Содержание к диссертации
Введение
1. Аналитический обзор применяемых методов увеличения нефте отдачи 10
1.1. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи 11
1.1.1. Применение ПАВ 11
1.1.2. Щелочное заводнение 17
1.1.3. Силикатно-щелочное заводнение 20
1.1.4. Использование полимеров 23
1.1.5. Физико-химические методы, предусматривающие перераспределение закачки по толщине заводняемого пласта 27
1.1.6. Установившиеся тенденции развития физико-химических методов увеличения нефтеотдачи 33
1.2. Гидродинамические методы воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи 37
1.2.1. Циклическое заводнение 38
1.2.2. Метод перемены направления фильтрационных потоков 43
2. Влияние техногенных трещин вокруг нагнетательных скважин на разработку месторождения 45
2.1. Основные тенденции процесса формирования системы разработки Самотлорского месторождения ОАО "ТНК-Нижневартовск" 45
2.2. Гидродинамические методы выявления техногенных трещин 51
2.3. Результаты трассерных исследований на некоторых месторождениях Западной Сибири 60
2.4. Обоснование модели коллектора по результатам гидродинамических и трассерных исследований 68
2.5. Структура остаточных запасов в пористом пласте с техноген ными и естественными трещинами 78
3. Технология проведения изоляционных работ в нагнетательных скважинах 82
3.1. Материалы для проведения изоляционных работ в нагнетательных скважинах 82
3.2. Эффективность рекомендуемых технологий увеличения нефтеотдачи при площадной расстановке скважин 92
3.3. Способ формирования блочно-замкнутой системы заводнения нефтяного пласта, исключающий образование сквозных трещин 95
3.4. Подбор штуцера на устье нагнетательной скважины 100
3.5. Способ определения давления разрыва пласта 103
3.6. Технология нестационарного адресного воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи 104
4. Изоляция водопритоков в добывающих скважинах 120
4.1. Причины и следствия обводнения скважин 120
4.2. Селективная изоляция и установка слабопроницаемых блокад-экранов 123
4.3. Технология восстановления герметичности эксплуатационных колонн 127
5. Технико-экономическая эффективность проведенных геолого-технологических мероприятий по повышению нефтеотдачи 133
5.1. Динамика изменения технико-экономических показателей работы ОАО «ТНК-Нижневартовск» за период внедрения методов повышения нефтеотдачи на участках распространения пластов АВ^и АВ2-з Самотлорского месторождения 133
Основные результаты и выводы 143
Литература 144
- Физико-химические методы, предусматривающие перераспределение закачки по толщине заводняемого пласта
- Основные тенденции процесса формирования системы разработки Самотлорского месторождения ОАО "ТНК-Нижневартовск"
- Эффективность рекомендуемых технологий увеличения нефтеотдачи при площадной расстановке скважин
- Технология восстановления герметичности эксплуатационных колонн
Физико-химические методы, предусматривающие перераспределение закачки по толщине заводняемого пласта
Перераспределение закачки достигается за счет ограничения приемистости одних интервалов пласта и подключения других. Обычно эту операцию называют выравниванием профиля приемистости, однако далеко не всегда профиль закачки становится прямой линией. Чаще всего он преобразуется к виду, в котором ступеньки имеют разную высоту, но смещены в сторону низкопроницаемых пропластков. Поэтому эту технологию лучше связывать с перераспределением закачиваемой воды по мощности пласта, чем выравниванием профиля приемистости.
Данная технология осуществляется закачкой в нагнетательные скважины осадкообразующих и гелеобразующих составов, а так же дисперсных систем. Эти вещества не проникают в пористую матрицу и закупоривают имеющиеся трещины, а так же оседают на входной поверхности пласта.
Гелеобразующие составы впервые испытаны на месторождениях Западной Сибири [21, 23] и с целью перераспределения интервалов приемистости они стали применяться с начала 90-х годов.
Перераспределение профиля приемистости достигается также закачкой дисперсных, полимер-дисперсных (ПДС) и волокнисто-дисперсных систем.
