения, в принципе не могут соответствовать всем особенностям строения нефтяных залежей. Они требуют непрерывного уточнения по мере разработки месторождения и получения новых данных.
Типы коллекторов.
Основные свойства коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики – зависят от его состава, пористости и проницаемости.
Пористость коллекторов – наличие в них пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Коэффициент открытой пористости (пористость) – это отношение
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
9 объема открытых, сообщающихся между собой, пор к объему породы. Пористость выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 – 25%.
Проницаемость коллекторов – способность пропускать сквозь себя жидкости при наличии перепада давления. Проницаемость определяют при фильтрации жидкостей через керн на основе линейного закона фильтрации Анри Дарси (1856 г.) по которому скорость фильтрации в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости:
Q = K ∙
S ∙ (P
1
− P
2
)
η ∙ L
где Q – расход жидкости, м
3
/с; K – коэффициент проницаемости (проницаемость), м
2
; S – площадь фильтрации, м
2
; (P
1
– Р
2
) – разность давлений на концах испытуемого образца, Па; L – длина образца, м; – динамическая вязкость, Па·с. Физический смысл проницаемости: это площадь сечения каналов, по которым происходит фильтрация.
Для характеристики коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.
Все коллекторы нефти и газа принято разделять на два типа – терригенные и карбонатные.
Терригенные коллекторы состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Терригенные коллекторы обладают широким диапазоном фильтрационных свойств: проницаемость их изменяется от 0,0001 – 0,0010 до 3 – 5 мкм
2
, пористость – от 12 – 14 до 25 – 26%. По минералогическому составу терригенные коллекторы делят на кварцевые и полимиктовые.
Кварцевые коллекторы имеют песчаную основу (до 95 – 98 %), как правило, обладают хорошими пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80 – 95 %, начальная насыщенность водой – 5 – 20 %.
Породы полимиктовых коллекторов имеют до 25 – 50% глинистых составляющих, начальная насыщенность водой может достигать 30 – 40%.
Карбонатные коллекторы состоят, в основном, из известняков и доломитов. Начальная насыщенность водой от 5 до 50%.
Неоднородность порового пространства (микронеоднородность). Пористость коллекторов зависит от фракционного состава зерен породы, плотности их расположения и типа цемента. В породах выделяют капиллярные (диаметр больше 0,001 мм) и субкапиллярные
(диаметр меньше 0,001 мм) поры. Жидкость движется по капиллярным порам, в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывных каналов из капиллярных пор, что часто наблюдается в карбонатных коллекторах.
Диаметр пор в терригенных коллекторах изменяется от 0,0001 мм в аргиллитах и алевролитах до 0,5 – 1,0 мм в слабосцементированных кварцевых песчаниках. В коллекторах со средней проницаемостью (0,4 – 0,5 мкм
2
) средний диаметр пор составляет 0,01 – 0,02 мм, максимальный 0,10 – 0,15 мм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01 – 0,02 мкм
2
) средний диаметр пор не превышает 0,001 – 0,002 мм, максимальный 0,020 – 0,025 мм.
В карбонатных коллекторах диаметр пор изменятся в еще более широком диапазоне: при том же минимальном диаметре пор (0,0001 мм) максимальный диаметр пор (поры выщелачивания) может достигать размера каверн – 5 – 15 мм.
Неоднородность коллекторов (макронеоднородность). Коллекторы характеризуются неоднородностью трех основных видов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных коллекторов и неравномерностью свойств коллекторов по простиранию (по площади). Эти виды неоднородности вызывают неравномерность потоков жидкости, снижающую охват коллекторов заводнением.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
10
Расчлененность коллекторов. Коллекторы представляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных и непроницаемых глинистых слоев, линз и пропластков. В разрезе одной скважины в пласте может быть обнаружено до 10 – 20 пропластков. Расчлененность характеризуют коэффициентом расчлененности, который определяют для залежи в целом – отношение числа слоев, обнаруженных во всех скважинах, к общему количеству скважин.
Перемещение жидкости из слоя в слой по вертикали ухудшается так называемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по вертикали может быть в 2 – 10 раз ниже, чем по горизонтали. Это связано с уплотнением пород и наличием не фиксируемых тонких глинистых слоев. Анизотропия не может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку, тем не менее, жидкость «вынуждена» двигаться преимущественно в горизонтальной плоскости.
Начальная нефтенасыщенность коллекторов. Пористая среда коллекторов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной водой. Степень насыщенности нефтью изменяется в широком диапазоне. Высокопроницаемые терригенные коллекторы пористостью 24
– 27% начально насыщены нефтью на 90 – 92% (вода – 8 – 10%).
Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллекторы начально насыщены нефтью на 60 – 65%, водой – на 35 – 40%.
Заводнение – вытеснение нефти водой. В нефтяную залежь через сеть нагнетательных скважин закачивают воду. Вода компенсирует объем извлекаемой нефти и восполняет потерю пластового давления, вызванную извлечением нефти через добывающие скважины. Цель заводнения – получение проектного КИН.
При реализации заводнения необходимыми элементами, подлежащими рассмотрению и выбору на стадии проектирования разработки, являются:
– время начала заводнения;
– система заводнения;
– система размещения скважин;
– плотность сетки скважин;
– темп добычи нефти; а также порядок бурения скважин, отключение скважин, вода для заводнения.
Время начала заводнения. Заводнение может быть применено не с первых дней разработки месторождения, залежи можно разрабатывать на естественном режиме, при котором для извлечения нефти используется естественная энергия пласта (упругая, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). Разработка на естественном режиме имеет свои преимущества, заключающиеся в равномерном распределении пластовой энергии по всему объему пласта, что способствует его максимальному охвату процессом извлечения нефти.
Системы заводнения. При законтурном заводнении воду закачивают в нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности коллектора. Применение законтурного заводнения на крупных месторождениях приводило к «консервированию» значительных запасов нефти в центральной части месторождения и к низким темпам добычи нефти. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 2,5% нефти в год от извлекаемых запасов. Законтурное заводнение приводит также к значительным оттокам воды (от
40 до 70% от объема закачки) за контур нефтеносности.
Тем не менее, законтурное заводнение применяют и в настоящее время. На рис. 2 показана схема Астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
11
Рисунок 2. Схема астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения. Синие точки – нагнетательные скважины, черные – добывающие, красные – планируемые к бурению, но еще не пробуренные. Индекс ST в номере скважины означает зарезку второго (третьего, четвертого, пятого) ствола.
Законтурное заводнение реализуют и на пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения, с большим количеством нагнетательных скважин (рис. 3).
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
12
Рисунок 3. Схема пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения (синие точки – нагнетательные скважины, красные – добывающие).
Внутриконтурное заводнение явилось развитием законтурного заводнения. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины «разделяют» месторождение на отдельные полосы, блоки или площади. Ширина блоков – от 1,5 до 4,0 км в зависимости от свойств коллектора. Количество рядов добывающих скважин в блоке 3 (трехрядное заводнение) или 5
(пятирядное заводнение).
Разновидности блокового заводнения:
– осевое заводнение – для узких вытянутых залежей;
– центральное заводнение – для небольших залежей круглой формы;
– кольцевое заводнение – для больших круглых залежей;
– очаговое и избирательное заводнения – для усиления воздействия на слабо выработанные участки;
– барьерное заводнение – применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи;
– площадное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в общей равномерной сетке скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в последовательности, установленной проектом разработки.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
13
При внутриконтурном заводнении большое значение имеет система размещения скважин и число рядов добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин. Первоначально при внутриконтурном заводнении между рядами нагнетательных скважин размещали до 7 – 9 рядов добывающих скважин. Позже, при разработке Самотлорского месторождения, было установлено, что такие системы размещения скважин обеспечивают высокую нефтеотдачу только в однородных коллекторах. Для объектов с высокой степенью неоднородности коллекторов, к которым относятся большинство месторождений Западной Сибири, более высокую нефтеотдачу обеспечивают однорядные и площадные системы. Нефтеотдача существенно зависит от плотности сетки скважин, но в большей степени от их размещения.
Обобщение многочисленных исследований по влиянию темпа извлечения нефти при заводнении на нефтеотдачу позволило сделать вывод о том, что нефтеотдача неоднородных коллекторов мало зависит от темпа добычи нефти. Разработка нефтяных месторождений высокими темпами базируется именно на этой концепции.
Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения показала, что главные особенности, характерные для всех методов заводнения, заключаются в 1) неравномерности распределения воды в пласты: опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, менее проницаемые пласты остаются невыработанными; 2) невозможности достижения полного вытеснения нефти водой.
При стационарных режимах заводнения образуется система «постоянных трубок тока», определяющих охват пласта заводнением.
Рисунок 4. Результаты моделирования образования системы постоянных трубок тока при стационарном заводнении.
