USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 25.06

0

AИ-92 42.41

-0.03

AИ-95 46.27

-0.09

AИ-98 51.09

-0.02

ДТ 47.74

-0.02

7 мин
236

О причинах неэффективности форсированного способа отбора нефти на примере разработки Игольской залежи

О причинах неэффективности форсированного способа отбора нефти на примере разработки Игольской залежи

Переход на рыночные отношения российской экономики вызвал необходимость диверсификации производства нефтедобывающих предприятий, т.е. максимальной экономии капитальных вложений и рационального использования природных ресурсов. Суть этого подхода состоит в том, что прежний метод форсированной разработки месторождений необходимо заменять на более прогрессивный, при котором годовые отборы нефти не должны превышать 1,5–2,0% начальных запасов. Не случайно именно такой процент долгосрочной разработки месторождений утвердился в мировой практике. Однако сложность переходного периода заставляет искать иные пути теоретического обоснования новых способов долгосрочной добычи нефти без снижения по возможности существующих темпов отбора нефти.

Анализ теоретического и практического опыта освоения, интенсификации и эксплуатации скважин Западной Сибири в зависимости от зонального строения залежей позволяет предложить теоретическое обоснование одного из таких подходов.

Одна из возможных причин неэффективности форсированной добычи нефти заключается в неучете механизма движения физически связанной воды в продуктивном коллекторе (Войтенко B.C., Федорцов В.К., Ягафаров А.К. и др., 1988).

Рассмотрим капилляр переменного сечения, заполненный связанной водой и нефтью (рис. 1). В невозмущенном состоянии слои связанной воды равновесно распределены по капилляру. При создании некоторого незначительного перепада давления нефть начнет двигаться, а слои воды будут испытывать упругую деформацию и оставаться без движения. При увеличении перепада давления слои связанной воды станут искривляться все в большей мере. В межпоровых переходах будут формироваться электроосмотические поднятия, а в крупных порах — электроосмотические погружения, т.е. начнется процесс уменьшения проницаемости коллектора.

Данный процесс будет продолжаться до тех пор, пока либо поднятия не начнут срезаться кинетической энергией фильтрационного потока и не начнет поступать вода из капилляра, либо электроосмотические поднятия полностью не сомкнутся и не прекратят поступление несмачивающейся жидкости из капилляра.

Исходя из этого, за границу перехода с форсированного на долгосрочный режим разработки месторождении следует принять депрессию на пласт, при которой начинается процесс деформации связанных слоев воды.

Интенсивность проявления рассмотренного механизма движения воды в нефтенасыщенном коллекторе тесно связана с характером взаимодействия воды с породой. Поверхности слагающих продуктивные коллекторы компонентов и отдельных минералов имеют низкую поверхностную энергию и являются первоначально-гидрофильными, а граничный слой представлен водой или водными растворами. Поэтому одна из основных задач состоит в том, чтобы изучить изменение по высоте залежи энергетических уровней взаимодействия продуктивного коллектора с внутрипоровой поверхностью.

В природных породах-коллекторах присутствует прочносвязанная (адсорбированная), рыхлосвязанная (вода диффузионных слоев) и свободная вода. Такое капиллярное деление справедливо для артезианских бассейнов в пласте однородной жидкости — пластовой воды. В нефтяных и газонефтяных залежах распределение толщины пленки воды зависит от высоты ее положения в залежи. Свободный газ, подвижная нефть и вода распределены в залежи по гравитационно-капиллярному принципу. Схема распределения различных нефтенасыщенных зон по высоте приведена на примере Игольской залежи (юг Западной Сибири) (рис. 2), в соответствии с которой снизу вверх выделяются:
водонасыщенная зона;
зона с остаточной нефтью, в подошве которой содержание остаточной нефти равно нулю, а в кровле коэффициент нефтенасыщения (Кн) достигает 50%. Приток из этой зоны осуществляется за счет свободной воды;
зона совместных притоков нефти и воды. В подошве этой зоны фазовая проницаемость по нефти равна нулю, а содержание остаточной нефти соответствует ее максимальному значению. В кровле зоны фазовая проницаемость по воде равна нулю, выше этой границы остается лишь связанная вода. При откачках из этой зоны получают притоки за счет свободной воды и подвижной нефти, по отношению которых расчетным путем зону можно разделить на эквивалентные водо- и нефтенасыщенную толщины. Водонефтяной контакт (ВНК) по такому расчету проходит внутри этой зоны (Кн = 50%);
зона недонасыщения порового объема коллектора нефтью. На нижней границе зоны фазовая проницаемость по воде равна нулю, на верхней — нефтенасыщенность достигает своего максимального значения. Водонасыщенность коллектора по толщине зоны убывает снизу вверх за счет снижения объема диффузионных слоев (Кн = 50–77%). При откачках вместе с нефтью получают следы или небольшое количество воды за счет частичной подвижности диффузионных слоев при создании на пласт градиента давления;
зона предельного нефтенасыщения (Кн = 77–80%). Для нее характерно максимальное и примерно одинаковое по высоте для равнопроницаемых коллекторов нефтенасыщение. При откачках из нее получают безводную нефть. Возможно также, что на отдельных участках сплошная пленка связанной воды разрывается нефтью и тогда поверхность породы в некоторой степени приобретает гидрофобные свойства;
переходная зона с повышенным содержанием газа. Распределение связанной воды становится еще более сложным, в большей степени могут отмечаться разрывы пленок связанной воды и дальнейшая гидрофобизация поверхности породы-коллектора (Кн(г) = 80–100%).