Технология повышения охвата пластов с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС) чаще всего основана на использовании двух дисперсных материалов: древесной муки и глинопорошка [27]. Основным компонентом, обуславливающим проявление эффекта перераспределения сложившихся фильтрационных потоков, является древесная мука, которая представляет собой продукт сухого размола древесины. Частицы муки (диаметр от нескольких до сотен микрон) имеют высокоразвитую пористую поверхность, образованную за счет пустот межволоконных пространств. Древесная мука (ДМ) хорошо суспензируется в воде. Микроструктура целлюлозы характеризуется наличием многочисленных тончайших фибрилл на поверхности вытянутых волокон. При попадании целлюлозы в трещины благодаря ее волокнистой структуре на их стенках образуется "решетчатый каркас", который при дальнейшем нагнетании в них глинистой сузпензии задерживает разбухшие частицы глины, образуя высокопрочную волокнисто-дисперсную систему, стойкую к размыву при значительной скорости промывки [27].
В результате проведенных исследований установлено, что при увеличении содержания ДМ в глинистой сузпензии резко повышаются структурно-механические и физические показатели ВДС по сравнению с глинистой суспензией. ВДС обладает агрегативной устойчивостью в условиях больших скоростей дренирования, способствуя сохранению эффекта в течение продолжительного периода. Она термостабильна и устойчива к действию пластовой микрофлоры.
По результатам закачки волокнисто-дисперсных систем (ВДС) в 1991-97гг. в ОАО "Татнефть" в отложениях девона (Ромашкинское, Ново-Елховское и Шегурчинское месторождения - 22 скважино-обработки) установлена удельная технологическая эффективность метода соответственно в 2.9 тыс.т (обводненность 5-50%), дополнительной нефти на одну скв/опер., 2.3 тыс.т (обводненность 50-90%), 0.9 тыс.т (обводненность более 90%). Продолжительность эффекта - 24 месяца [27]. Дополнительная добыча нефти в целом составила 44.7 тыс.т.
В 1997г. работы по перераспределению профиля приемистости нагнетательных скважин, согласно [27], проведены на Дружном, Южно-Ягунском и Повховском месторождениях, удельная технологическая эффективность составила 4.8 тыс.т на одну скв/опер. Продолжительность эффекта доходила до 40 месяцев [27]. Общая дополнительная добыча нефти составила 345 тыс.т.
Согласно [28] работы по использованию ВДС с целью выравнивания профиля приемистости на Талинском месторождении были начаты в 1987г. Целевой обьект пласт ЮКю-п характеризуется высокой слоистой и зональной неоднородностью коллектора, а наличие высокопроницаемых кавернозных прослоев (суперколлекторов) в процессе разработки ведет к резко прогрессирующему обводнению добываемой продукции при незначительной выработке коллектора в целом. Проницаемость пород суперколлектора достигает 5 дарси.
Технология осуществлялась методом последовательной закачки суспензии целлюлозы и глинопорошка в закачиваемой воде. Объемы оторочек опреде-лялись из расчета 200 м на 1м перфорированной толщины пласта. Общий объем закачки составлял 2200-2800 м3 при объеме суточной закачки 200 м3 и периоде закачки 12-14 суток. В течение 1992-93гг. было обработано 23 нагнетательные скважины. Средняя эффективность составила 0.54 тыс.т дополнительно добытой нефти на одну скв/операцию или 199т нефти на 1т затраченного реагента.
В 1995г. технология закачки ВДС была модифицирована - оторочки водно-дисперсной системы чередовались с оторочками полимера ПАА Alkoflud-1175/ [47]. В результате воздействия (38 скв/опер.) приемистость по нагнетательным скважинам уменьшилась в среднем на 20%, а дополнительная добыча нефти к 1.01.97г. составила 2.3 тыс.т на одну скв/опер. [47]. Всего за 1991-95гг. было добыто 51.4 тыс.т дополнительной нефти.
В ОАО "Сургутнефтегаз" работы по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин дисперсными системами проводились на Федоровском, Быстринском, Лянторском, Западно-Сургутском месторождениях, из 60 скважино-обработок 33 были проведены через КНС). Анализ проведенных работ позволил определить удельную технологическую эффективность метода соответственно в 4.6 тыс.т. Продолжительность эффекта - 40 месяцев. Общая дополнительная добыча нефти составила 278 тыс.т.
На Самотлорском месторождении работы по перераспределению профиля приемистости с использованием дисперсных систем проводятся с 1993г. [32]. За год было проведено 118 скважино-обработок. Удельная технологическая эффективность метода составила 7.1 тыс.т. Продолжительность эффекта - 24 месяца [24]. Общая дополнительная добыча нефти составила 837 тыс.т. По оперативным оценкам [22], применение ВДС более чем на 10 месторождениях Западной Сибири позволило увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 0.4-1.75 пункта при повышении охвата пласта воздействием на 0.6-2.8%.
