Эффективность разработки нефтегазоконденсатного месторождения с применением системы поддержания пластового давления

Статья посвящена вопросам обоснования выбора технологии воздействия на плохо дренируемые области пласта с остаточной нефтью исходного состава.Авторы предлагают в качестве решения такой задачи — применить специальные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), повышающие коэффициент охвата.Разработка месторождения Чинарево при поддержании пластового давления ниже давления насыщения в оптимальных пределах в этом случае оказывается достаточно эффективной, так как за счет образования в пласте 2-х фазной нефтегазовой системы с частично дегазированной в ней нефти происходит увеличение вязкости вытесняемого агента, создается устойчивый фронт вытеснения, а в результате чего обеспечивается наибольший объем извлекаемой нефти.

Ключевые слова: продуктивный пласт, полимерное заводнение, скважина, остаточная нефть, нефтенасыщенность.

На сегодняшний день неотъемлемой частью технологии добычи нефти является использование методов поддержания пластового давления путем закачки воды или газа в пласт. Такая технология добычи нефти считается важным технологическим достижением в области интенсификации притока нефти к забою скважины и осуществляется с помощью различных видов заводнения. Усовершенствование системы поддержания пластового давления является одной из основных задач на пути к достижению максимальной экономической эффективности разработки месторождения, эффективной выработки, как высоко-, так и низкопроницаемых участков пластов и увеличения текущей и конечной нефтеотдачи. На большей части месторождений применяется циклическая закачка воды в нагнетательные скважины, которая не учитывает различные свойства пластов-коллекторов, что значительно снижает приемистость нагнетательных скважин, их межремонтный период и т. д. Кроме того, на долю систем поддержания пластового давления приходится в среднем 35–40 % от общего энергопотребления в течение всего цикла добычи нефти, что является энергоемким процессом, в связи с этим, требуется сократить затраты на электроэнергию для закачки воды [1]. Увеличения охвата малопроницаемых пластов заводнением при совместной разработке многопластовых залежей можно добиться формированием объектов самостоятельной эксплуатации путем избирательного включения в них пластов с одинаковыми и близкими коллекторскими свойствами по всей толщине продуктивного пласта. Такой метод является весьма актуальным и основывается на изменении неоднородности эксплуатационного объекта, состоящего из нескольких изолированных друг от друга пластов, различающихся по подвижности жидкостей, при котором не исключается и отключение из разработки пластов с высокими фильтрационными характеристиками для воды. Применяя указанный выше принцип в системе разработки месторождения, позволит значительно увеличить охват малопроницаемых алевролитов заводнением.

В пределах Чинаревского выступа фундамента прогнозируется развитие залежей углеводородов в различных отложениях: отложениях коры выветривания фундамента, нижнедевонских, бийских, афонинских, воробьевских, ардатовских, пашийских, базальной толще трансгрессивной верхнефранской пачки, турнейских, косьвинско-радаевских, бобриковских, верхневизейских, нижнепермских и филипповских.

Надежность прогноза в каждом конкретном случае различна. В одних случаях продуктивность установлена и получены промышленные притоки углеводородов (бийские, афонинские, воробьевские, турнейские, бобриковские отложения), в других — получены признаки углеводородов (ардатовские и филипповские отложения), в третьих — предполагается развитие коллекторов (отложения коры выветривания фундамента, нижнедевонские и косьвинско-радаевские) и, наконец, в четвертых — развитие ловушек только предполагается (верхневизейские и нижнепермские).

Основными параметрами, влияющими на возможность применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и интенсификации добычи нефти являются особенности геолого-физического строения продуктивных пластов, текущее состояние их разработки, а также фактически полученные результаты от ранее проведенных работ на объектах разработки.

Трудно извлекаемые остаточные запасы нефти, доступные для извлечения с помощью технологий МУН делятся на два основных типа: расположенные в промытых водой зонах и сосредоточенные в плохо дренируемых областях (рисунок 1). В промытых зонах гидрофильных или гидрофобных коллекторов остаточная нефть имеет повышенную плотность за счет обогащения асфальтеносмолистыми компонентами и находится либо в рассеянном состоянии, либо адсорбирована на породе коллектора (пленочная нефть). Применение МУН в промытых зонах основано на увеличении коэффициента вытеснения. Это обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ), щелочью или ими одновременно (ASP) и т. д.).

Рис. 1. Выбор технологии МУН в зависимости от структуры остаточных запасов нефти

Плохо дренируемые области с остаточной нефтью исходного состава вовлекаются в разработку с помощью МУН, повышающих коэффициент охвата. В таких областях используют методы, направленные на выравнивание профиля приемистости, потокоотклоняющие технологии, циклические полимерные обработки [2].

1. Для интенсификации темпов разработки залежи сетью горизонтальных и наклонно-вертикальных скважин, применяется гидроразрыв пласта.
2. Высокие приемистости нагнетательных скважин.
3. Происходит интенсивное обводнение добываемой продукции при низком коэффициенте охвата продуктивного пласта заводнением.

4. В процессе разработки месторождения могут остаться незатронутые заводнением запасы нефти, возникающее при отставании темпов отбора извлекаемых запасов от темпов роста обводненности.

Из этого следует, что актуальность применения на месторождении в первую очередь передовых технологий, направленных на увеличение охвата продуктивного пласта заводнением. В таких условиях может наблюдаться «холостая» циркуляция закачиваемой воды, т. е. вода, двигаясь к забою добывающих скважин по трещинам и высокопроницаемым пропласткам, не совершает полезную работу по вытеснению нефти.

