варьирование абсолютных размеров оторочек газа и воды;
варьирование водогазового соотношения и давления нагнетания газа;
интенсификацию отборов жидкости из скважин, не реагирующих или слабо реагирующих на ВГВ, за счет перевода добывающих скважин с фонтанного способа эксплуатации на механизированный;
интенсификацию с помощью обработки призабойных зон (ОПЗ);
ограничение отборов жидкости из скважин с повышенными газовыми факторами и обводненностью;
изоляцию водопромытых зон и зон с повышенной газонасыщенностью с помощью вязкоупругих (ВУС) и пеногелевых систем (ПГС).
С целью проверки теоретических исследований, уточнения технологических параметров, совершенствования разрабатываемой технологии и достижения наибольшей эффективности ВГВ в опытно-промышленном эксперименте проводились работы по варьированию абсолютных размеров оторочек газа и воды, водогазового соотношения и давления нагнетания.
В процессе закачки газа и воды в 1984–1987 гг. размеры оторочек изменялись от 1.3 до 82.3 млн.н.мЗ по газу и от 31.0 до 75.3 тыс.мЗ по воде; в пластовых условиях — от 0.5 до 9.0% порового нефтенасыщенного объема (Vп) по газу и от 0.1 до 15.7% Vп по воде.
В 1986–1987 гг. было произведено снижение размеров оторочек газа и воды (в 1.3–2 раза) по всем нагнетательным скважинам с целью регулирования ВГВ. Это привело к росту добычи нефти и снижению или стабилизации обводненности практически по всем элементам опытного участка.
Анализ динамики закачки оторочки газа и воды, темпов добычи нефти и обводненности по элементу снагнетательной скв. 5468 б (пласт БВ8) показывает следующее: наибольшее значение темпа добычи нефти достигается при размерах оторочек газа 1.5–5% Vп и воды 1.1–2.3% Vп. При закачке больших оторочек 6.8–9.0% Vп темп добычи нефти не превышал 1.5–2 тыс.т/мес. Уменьшение размеров оторочек газа в 2–3 раза при тех же оторочках воды привело к росту добычи нефти до 11–12 тыс.т/мес. Чрезмерно мелкие оторочки газа и воды (0.8% Vп и 0.1% Vп) привели к падению добычи нефти до 5 тыс.т. Варьирование оторочек отразилось и на характере обводненности продукции. Так, если при больших оторочках газа обводненность была 80–90% (82% — в среднем), а при оптимальных оторочках — 65–75% (70% в среднем), то при чрезмерно малых оторочках она вновь возрастала до 80–83%. Аналогичные результаты получены и по элементам со скважинами 7084 (пласт АВ31) и 8035 (пласт АВ2–3).
Таким образом, варьирование оторочек газа позволяет найти оптимальные размеры оторочек закачиваемых агентов, при которых достигается наибольшая эффективность ВГВ. Оптимальными для пластов АВ31, АВ2–3 и БB8 первоочередного участка Самотлорского месторождения являются оторочки 1.7%, 1.7% и 3–4% Vп, соответственно, по газу и 1.5–2.0% для всех пластов по воде.
Результаты опытно-промышленного эксперимента близко совпадают с данными теоретических исследований, что подтверждает правильность рассчитанного диапазона размеров оторочек газа и воды.
В процессе варьирования абсолютных размеров оторочек газа и воды также изменялось водогазовое соотношение.
В целом с 1984 по 1987 гг. водогазовое соотношение увеличилось в среднем с 1:3 мЗ/мЗ в пластовых условиях до 1:2 мЗ/мЗ, т.е. доля газа в водогазовой смеси снизилась на 30%. Добыча нефти при этом осталась практически на одном уровне: 540–570 тыс.т/год, что свидетельствует о более эффективном использовании закачиваемого газа.
Так же, как и для абсолютного размера оторочки газа или воды, существует оптимальная величина и для водогазового соотношения. Для пластов опытного участка такими оптимальными величинами являются 1:2 мЗ/мЗ (пласт БВ8), 1:1 мЗ/мЗ (пласт АВ2–3) и 1:0.6 мЗ/мЗ (пласт АВ13). Таким образом, промышленный эксперимент подтверждает справедливость теоретических исследований в расчете диапазона водогазового соотношения.
В процессе закачки газа давление нагнетания на устье скважин колебалось в среднем в диапазоне 16–26.5 МПа, причем по пластам АВ13 и АВ2–3 оно оказалось фактически выше проектного на 4 МПа.