Основные тенденции процесса формирования системы разработки Самотлорского месторождения ОАО "ТНК-Нижневартовск"
В промышленную разработку пласты ABi3 и АВг-з являющиеся основными обьектами разработки Самотлорского месторождения ОАО "ТНК-Нижневартовск", были введены в 1978 году. На большей части разбуренной площади уже в 1986 году отмечалось, что подошвенная часть пласта ABj3 и кровельная часть пласта АВ2.з представлены прерывистыми коллекторами и почти не отличаются по геологическому строению. Коэффициент песчанистости изменяется в небольших пределах и составляет около 0,4. Кроме того, в ряде скважин отсутствует надежный глинистый раздел, имеются зоны слияния пластов. Все вышеперечисленные обстоятельства осложнили выделение пластов в разрезе скважин и привели к многочисленным неточностям. Проведенный анализ показал, что самостоятельно пласт ABf вскрыт лишь в 32% скважин, АВ2-з - в 24% скважинах, совместное вскрытие проведено в 44% скважин. Аналогичная картина отмечается и по нагнетательному фонду. В связи с этим выделение самостоятельных объектов разработки носит достаточно условный характер. Весь предшествующий период разработки пластов АВ] и АВ2-з можно разделить на два этапа.
На первом этапе на пластах АВі и АВ2.з северной части Самотлорского месторождения была реализована площадная система заводнения. Последующее интенсивное разбуривание (1984-88гг.) позволило уточнить геологическое строение и внести существенные коррективы в освоение системы заводнения. Происходившие при этом процессы весьма характерны для площадных систем, обладающих наибольшей интенсивностью воздействия. Динамика добычи нефти носит пикообразный характер, достигая максимального значения в 1986 году в объеме 8642,2 тыс.т при обводненности продукции 44,2%, темп отбора при этом достиг 2,7% от балансовых запасов. Затем добыча нефти падает и к концу первого этапа в 1990 г. составляет 6973,8 тыс.т, что составляет 79% от максимального уровня.
В период освоения системы заводнения средние дебиты скважин по жидкости имеют растущую динамику. Так, с 1982 по 1985 гг. средний дебит увеличился с 47,8 до 81,2 т/сут.
Несмотря на то, что большая часть площади объекта представлена прерывистыми коллекторами (62%), основной объем запасов нефти сосредоточен в русловых отложениях (64%). Наращивание объемов закачки вытесняющего агента при освоении площадной системы заводнения привело к перекомпенсации (160% в 1989г.) и росту пластового давления в зонах стягивания до значений, превышающих первоначальное пластовое давление на 1,5-2,5 МПа, что отрицательно сказалось на характеристиках вытеснения. Фактически за шесть лет эксплуатации средняя обводненность выросла до 59%. Освоение площадной системы разработки в этом случае повлекло за собой быстрый прорыв закачиваемого агента к забоям добывающих скважин. Низкая степень регулируемости процесса разработки в площадных системах и допускаемая перекомпенсация отборов закачкой приводили к формированию техногенного порово-трещиноватого коллектора и специфического для него характера вытеснения нефти, далее механизм формирования и выработки такого типа коллектора рассматривается более подробно.
В начале второго этапа происходит массовое выбытие скважин вследствие высокой обводненности. Часть высокообводненного фонда скважин была переведена на вышележащий объект АВ! " "рябчик". Коэффициент использования добывающего фонда снизился с 0,78 в 1988г. до 0,59 в 1990г. На объекте разработки происходило стихийное разуплотнение сетки скважин, что наряду с допущенной перекомпенсацией вело к разбалансировке системы разработки, миграции и защемлению нефти.
Для предотвращения необратимых изменений структуры остаточных запасов и стабилизации добычи нефти в 1988 г. специалистами ОАО "ТНК-Нижневартовск" было принято решение о переходе с площадных на кольцевые системы заводнения, что частично позволило сформировать компактные зоны стягивания по высокопродуктивной части залежей и сократить количество попутно добываемой воды.