Для вовлечения новых трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации жидкостей в пласте. Гидродинамические МУН направлены на изменение режима фильтрации, которое достигают либо путем регулирования работы системы заводнения в целом, либо ее отдельных элементов. Гидроразрыв пласта, некоторые химические МУН, зарезка вторых стволов добывающих скважин и изоляция притока пластовых вод также изменяют систему постоянных трубок тока.
Неполное вытеснение нефти водой обусловливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачиваемостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это методы и приемы воздействия на пласт,
которые позволяют достичь проектного коэффициента извлечения нефти.
В развитии технологий разработки месторождений условно выделяют 4 этапа, различающиеся способами разработки и системами размещения скважин.
1 этап продолжался с начала промышленной добычи нефти до 1946 г. Нефть добывали за счет естественной энергии пласта (упругой, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальной энергии гравитационных сил). Использовали равномерную сетку скважин с плотностью 20000 – 60000 м
2
/скв. (площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину).
Контролируемым параметром при разработке было пластовое давление. КИН – 0,1 – 0,2.
2 этап длился с 1946 по 1980 – 85 гг. В этот период в практику добычи нефти, как на уже разрабатываемых, так и на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, интенсивно внедряли заводнение. В 1948 г. на Туймазинском месторождении (Башкирия) впервые в СССР было применено промышленное законтурное заводнение с самого начала разработки. В дальнейшем, на других месторождениях, начали применять внутриконтурное заводнение с площадным и рядным размещением нагнетательных скважин. Применение заводнения позволило более чем в 2 раза увеличить КИН. Для контроля за разработкой стали использовать термометры, измерители расхода жидкости и газа, другие приборы.
3 этап (с 1980 – 85 по 1990 – 95 гг.) характеризовался совершенствованием технологий заводнения за счет перехода на площадное и избирательное заводнение, применения различных добавок к воде, улучшающих ее вытесняющую способность (поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др.), выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции
(повышение давления нагнетания, смена направлений фильтрации, циклический режим закачки воды и т. д.). В это же время внедряли и совершенствовали информационные технологии, методы автоматизации контроля за разработкой, методы регулирования процесса заводнения. Начали интенсивно исследовать и применять в опытно-промышленных масштабах различные МУН – термические, химические, газовые, физические. КИН, на ряде месторождений, удалось повысить до 0,5 – 0,6.
4 этап начался с 1990-х гг. и продолжается в настоящее время. Сейчас нормативные документы предписывают применять не только заводнение, но и другие МУН, в частности, обработки призабойных зон скважин. Обработки призабойных зон скважин (стимуляция скважин)
– это процесс, увеличивающий или восстанавливающий характеристики скважины, и, как следствие, повышающий нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.
Увеличение нефтеотдачи пластов, то есть повышение степени извлечения нефти из недр, было и остается самой актуальной задачей на протяжении всей истории развития нефтяной промышленности. На каждом этапе развития техники и технологий специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет повышения качества вскрытия, обработки призабойных зон, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса разработки.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
7
Пример применения различных МУН на конкретном предприятии – «Сахалин Энерджи
Инвестмент Компани Лтд.» (Пильтун-Астохское месторождение, шельф о. Сахалин) применяет:
– заводнение;
–обработки призабойной зоны пласта;
– ремонтно-изоляционные работы;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– зарезка вторых стволов добывающих скважин.
МУН, применяемые в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (Салымское месторождение, Нефтеюганский район):
– заводнение;
– щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (пилотный проект);
–обработки призабойной зоны пласта;
– ремонтно-изоляционные работы;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– зарезка вторых стволов добывающих скважин.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
8
Лекция 2. Заводнение.
Заводнение, исторически, было первым МУН, позволившим существенно, более чем в 2 раза, повысить коэффициент извлечения нефти. Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения.
В настоящее время (и в обозримом будущем) заводнение остается (и останется) необходимым элементом разработки месторождений. Сегодня 80% всей нефти в Российской
Федерации добывают с применением традиционных технологий заводнения. Большинство методов воздействия на пласт, которые относят к МУН, – гидродинамические, химические, тепловые (частично), физические – основаны на заводнении.
Пласт – геологическое образование, сформированное в сходных условиях осадконакопления и обладающее схожим составом и свойствами. Пласт – это геологический слой, являющийся основной формой залегания осадочных горных пород и отражающий последовательность их отложения.
Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, сверху – кровлей.
Нефтегазовый коллектор – часть пласта, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать (отдавать) их при наличии перепада давления.
Ловушка – часть пласта, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие ее экранирования относительно непроницаемыми породами.
Залежь – естественное скопление нефти в ловушке, образованной коллектором, целостная динамическая система.
Коллектор может быть на два (и более) пласта, залежь – на два (и более) коллектора.
Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.
Общие сведения о строении и свойствах пластов.
Нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, слабопроницаемые (в большей части объема залежей) породы – песчаники, известняки или доломиты. Строение нефтяных залежей очень сложное. В залежах, по их простиранию (по площади), изменяются физические и фильтрационные свойства коллекторов. Коллекторы разделены непроницаемыми «линзами» (слоями и пропластками), вследствие чего их толщина бессистемно изменяется.
Основной объект изучения и разработки – нефтеносный пласт – нельзя ни увидеть, ни измерить. Модели пластов, используемые для оценки запасов нефти и проектирования разработки, построены на основе ограниченной информации, полученной из отдельных скважин. При площади нефтяных залежей в десятки и сотни квадратных километров площадь извлеченных на поверхность образцов пород, по которым составляют представление о строении пластов при принятии решений о системе разработки, не превышает нескольких квадратных метров. Таким образом, представления о строении нефтяных залежей и запасах нефти всегда относительны, точность количественных характеристик пластов и запасов нефти, строго говоря, не известна.
Поэтому системы разработки нефтяных месторождений, принятые на ранней стадии их изучения, в принципе не могут соответствовать всем особенностям строения нефтяных залежей. Они требуют непрерывного уточнения по мере разработки месторождения и получения новых данных.
Типы коллекторов.
Основные свойства коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики – зависят от его состава, пористости и проницаемости.
Пористость коллекторов – наличие в них пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Коэффициент открытой пористости (пористость) – это отношение
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
9 объема открытых, сообщающихся между собой, пор к объему породы. Пористость выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 – 25%.
Проницаемость коллекторов – способность пропускать сквозь себя жидкости при наличии перепада давления. Проницаемость определяют при фильтрации жидкостей через керн на основе линейного закона фильтрации Анри Дарси (1856 г.) по которому скорость фильтрации в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости:
Q = K ∙
S ∙ (P
1
− P
2
)
η ∙ L
где Q – расход жидкости, м
3
/с; K – коэффициент проницаемости (проницаемость), м
2
; S – площадь фильтрации, м
2
; (P
1
– Р
2
) – разность давлений на концах испытуемого образца, Па; L – длина образца, м; – динамическая вязкость, Па·с. Физический смысл проницаемости: это площадь сечения каналов, по которым происходит фильтрация.
Для характеристики коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.
Все коллекторы нефти и газа принято разделять на два типа – терригенные и карбонатные.
Терригенные коллекторы состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Терригенные коллекторы обладают широким диапазоном фильтрационных свойств: проницаемость их изменяется от 0,0001 – 0,0010 до 3 – 5 мкм
2
, пористость – от 12 – 14 до 25 – 26%. По минералогическому составу терригенные коллекторы делят на кварцевые и полимиктовые.
Кварцевые коллекторы имеют песчаную основу (до 95 – 98 %), как правило, обладают хорошими пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80 – 95 %, начальная насыщенность водой – 5 – 20 %.
Породы полимиктовых коллекторов имеют до 25 – 50% глинистых составляющих, начальная насыщенность водой может достигать 30 – 40%.
Карбонатные коллекторы состоят, в основном, из известняков и доломитов. Начальная насыщенность водой от 5 до 50%.
Неоднородность порового пространства (микронеоднородность). Пористость коллекторов зависит от фракционного состава зерен породы, плотности их расположения и типа цемента. В породах выделяют капиллярные (диаметр больше 0,001 мм) и субкапиллярные
(диаметр меньше 0,001 мм) поры. Жидкость движется по капиллярным порам, в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывных каналов из капиллярных пор, что часто наблюдается в карбонатных коллекторах.
Диаметр пор в терригенных коллекторах изменяется от 0,0001 мм в аргиллитах и алевролитах до 0,5 – 1,0 мм в слабосцементированных кварцевых песчаниках. В коллекторах со средней проницаемостью (0,4 – 0,5 мкм
2
) средний диаметр пор составляет 0,01 – 0,02 мм, максимальный 0,10 – 0,15 мм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01 – 0,02 мкм
2
) средний диаметр пор не превышает 0,001 – 0,002 мм, максимальный 0,020 – 0,025 мм.
В карбонатных коллекторах диаметр пор изменятся в еще более широком диапазоне: при том же минимальном диаметре пор (0,0001 мм) максимальный диаметр пор (поры выщелачивания) может достигать размера каверн – 5 – 15 мм.