Как показывает анализ, величина давления нагнетания газа (Рн) влияет на приемистость нагнетательных скважин и дебит добывающих.
Так, по пласту БВ8 с ростом Рн от 19.5 до 25 МПа приемистость по газу возросла с 430 до 940 тыс.мЗ/сут, дебит по нефти с 23 до 32 т/сут. Однако закачка чрезмерно больших объемов газа не всегда приводит к столь же большим объемам добычи нефти. Поэтому необходимо найти оптимальное давление нагнетания газа, при котором достигается достаточно высокий дебит нефти. Такими оптимальными значениями давлений для пластов опытного участка являются: 24 MПa (пласт БВ8), 18 МПа (пласт АВ2–3), 19 МПа (пласт АВ13) Этим давлениям соответствуют приемистости — 850, 140 и 120 тыс.мЗ/сут. При этих давлениях достигается дебит, близкий к максимальному, и минимальный расход закачиваемого газа.
Оптимальные давления нагнетания близки к расчетным, что подтверждает правильность теоретических исследований.
В процессе опытно-промышленных работ установлено, что одним из факторов, снижающих эффективность ВГВ, является неполный охват пластов воздействием. С целью его увеличения, начиная с 1986 г., добывающие скважины, не проявлявшие реакции на ВГВ, переводятся на эксплуатацию ЭЦН, рассчитанными на работу с газовыми факторами до 1500 мЗ/сут и более, и струйными насосами. Практически по всем скважинам, работающим с ЭЦН в 1986–1987 гг., отмечалось увеличение дебитов по жидкости на порядок при стабилизации или небольшом росте обводненности. За счет перевода скважин на эксплуатацию ЭЦН за этот период добыто около 13% дополнительной нефти, в том числе по пластам БВ8 — 6.5%, AB2–3 — 30%, АВ13 — 8.5%, за счет струйных насосов — около 2.2%. Использование ЭЦН при ВГВ является принципиально новым, поскольку раньше считалось, что это невозможно из-за высоких газовых факторов. Однако удалось решить проблему эксплуатации ЭЦН при повышенных газовых факторах за счет установки глубинных газосепараторов конструкции МИНГа и специальных сальниковых уплотнений. Отмечено, что некоторые скважины, слабо реагировавшие на ВГВ и переведенные в связи с этим на эксплуатацию ЭЦН, через 6–12 месяцев вновь переведены на фонтанный способ и продолжали при этом работать с высокими дебитами (скв. 5495, 8032).
В связи с неоднородностью пластов по коллекторским свойствам в процессе реализации ВГВ возникают каналы преимущественного продвижения газа, воды и водогазовой смеси, усиливающиеся еще и за счет их гравитационного разделения в пластах большой толщины.
С целью снижения этого явления используется перераспределение направлений фильтрационных потоков за счет временного ограничения отборов жидкости из скважин с повышенной обводненностью или газовыми факторами. Это позволяет усилить дренирование нефти, газа и воды в области скважин, слабо реагирующих на ВГВ. Ограничение отборов приводит в основном (66%) к снижению обводненности. В стольких же случаях увеличивается и дебит жидкости. Газовый фактор уменьшается в половине случаев. Снижение обводненности и газового фактора способствует не только увеличению добычи нефти (дебит по нефти в 2/3 случаев увеличился с 1–22 до 5–73 т/сут), но и свидетельствует о перераспределении направления фильтрационных потоков скважин, слабо реагирующих на ВГВ.
Так, например, остановка скв. 5550 (пласт БВ8) в июле 1987 года способствовала не только снижению обводненности с 96.3 до 95.7% и росту дебита нефти с 5 до 16 т/сут, но и увеличению добычи нефти ближайших к ней скв. 5526 и 5549 с 17 до 100 т/сут (при их переводе на ЭЦН в июле и октябре 1987 г.) и обводненности с 67 до 82%.
Процесс разработки залежи, в том числе с применением ВГВ, предполагает использование комплекса обработки призабойных зон скважин (ОПЗ).