Для более быстрого формирования компактных зон стягивания остановленные нагнетательные скважины были переведены в отработку. Несмотря на значительные объемы закачанной в скважины воды, большая часть скважин была введена в отработку с обводненностью менее 90%, из них с дебитом по нефти выше 5 т/сут эксплуатировалось около 64%, т.е. даже в заводненных зонах в непосредственной близости от нагнетательных скважин, имелись запасы, ранее не вовлеченные в разработку, что свидетельствует о ранее сделанном предположении существования защемленных запасов нефти.
Всего в северной части Самотлорского месторождения в зоне деятельности ОАО "ТНК-Нижневартовск" было сформировано 55 кольцевых элементов. Для осуществления данной технологии был рекомендован вывод в бездействие 14 нагнетательных скважин, расположенных в центре кольцевых элементов. Остановка центральных нагнетательных скважин способствовала трансформации площадной системы в кольцевую. При этом высокообвод-ненные скважины, расположенные по периметру элементов, предполагалось поэтапно переводить под нагнетание, не допуская при этом перекомпенсации, тщательно контролируя объемы закачиваемой воды. Остановка нагнетательных скважин привела к сокращению объемов закачиваемой воды и снижению текущей компенсации до 120-130%. Пластовое давление в зонах отбора восстанавливается до первоначального уровня. Как реакция на происходящие процессы, средний дебит скважин по жидкости снижается до 49 т/сут и в дальнейшем практически не меняется. Обводненность продукции на протяжении четырех лет остается на одном уровне, заметно снижаются темпы падения добычи нефти. Все это можно охарактеризовать как эффект от гидродинамического воздействия на залежь при переходе с одной системы разработки на другую. Этот опыт автор работы использовал при разработке ин тегрированной технологии адресного воздействия (ИТНАВ) на пласт, о которой более подробно говорится далее.
Эффективность рекомендуемых технологий увеличения нефтеотдачи при площадной расстановке скважин
Площадная расстановка скважин (пяти-, семи- и девятиточечная) применяются на месторождениях с низкопроницаемыми продуктивными пластами. В середине 70х годов предполагалось, что площадные системы позволят сделать рентабельными запасы в низкопроницаемых пластах, однако в скором времени обнаружилось, что площадные системы способствуют быстрому прорыву воды в добывающие скважины. До появления описываемых в данной диссертации технологий по ликвидации каналов бесполезной циркуляции воды к площадным системам относились с осторожностью, используя их после некоторого периода разработки пласта, разбуренного по пятирядной системе, которая позволяет не спешить с закачкой воды в пласт, давая время для изучения пласта и с целью обоснованного принятия решения по выбору системы заводнения.
В последующем пятирядная система легко преобразуется в более активную: трехрядную или семиточечную и т.п. Большой популярностью в последнее время пользуется блочно-замкнутая система, в основе которой, как и в семиточечной лежит шестиугольник, в вершинах которого расположены нагнетательные скважины, а внутри не одна, как в классической, а несколько добывающих скважин. Чаще всего на одну нагнетательную приходится 3,3 добывающих скважины.
Обычно блочно-замкнутую систему формируют в период безводной эксплуатации пласта путем перевода под нагнетание добывающих скважин, оказавшихся в вершинах шестиугольников. Такой способ формирования блочно-замкнутых систем для пористо-трещиноватых пластов не всегда приводит к желаемому результату ввиду их податливости к образованию трещин при обычных давлениях нагнетания воды 12-13 МПа на устье скважины. Образование трещин облегчается при сниженном пластовом давлении и если поблизости от нагнетательной работает добывающая скважина, то в направлении последней возможно образование сквозной трещины.
Пренебрежение этими обстоятельствами может привести, и уже приводило к нежелательным последствиям, как это случилось при формировании блоч-но-замкнутой системы на пластах АВі3 и АВ23 Самотлорского месторождения.
Так, формирование элемента вокруг скважины 50805 было начато переводом под нагнетание 12.88г. скв. 16150 и почти одновременно с ней в том же месяце скв. 16216, показанных под №1 на схематическом рис. 3.4. Перед этим скважины продуцировали чистой нефтью с дебитами порядка 50 м /сут. Остальные скважины на вершинах показанного шестиугольника, в том числе 3, 5, на противоположных вершинах продолжали работать на протяжении 7 и 12 месяцев после перевода под нагнетание двух первых скважин, что безусловно не могло не сказаться на обводнении центральной зоны данного шеетиугольника, что было отмечено 6.93г., когда на данную точку была возвращена с более глубокого пласта ЮВі ранее безводная скв. 50805. После про-стрела на АВ! и АВ2 в ней сразу же была отмечена обводненность 90%. Из этого наблюдения следует, что необходимо изменить порядок формирования блочно-замкнутых систем и не допускать одновременной работы скважин в режимах отбора и нагнетания на противоположных вершинах шестиугольни Шестиугольный элемент из добывающих скважин вокруг скв. 50805. Под номерами 1-5 отмечены вершины, соответствующие номерам скважин, переводимых под нагнетание в сроки, указанные в таблице.