Применяют два принципиально отличающихся подхода к ликвидации «холостой» циркуляции нагнетаемой воды (рисунок 2). Повысть охват пласта заводнением можно за счет увеличения вязкости воды (полимерное заводнение) и снижения проницаемости по воде (потокоотклоняющие технологии). При полимерном заводнении происходит выравнивание фронта вытеснения с проникновением полимера как в высоко проницаемые, так и в низко проницаемые интервалы [4]. Цель потокоотклоняющих технологий является минимальное проникновение тампонажного материала в нефтенасыщенную низкопроницаемую часть, изоляция трещин и высокопроницаемых каналов фильтрации (ВКФ) с последующей закачкой воды («малообъемный» вариант). При полимерном заводнении выполняют закачку больших объемов полимерного раствора (0,1–0,5 объема пор участка воздействия) причем, предпочтительно его внедрять с начала разработки. Потокоотклоняющие технологии применяются только при высокой обводненности добываемой жидкости [4].

Рис. 2. Подходы к ликвидации холостой циркуляции нагнетаемой воды

Учитывая особенности месторождения при выборе технологий воздействия на первом этапе, рассмотрен вариант малообъемных закачек потокоотклоняющих составов.

Применяя потокоотклоняющие технологии (ПОТ), можно добиться охвата пласта заводнением и перераспределение фильтрационных потоков в высокообводненных пропластках за счет закачки различных геле и осадкообразующих составов, а также гелантов (сшивающихся полимерных гелей). Механизм действия потокоотклоняющих технологий, когда используется «малообъемный» вариант, заключается в образовании объемного осадка или 3D-геля за счет геле-осадкообразования. В результате применения этой технологии, в водонасыщенном интервале происходит рост фильтрационного сопротивления, а при последующем заводнении происходит увеличение охвата пласта. Тогда с помощью ПОТ возможно оказание воздействия как на призабойную зону пласта, так и в отдаленные участки.

При вытеснении нефти водой особенности фронта вытеснения в значительной степени зависит от отношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов. Для достижения наибольшей эффективности вытеснения нефти водой соотношение вязкостей нефти и воды, в пластовых условиях, рекомендуется выдерживать в пределах , при соблюдении которых процесс характеризуется устойчивым вытеснением, близким к поршневому вытеснению, что обосновывается результатами фильтрационных исследований на керне (длина неустойчивости языков очень мала). Тогда соотношение вязкостей нефти и воды, в пластовых условиях, выходит за верхний предел рекомендованных соотношений предлагается в качестве вытесняющего рабочего агента использовать загущенную воду. В этом случае соотношение вязкостей нефти и воды, в пластовых условиях будет лежать в пределах соответствующий вытесняющий рабочий агент сложен в подборе. Использование углеводородных газов технологически нерационален, потому что фактически сводится к вытеснению одних углеводородов другими. Разработка месторождения при поддержании пластового давления ниже давления насыщения в оптимальных пределах в этом случае оказывается достаточно эффективной, так как за счет образования в пласте 2-х фазной нефтегазовой системы с частично дегазированной в ней нефти происходит увеличение вязкости вытесняемого агента, достигается или приближается к выполнению рекомендованное условие создается устойчивый фронт вытеснения, в результате чего обеспечивается наибольший объем извлекаемой нефти и получение наибольшего КИН (коэффициент извлечения нефти) за весь срок разработки продуктивного пласта [5].

Применение химического реагента «Полисил» в нагнетательных скважинах дополнительно увеличивает их коэффициент приемистости в 2–3 раза. Это доказано экспериментально.

Месторождение Чинарево характеризуется нефтяными пластами пониженной и низкой продуктивности, которые обладают повышенной зональной и послойной неоднородностью по проницаемости, пониженной начальной нефтенасыщенностью и соответственно пониженным коэффициентом вытеснения. На таких нефтяных месторождениях подвижность закачиваемой воды бывает близка и ниже подвижности пластовой нефти. Для увеличения начального максимального (амплитудного) дебита нефти эксплуатационного объекта требуется увеличение доли нагнетательных скважин в общем числе скважин [5].

Литература:

1. Ивановский В. Н. Энергетика добычи нефти: основные направления оптимизации энергопотребления [Электронный ресурс] / В. Н. Ивановский // Инженерная практика. — 2011. — № 6. — Режим доступа: https://glavteh.ru/энергетика-добычи-нефти-основные-нап/.
2. Гимазова Г. К. Обзор методов увеличения нефтеотдачи пласта путем потокоотклонения и выравнивания профиля приемистости / Г. К. Гимазова и [др.] // Вестник казанского технологического университета. — 2014. — № 4. — С.257–262
3. Павлов Г. А. О проблемах энергосбережения и энергоэффективности в системах поддержания пластового давления / Г. А. Павлов, В. А. Горбатиков // Нефтяное хозяйство. — 2011. — №. 7. — С. 118–119
4. Старковский А. В. Комплексное применение физико-химических технологий воздействия для увеличения нефтеотдачи пластов / А. В. Старковский // Нефтяное хозяйство. — 2011. — № 5. — С.88–89.
5. Алтунина Л. К. Физико-химические технологии с применением гелей, золей и композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки / Л. К. Алтунина. В. А. Кувшинов. И. В. Кувшинов // Георесурсы. — 2014. — № 4(59). — С. 20–27.
6. https://docplayer.ru/82904351-Magisterskaya-dissertaciya.html