Неоднородность коллекторов (макронеоднородность). Коллекторы характеризуются неоднородностью трех основных видов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных коллекторов и неравномерностью свойств коллекторов по простиранию (по площади). Эти виды неоднородности вызывают неравномерность потоков жидкости, снижающую охват коллекторов заводнением.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
10
Расчлененность коллекторов. Коллекторы представляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных и непроницаемых глинистых слоев, линз и пропластков. В разрезе одной скважины в пласте может быть обнаружено до 10 – 20 пропластков. Расчлененность характеризуют коэффициентом расчлененности, который определяют для залежи в целом – отношение числа слоев, обнаруженных во всех скважинах, к общему количеству скважин.
Перемещение жидкости из слоя в слой по вертикали ухудшается так называемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по вертикали может быть в 2 – 10 раз ниже, чем по горизонтали. Это связано с уплотнением пород и наличием не фиксируемых тонких глинистых слоев. Анизотропия не может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку, тем не менее, жидкость «вынуждена» двигаться преимущественно в горизонтальной плоскости.
Начальная нефтенасыщенность коллекторов. Пористая среда коллекторов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной водой. Степень насыщенности нефтью изменяется в широком диапазоне. Высокопроницаемые терригенные коллекторы пористостью 24
– 27% начально насыщены нефтью на 90 – 92% (вода – 8 – 10%).
Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллекторы начально насыщены нефтью на 60 – 65%, водой – на 35 – 40%.
Заводнение – вытеснение нефти водой. В нефтяную залежь через сеть нагнетательных скважин закачивают воду. Вода компенсирует объем извлекаемой нефти и восполняет потерю пластового давления, вызванную извлечением нефти через добывающие скважины. Цель заводнения – получение проектного КИН.
При реализации заводнения необходимыми элементами, подлежащими рассмотрению и выбору на стадии проектирования разработки, являются:
– время начала заводнения;
– система заводнения;
– система размещения скважин;
– плотность сетки скважин;
– темп добычи нефти; а также порядок бурения скважин, отключение скважин, вода для заводнения.
Время начала заводнения. Заводнение может быть применено не с первых дней разработки месторождения, залежи можно разрабатывать на естественном режиме, при котором для извлечения нефти используется естественная энергия пласта (упругая, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). Разработка на естественном режиме имеет свои преимущества, заключающиеся в равномерном распределении пластовой энергии по всему объему пласта, что способствует его максимальному охвату процессом извлечения нефти.
Системы заводнения. При законтурном заводнении воду закачивают в нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности коллектора. Применение законтурного заводнения на крупных месторождениях приводило к «консервированию» значительных запасов нефти в центральной части месторождения и к низким темпам добычи нефти. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 2,5% нефти в год от извлекаемых запасов. Законтурное заводнение приводит также к значительным оттокам воды (от
40 до 70% от объема закачки) за контур нефтеносности.
Тем не менее, законтурное заводнение применяют и в настоящее время. На рис. 2 показана схема Астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
11
Рисунок 2. Схема астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения. Синие точки – нагнетательные скважины, черные – добывающие, красные – планируемые к бурению, но еще не пробуренные. Индекс ST в номере скважины означает зарезку второго (третьего, четвертого, пятого) ствола.
Законтурное заводнение реализуют и на пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения, с большим количеством нагнетательных скважин (рис. 3).
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
12
Рисунок 3. Схема пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения (синие точки – нагнетательные скважины, красные – добывающие).
Внутриконтурное заводнение явилось развитием законтурного заводнения. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины «разделяют» месторождение на отдельные полосы, блоки или площади. Ширина блоков – от 1,5 до 4,0 км в зависимости от свойств коллектора. Количество рядов добывающих скважин в блоке 3 (трехрядное заводнение) или 5
(пятирядное заводнение).
Разновидности блокового заводнения:
– осевое заводнение – для узких вытянутых залежей;
– центральное заводнение – для небольших залежей круглой формы;
– кольцевое заводнение – для больших круглых залежей;
– очаговое и избирательное заводнения – для усиления воздействия на слабо выработанные участки;
– барьерное заводнение – применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи;
– площадное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в общей равномерной сетке скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в последовательности, установленной проектом разработки.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
13
При внутриконтурном заводнении большое значение имеет система размещения скважин и число рядов добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин. Первоначально при внутриконтурном заводнении между рядами нагнетательных скважин размещали до 7 – 9 рядов добывающих скважин. Позже, при разработке Самотлорского месторождения, было установлено, что такие системы размещения скважин обеспечивают высокую нефтеотдачу только в однородных коллекторах. Для объектов с высокой степенью неоднородности коллекторов, к которым относятся большинство месторождений Западной Сибири, более высокую нефтеотдачу обеспечивают однорядные и площадные системы. Нефтеотдача существенно зависит от плотности сетки скважин, но в большей степени от их размещения.