На первоочередном участке ВГВ также реализовались различные по интенсификации притока обработки: глинокислотная (ГКО), ацетонокислотная (АКО), солянокислотная (ПКО) и др. Однако существенного влияния на работу скважин они не оказали. Это объясняется тем, что указанные ОПЗ предназначены для применения в рамках заводнения, тогда как ВГВ само по себе является не только методом повышения нефтеотдачи пластов, но и методом интенсификации разработки. Традиционные ОПЗ целесообразно проводить на опытном участке до начала реализации ВГВ, на стадии подготовки к технологическому процессу. На стадии же осуществления процесса применение ОПЗ нецелесообразно. Так, например, в 1987 г. были проведены ОПЗ 11 скважин участка, в том числе на четырех скважинах — повторные, но заметного влияния на процесс ВГВ и на работу скважин они не оказали.
При совместной фильтрации углеводородного газа и воды в системе нагнетания могут интенсивно образовываться гидраты. С целью избежания этого негативного явления при закачке оторочки газа и воды разделяются буферной оторочкой ингибитора. На начальной стадии закачки оторочек газа и воды использовался метанол в количестве 1–2 т на 1 м эффективной толщины пласта. Общий объем метанола достиг на конец 1987 г. — 1192 т. Однако в связи с тем, что метанол является токсичным и дорогостоящим, в конце 1985 г. было предложено использовать в качестве ингибитора гидратобразований безводную нефть в объеме — 2–3 объема НКТ. В результате сэкономлено более 560 т этанола (320 т/год) и значительно улучшены санитарные и экологические условия на участке ВГВ. Кроме того, добавка к закачанному газу нефти положительно влияет на процесс вытеснения, т.к. растворяясь в оторочке нефти, обогащается тяжелыми углеводородными компонентами. Данная технология успешно прошла испытания и сдана ведомственной комиссии.
На стадии прогрессирующего обводнения (30–95%) добываемой продукции и роста газовых факторов 800 – 1500 мЗ/мЗ наиболее действенным способом регулирования является закачка полимерных, пенных и пеногелевых систем. С этой целью в данной работе поставлена задача о создании технологий регулирования процесса ВГВ, которые были успешно испытаны и сданы ведомственной комиссии.
Сущность технологии регулирования газового иводогазового воздействия с использованием вязкоупругих систем заключается в ограничении фильтрации пластовых флюидов в наиболее проницаемых пропластках с целью перераспределения фильтрационных потоков в менее проницаемую (невыработанную) часть пласта, что достигается закачкой в нагнетательные и добывающие скважины составов, образующих в пористой среде вязкоупругие системы или их разновидности — пенoгeлевые системы, понижающие начальную проницаемость коллектора в 50 раз и более.
За 1987–1989 гг. были произведены закачки вязкоупругой системы в две нагнетательные скважины (скв. 16477 и 5523); в шести нагнетательных и семи добывающих скважин осуществлена закачка пеногелевых систем. При этом были использованы принципы системной технологии воздействия на нефтяные пласты. По состоянию на 1.01.1990 г. за счет данного метода регулирования ВГВ дополнительно добыто — 43.4 тыс.т нефти.
Например, пенoгeлевая система была закачана практически одновременно в нагнетательную скв. 6575 и добывающую скв. 6836 пласта БВ10, при этом в работе добывающей скважины закачки ПГС отмечается сначала увеличение дебита жидкости с 270 до 350 м3/сут при снижении обводненности продукции с 76 до 50%, затем в течение двух месяцев постепенное уменьше¬ние дебита жидкости до 40–50 т/сут с одновременным снижением обводненности практически до нуля. По состоянию на 1.01.1990 г. обводненность продукции составила 1%, дебит по нефти — 29.3 т/сут.
Таким образом, снижение обводненности продукции однозначно указывает на изоляцию обводненного пропластка и активизацию добычи нефти из других, менее проницаемых пропластков. В целом по элементу пласта БВ10 эффективность процесса активизации состояла в ограничении добычи воды, а добыча нефти составила за истекший период 16.0 тыс.т . Этот вывод справедлив и для других объектов ВГВ Самотлорского месторождения.
Метод регулирования газового воздействия гидродинамическими и физико-химическими методами основан на создании в пласте на пути фильтрации газа барьеров из водогазовых смесей, пенных систем, обладающих способностью создавать дополнительные сопротивления. Барьеры позволяют уменьшить эффективную подвижность газообразного вытесняющего агента и селективно блокировать высокопроницаемыезоны и пропластки, что ведет к увеличению коэффициента охвата пласта воздействием. В ходе испытаний предстояло подтвердить возможность применения водогазовых смесей и пенных систем для регулирования газового воздействия при непрерывной закачке газа в пласт (закачке большеобъемных оторочек газа 0.3–0.4 Vп) и оценить технологическую эффективность.