Учет механизма отступления воды в скважину должен связываться с зональным строением нефтяных и газонефтяных залежей, обусловленным различной степенью подвижности пластовых флюидов в каждой из этих зон при существующем способе форсированного отбора нефти.

Отмеченные закономерности четко подтвердились при освоении Игольской залежи. Скв. 701 пробурена вблизи ВНК (Кн = 54%). Неоднократные попытки освоить скважину на максимальных депрессиях с ее промывкой каждый раз от выносимой из пласта воды не дали положительных результатов. Освоение и эксплуатация скважин девятого куста на максимальных штуцерах, находящихся в зоне недонасыщения, через 2–3 мес. привели к снижению дебита с 25–30 до 10 м3 /сут и полному прекращению фонтанирования.

В то же время скв. 8-Р и 377, вскрывшие пласт в зоне предельного нефтенасыщения (купола структур) и запущенные в начале разработки месторождения, до их перевода на механизированную добычу работали в режиме фонтанирования с несущественным уменьшением дебита. Причем, как показали исследования, вынос воды в скважину из пласта практически отсутствовал.

Интенсивность проявления данных процессов четко подтверждается и по размерам прискважинных зон (рис. 3). Радиусы ухудшенных прискважинных зон определялись по кривым восстановления давлений. По первому прямолинейному участку, характеризующему прискважинную зону пласта, по стандартной методике определялся приведенный радиус, который и брался как радиус ухудшенной зоны. Часть этих данных при анализе проявления рассматриваемых процессов не использовалась вследствие ухудшения параметров пласта буровым раствором.

Максимальный радиус ухудшения прискважинной зоны — 11 м — отмечается по скв. 701, находящейся в зоне нефтенасыщения до 60%. Ближе к зоне предельного нефтенасыщения (> 70%) по шести скважинам прискважинная зона имеет естественные параметры пласта. В остальных частях зоны недонасыщения нефтью радиус образования электроосмотических поднятий воды колеблется от 5,4 до 7,2 м.

Таким образом, проведенный анализ показывает, что при фонтанной добыче нефти основное внимание по вскрытию, освоению, исследованию и эксплуатации необходимо уделять скважинам, находящимся в зоне недонасыщения ближе к границе ВНК. Вместе с тем при одинаковой нефтенасыщенности, но разной проницаемости более благоприятные условия для образования электроосмотических поднятий будут в зонах высокой проницаемости. Исходя из данных показателей наиболее оптимальными были бы следующие депрессии при эксплуатации скважин (таблица).

В реальности первоначальные депрессии достигали 7 МПа. Исходя из средней продуктивности скважин 6 м3/(сут-МПа) и учитывая их нахождение в основном в зоне с рекомендуемыми депрессиями 3 МПа, можно предположить, что дебиты нефти по скважинам могли составлять в среднем 18 м3/сут.

При таких темпах отбора нефти, например, из отмеченного девятого куста с 12 скважинами суммарная добыча нефти за первые 3 мес. составила бы 19600 м3 с последующей добычей 216 м3/сут, тогда как форсированный режим отбора нефти за этот срок обеспечивал отбор лишь -11000 м3 и последующую добычу 50 м3/сут.

В целом аналогичные показатели по отбору нефти наблюдались во всех скважинах. Так, на второй год разработки залежи суммарная добыча нефти, несмотря на ввод новых скважин, начало перевода скважин на механическую добычу и ввод системы поддержания пластового давления, практически не изменялась. К концу второго года суммарная добыча не превышала 1000 м3/сут при эксплуатационном фонде более чем 60 скважин. При вышерассмотренных темпах отбора нефти к концу второго года суммарная добыча могла достигнуть 1080 м3/сут без перевода скважин на механическую добычу.

Таким образом, проведенные очень приблизительные расчеты показывают, что форсированный отбор нефти из скважин в зоне недонасыщения эффективен только в течение первых двух месяцев. В случае щадящего режима эксплуатации этих же скважин расчетная суммарная добыча нефти уже на конец третьего месяца должна начинать увеличиваться. В целом это позволит эксплуатировать месторождения не только без снижения существующих темпов отбора, но и с некоторым их повышением. Кроме того, при предлагаемом способе отбора должны увеличиться сроки добычи нефти фонтанным способом и значительно уменьшиться количество пластовой воды, поступающей из скважин, за счет сохранения естественной проницаемости прискважинной зоны.

 

Таблица

 

 

Рис. 1. СХЕМА КАПИЛЛЯРА ПЕРЕМЕННОГО СЕЧЕНИЯ, ЗАПОЛНЕННОГО ВОДОЙ И НЕФТЬЮ

1 — стенка капилляра. 2 — граница раздела между смачивающей (водой) и несмачивающей (нефтью) фазами в статическом состоянии 3 — то же при создании в капилляре перепада давления, 4 — высота электроосмотического поднятия воды в диффузионных слоях

 

Рис. 2. КРИВАЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНЛСЫЩЕННОСТИ ПО ВЫСОТЕ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ИГОЛЬСКОЙ ЗАЛЕЖИ

 

Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ СЕВЕРО-ВОСТОКА ИГОЛЬСКОЙ ЗАЛЕЖИ

 

1 — скважина: числитель — номер, знаменатель — Кн (прочерк в знаменателе — нет сведений), справа от дроби — радиус ухудшенной зоны, м; 2 — изолинии нефтенасыщенности, %

Автор:

Источник : Геология нефти и газа


Система Orphus