Обобщение многочисленных исследований по влиянию темпа извлечения нефти при заводнении на нефтеотдачу позволило сделать вывод о том, что нефтеотдача неоднородных коллекторов мало зависит от темпа добычи нефти. Разработка нефтяных месторождений высокими темпами базируется именно на этой концепции.
Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения показала, что главные особенности, характерные для всех методов заводнения, заключаются в 1) неравномерности распределения воды в пласты: опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, менее проницаемые пласты остаются невыработанными; 2) невозможности достижения полного вытеснения нефти водой.
При стационарных режимах заводнения образуется система «постоянных трубок тока», определяющих охват пласта заводнением.
Рисунок 4. Результаты моделирования образования системы постоянных трубок тока при стационарном заводнении.
Для вовлечения новых трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации жидкостей в пласте. Гидродинамические МУН направлены на изменение режима фильтрации, которое достигают либо путем регулирования работы системы заводнения в целом, либо ее отдельных элементов. Гидроразрыв пласта, некоторые химические МУН, зарезка вторых стволов добывающих скважин и изоляция притока пластовых вод также изменяют систему постоянных трубок тока.
Неполное вытеснение нефти водой обусловливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачиваемостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
7
Пример применения различных МУН на конкретном предприятии – «Сахалин Энерджи
Инвестмент Компани Лтд.» (Пильтун-Астохское месторождение, шельф о. Сахалин) применяет:
– заводнение;
–обработки призабойной зоны пласта;
– ремонтно-изоляционные работы;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– зарезка вторых стволов добывающих скважин.
МУН, применяемые в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (Салымское месторождение, Нефтеюганский район):
– заводнение;
– щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (пилотный проект);
–обработки призабойной зоны пласта;
– ремонтно-изоляционные работы;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– зарезка вторых стволов добывающих скважин.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
8
Лекция 2. Заводнение.
Заводнение, исторически, было первым МУН, позволившим существенно, более чем в 2 раза, повысить коэффициент извлечения нефти. Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения.
В настоящее время (и в обозримом будущем) заводнение остается (и останется) необходимым элементом разработки месторождений. Сегодня 80% всей нефти в Российской
Федерации добывают с применением традиционных технологий заводнения. Большинство методов воздействия на пласт, которые относят к МУН, – гидродинамические, химические, тепловые (частично), физические – основаны на заводнении.
Пласт – геологическое образование, сформированное в сходных условиях осадконакопления и обладающее схожим составом и свойствами. Пласт – это геологический слой, являющийся основной формой залегания осадочных горных пород и отражающий последовательность их отложения.
Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, сверху – кровлей.
Нефтегазовый коллектор – часть пласта, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать (отдавать) их при наличии перепада давления.
Ловушка – часть пласта, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие ее экранирования относительно непроницаемыми породами.
Залежь – естественное скопление нефти в ловушке, образованной коллектором, целостная динамическая система.
Коллектор может быть на два (и более) пласта, залежь – на два (и более) коллектора.
Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.
Общие сведения о строении и свойствах пластов.
Нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, слабопроницаемые (в большей части объема залежей) породы – песчаники, известняки или доломиты. Строение нефтяных залежей очень сложное. В залежах, по их простиранию (по площади), изменяются физические и фильтрационные свойства коллекторов. Коллекторы разделены непроницаемыми «линзами» (слоями и пропластками), вследствие чего их толщина бессистемно изменяется.
Основной объект изучения и разработки – нефтеносный пласт – нельзя ни увидеть, ни измерить. Модели пластов, используемые для оценки запасов нефти и проектирования разработки, построены на основе ограниченной информации, полученной из отдельных скважин. При площади нефтяных залежей в десятки и сотни квадратных километров площадь извлеченных на поверхность образцов пород, по которым составляют представление о строении пластов при принятии решений о системе разработки, не превышает нескольких квадратных метров. Таким образом, представления о строении нефтяных залежей и запасах нефти всегда относительны, точность количественных характеристик пластов и запасов нефти, строго говоря, не известна.
Поэтому системы разработки нефтяных месторождений, принятые на ранней стадии их изучения, в принципе не могут соответствовать всем особенностям строения нефтяных залежей. Они требуют непрерывного уточнения по мере разработки месторождения и получения новых данных.
Типы коллекторов.
Основные свойства коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики – зависят от его состава, пористости и проницаемости.