Осуществление попеременной закачки газа и воды в период закачки газа в скв. 16477 (пласт АВ11) в июне 1988 г. позволило прореагировать четырем скважинам (скв. 1647I, 16474, 16480), в результате чего дополнительная добыча нефти оценивается в 1.7 тыс.т.
Закачка пенообразователя в скв. 16476 (пласт AB11) в августе 1989 г. в два цикла произведена максимально приближенно к техническому решению, которое заключается в создании фильтрационных сопротивлений по газу преимущественно в избирательном направлении (в направлении скважин, работающих с высоким газовым фактором). Это достигается закачкой пенообразователя, форсированным отбором жидкости из скважин с высоким газовым фактором. При этом возможно ограничение отбора жидкости из скважин, в которых прорыв газа еще не наступил.
После закачки воды к первой оторочке пенообразователя приемистость по газу снизилась с 1.6–2.0 тыс.н.м3/МПа до значений 1.5–1.6 тыс.н.м3/МПа, а после закачки второй оторочки пенообразователя — до 0.4–1.4 тыс.н.м3/МПа, удерживалась в течение длительного периода времени на уровне 0.9 тыс.н.м3/МПа. Динамика приемистости скв. 16476 свидетельствует о возникновении в пласте на путях фильтрации газа пенных барьеров, причем более интенсивно образование пены происходило после закачки второй оторочки. Из пяти работающих добывающих скважин семиточечного элемента прореагировали увеличением дебитов нефти практически сразу скв. 16473, I6482, I6470, что свидетельствует о регулирующем воздействии по толщине пласта и подключении в работу невыработанных пропластков. Очевидно, в случае подключения в работу невыработанных зон, добывающие скважины прореагируют через определенное время после начала нагнетания пенообразователя в пласт, так как необходимо время для фильтрации нефти из этих зон к добывающим скважинам.
По состоянию на 1.01.1990 г. дополнительная добыча нефти, полученная в течение двух месяцев испытаний, составила 2.0 тыс.т.
Таким образом, разработанные технологии регулирования ВГВ, рекомендации по совершенствованию метода повышения нефтеотдачи позволили дополнительно добыть не менее 47.1 тыс.т нефти.
Выводы
Проведены ОПР по варьированию абсолютных размеров оторочек газа и воды, водогазового соотношения и давления нагнетания с целью совершенствования предложенных технологий и достижения наибольшей эффективности. Установлены оптимальные размеры оторочек закачиваемых агентов: по газу для пластов АВ13
— 1.7%, АВ2–3
— 1.7%, БВ8
— 3–4% от объема пор; по воде 1.5–2% от объема пор для указанных пластов. Выявлены оптимальные величины водогазового соотношения в пластовых условиях для объекта БВ8
— 1:2 мЗ/мЗ; АВ2–3
— 1:1 мЗ/мЗ, АВ13
— 1:0.6 мЗ/мЗ. Оптимальными значениями давлений нагнетания являются 24 МПа для объекта БВ8, 18 МПа для АВ2–3 и 19 МПа для АВ13. При этих давлениях дебит по нефти и жидкости приближается к максимальному при минимальном расходе закачиваемого газа.
Разработана и сдана ВК технология регулирования газового и водогазового воздействия с использованием пеногелевых систем, заключающихся в ограничении фильтрации пластовых флюидов по наиболее проницаемым пропласткам с целью перераспределения фильтрационных потоков в невыработанную часть пласта. За счет внедрения технологии дополнительно добыто 43.4 тыс. т нефти.
Разработана и сдана ВК технология регулирования газового воздействия гидродинамическими и физико-химическими методами, основанная на создании в пласте на пути фильтрации газа барьеров из водогазовых смесей и пенных систем, способных уменьшать подвижность газообразного вытесняющего агента и селективно блокировать высокопроницаемые зоны и пропластки. Технологическая эффективность метода составила 3.7 тыс.т нефти.
В дальнейшем необходимо продолжить лабораторные, теоретические и промысловые исследования по усовершенствованию ВГВ с использованием различных методов регулирования.
Автор: Галхиев Ф.Ф., Гусев С.В., Мигунова С.В., Платонов И.Е., Трофимов А.С.