Пористость коллекторов – наличие в них пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Коэффициент открытой пористости (пористость) – это отношение
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
9 объема открытых, сообщающихся между собой, пор к объему породы. Пористость выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 – 25%.
Проницаемость коллекторов – способность пропускать сквозь себя жидкости при наличии перепада давления. Проницаемость определяют при фильтрации жидкостей через керн на основе линейного закона фильтрации Анри Дарси (1856 г.) по которому скорость фильтрации в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости:
Q = K ∙
S ∙ (P
1
− P
2
)
η ∙ L
где Q – расход жидкости, м
3
/с; K – коэффициент проницаемости (проницаемость), м
2
; S – площадь фильтрации, м
2
; (P
1
– Р
2
) – разность давлений на концах испытуемого образца, Па; L – длина образца, м; – динамическая вязкость, Па·с. Физический смысл проницаемости: это площадь сечения каналов, по которым происходит фильтрация.
Для характеристики коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.
Все коллекторы нефти и газа принято разделять на два типа – терригенные и карбонатные.
Терригенные коллекторы состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Терригенные коллекторы обладают широким диапазоном фильтрационных свойств: проницаемость их изменяется от 0,0001 – 0,0010 до 3 – 5 мкм
2
, пористость – от 12 – 14 до 25 – 26%. По минералогическому составу терригенные коллекторы делят на кварцевые и полимиктовые.
Кварцевые коллекторы имеют песчаную основу (до 95 – 98 %), как правило, обладают хорошими пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80 – 95 %, начальная насыщенность водой – 5 – 20 %.
Породы полимиктовых коллекторов имеют до 25 – 50% глинистых составляющих, начальная насыщенность водой может достигать 30 – 40%.
Карбонатные коллекторы состоят, в основном, из известняков и доломитов. Начальная насыщенность водой от 5 до 50%.
Неоднородность порового пространства (микронеоднородность). Пористость коллекторов зависит от фракционного состава зерен породы, плотности их расположения и типа цемента. В породах выделяют капиллярные (диаметр больше 0,001 мм) и субкапиллярные
(диаметр меньше 0,001 мм) поры. Жидкость движется по капиллярным порам, в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывных каналов из капиллярных пор, что часто наблюдается в карбонатных коллекторах.
Диаметр пор в терригенных коллекторах изменяется от 0,0001 мм в аргиллитах и алевролитах до 0,5 – 1,0 мм в слабосцементированных кварцевых песчаниках. В коллекторах со средней проницаемостью (0,4 – 0,5 мкм
2
) средний диаметр пор составляет 0,01 – 0,02 мм, максимальный 0,10 – 0,15 мм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01 – 0,02 мкм
2
) средний диаметр пор не превышает 0,001 – 0,002 мм, максимальный 0,020 – 0,025 мм.
В карбонатных коллекторах диаметр пор изменятся в еще более широком диапазоне: при том же минимальном диаметре пор (0,0001 мм) максимальный диаметр пор (поры выщелачивания) может достигать размера каверн – 5 – 15 мм.
Неоднородность коллекторов (макронеоднородность). Коллекторы характеризуются неоднородностью трех основных видов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных коллекторов и неравномерностью свойств коллекторов по простиранию (по площади). Эти виды неоднородности вызывают неравномерность потоков жидкости, снижающую охват коллекторов заводнением.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
10
Расчлененность коллекторов. Коллекторы представляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных и непроницаемых глинистых слоев, линз и пропластков. В разрезе одной скважины в пласте может быть обнаружено до 10 – 20 пропластков. Расчлененность характеризуют коэффициентом расчлененности, который определяют для залежи в целом – отношение числа слоев, обнаруженных во всех скважинах, к общему количеству скважин.
Перемещение жидкости из слоя в слой по вертикали ухудшается так называемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по вертикали может быть в 2 – 10 раз ниже, чем по горизонтали. Это связано с уплотнением пород и наличием не фиксируемых тонких глинистых слоев. Анизотропия не может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку, тем не менее, жидкость «вынуждена» двигаться преимущественно в горизонтальной плоскости.
Начальная нефтенасыщенность коллекторов. Пористая среда коллекторов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной водой. Степень насыщенности нефтью изменяется в широком диапазоне. Высокопроницаемые терригенные коллекторы пористостью 24
– 27% начально насыщены нефтью на 90 – 92% (вода – 8 – 10%).
Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллекторы начально насыщены нефтью на 60 – 65%, водой – на 35 – 40%.
Заводнение – вытеснение нефти водой. В нефтяную залежь через сеть нагнетательных скважин закачивают воду. Вода компенсирует объем извлекаемой нефти и восполняет потерю пластового давления, вызванную извлечением нефти через добывающие скважины. Цель заводнения – получение проектного КИН.
При реализации заводнения необходимыми элементами, подлежащими рассмотрению и выбору на стадии проектирования разработки, являются:
– время начала заводнения;
– система заводнения;
– система размещения скважин;
– плотность сетки скважин;
– темп добычи нефти; а также порядок бурения скважин, отключение скважин, вода для заводнения.
Время начала заводнения. Заводнение может быть применено не с первых дней разработки месторождения, залежи можно разрабатывать на естественном режиме, при котором для извлечения нефти используется естественная энергия пласта (упругая, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). Разработка на естественном режиме имеет свои преимущества, заключающиеся в равномерном распределении пластовой энергии по всему объему пласта, что способствует его максимальному охвату процессом извлечения нефти.
Системы заводнения. При законтурном заводнении воду закачивают в нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности коллектора. Применение законтурного заводнения на крупных месторождениях приводило к «консервированию» значительных запасов нефти в центральной части месторождения и к низким темпам добычи нефти. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 2,5% нефти в год от извлекаемых запасов. Законтурное заводнение приводит также к значительным оттокам воды (от
40 до 70% от объема закачки) за контур нефтеносности.
Тем не менее, законтурное заводнение применяют и в настоящее время. На рис. 2 показана схема Астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
11
Рисунок 2. Схема астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения. Синие точки – нагнетательные скважины, черные – добывающие, красные – планируемые к бурению, но еще не пробуренные. Индекс ST в номере скважины означает зарезку второго (третьего, четвертого, пятого) ствола.
Законтурное заводнение реализуют и на пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения, с большим количеством нагнетательных скважин (рис. 3).
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
12
Рисунок 3. Схема пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения (синие точки – нагнетательные скважины, красные – добывающие).
Внутриконтурное заводнение явилось развитием законтурного заводнения. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины «разделяют» месторождение на отдельные полосы, блоки или площади. Ширина блоков – от 1,5 до 4,0 км в зависимости от свойств коллектора. Количество рядов добывающих скважин в блоке 3 (трехрядное заводнение) или 5
(пятирядное заводнение).
Разновидности блокового заводнения:
– осевое заводнение – для узких вытянутых залежей;
– центральное заводнение – для небольших залежей круглой формы;
– кольцевое заводнение – для больших круглых залежей;
– очаговое и избирательное заводнения – для усиления воздействия на слабо выработанные участки;
– барьерное заводнение – применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи;
– площадное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в общей равномерной сетке скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в последовательности, установленной проектом разработки.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
13
При внутриконтурном заводнении большое значение имеет система размещения скважин и число рядов добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин. Первоначально при внутриконтурном заводнении между рядами нагнетательных скважин размещали до 7 – 9 рядов добывающих скважин. Позже, при разработке Самотлорского месторождения, было установлено, что такие системы размещения скважин обеспечивают высокую нефтеотдачу только в однородных коллекторах. Для объектов с высокой степенью неоднородности коллекторов, к которым относятся большинство месторождений Западной Сибири, более высокую нефтеотдачу обеспечивают однорядные и площадные системы. Нефтеотдача существенно зависит от плотности сетки скважин, но в большей степени от их размещения.
Обобщение многочисленных исследований по влиянию темпа извлечения нефти при заводнении на нефтеотдачу позволило сделать вывод о том, что нефтеотдача неоднородных коллекторов мало зависит от темпа добычи нефти. Разработка нефтяных месторождений высокими темпами базируется именно на этой концепции.
Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения показала, что главные особенности, характерные для всех методов заводнения, заключаются в 1) неравномерности распределения воды в пласты: опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, менее проницаемые пласты остаются невыработанными; 2) невозможности достижения полного вытеснения нефти водой.
При стационарных режимах заводнения образуется система «постоянных трубок тока», определяющих охват пласта заводнением.
Рисунок 4. Результаты моделирования образования системы постоянных трубок тока при стационарном заводнении.
Для вовлечения новых трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации жидкостей в пласте. Гидродинамические МУН направлены на изменение режима фильтрации, которое достигают либо путем регулирования работы системы заводнения в целом, либо ее отдельных элементов. Гидроразрыв пласта, некоторые химические МУН, зарезка вторых стволов добывающих скважин и изоляция притока пластовых вод также изменяют систему постоянных трубок тока.
Неполное вытеснение нефти водой обусловливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачиваемостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10