Предлагаемый порядок будет описан в подразделе 3.3. Здесь же рассмотрим каким образом предлагаемая нами в диссертационной работе технология позволила ограничить прогрессирующую обводненность скв. 50805. С этой целью в нагнетательные скважины, расположенные по углам шестиугольного элемента были произведены изоляционные работы с использованием мате риала и технологии, описанной в 3.1.
До ГТМ скв. 50805 работала с дебитом по нефти 18,2 т/сут. и обводненностью 80%. Соседняя с ней скв. 25850 давала всего 5 т/сут., а суммарная закачка в нагнетательные скважины на данном элементе составляла 3345 м3/сут. После ГТМ объем закачки сократился до 1560 м3/сут., а приемистость всех нагнетательных скважин практически выровнялась, что видно из сравнения рис. 3.5а и 3.56. Обводненность скв. 50805 сократилась до 40%, а дебит по нефти вырос до 46 т/сут. (почти в 2,5 раза), дебит нефти скв. 25850 увеличился до 28 т/сут. (почти в 6 раз), а обводненность снизилась до 30%.
Данный пример убедительно показывает эффективность применения предлагаемой технологии в комплексе с блочно-замкнутым заводнением, обеспечивая приемлемые темпы отбора нефти, не увеличивая объема закачки воды.
Способ формирования блочно-замкнутой системы заводнения нефтяного пласта, исключающий образование сквозных трещин
Как было сказано в 3.2, при формировании блочно-замкнутой системы или какой-либо другой площадной на уже разбуренном и разрабатываемом пласте возможно образование сквозных трещин, облегчающих прорывы воды. Хотя предлагаемая технология позволяет сократить негативные последствия прорыва воды, желательно их исключить с самого начала.
Известны два способа формирования сплошного фронта вытеснения в прямой семиточечной системе и в рядной системе при разрезании нефтяного месторождения на ряд параллельных блоков.
Технология восстановления герметичности эксплуатационных колонн
Эффективность способа проверена в промысловых условиях на добывающей скважине 5442 Самотлорского месторождения. Скважина была пробурена в 1977 году, простаивала с 1996г. (обводненность 98,9%). Негерметичность эксплуатационной колонны была выявлена в 1997 году на глубине 1304-1306 м (высокопроницаемые водоносные песчаники сеноманского яру-са). Расход течи интервала негерметичности составляла до 1000 м /сут при 20 ат. Цемент за эксплуатационной колонной выше 700 м отсутствовал, ниже - представлен гельцементом, по цементограмме сцепление с колонной частичное или отсутствует.
Работы по восстановлению герметичности проводились по оригинальной технологии. После проведенных работ течь снизилась в 35 раз и составила 140 м3/сут при давлении 100 ат. После этого скважина была оставлена на 12 часов для гелеобразования. Последующей закачкой цементного раствора в количестве 3,5 м при конечном давлении 170 ат негерметичность была окончательно ликвидирована. Скважина запущена в эксплуатацию с дебитом нефти 12,5 т/сут (дебит нефти до остановки скважины составлял 2,0 т/сут). Дополнительная добыча нефти на 1.01.2000г. составила 9464 тонн.
Результаты применения технологии представлены в табл. 4.2. Следует отметить, что при подборе скважин приоритетом пользовались скважины, расположенные в районах, где ранее вследствие применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи произошло перераспределение отборов жидкости в зоны стягивания, что создало предпосылки для решения задачи кардинального воздействия на пласт. Примером может служить зона стягивания кольцевого элемента 47, в пределах которой расположена скважина 15955. Работы по восстановлению герметичности в скв. 15955 позволи-ли привлечь в эксплуатацию пачку "а" пласта ABi что привело к снижению обводненности с 99,2% до 69% и повышению дебита нефти с 1 т/сут до 5,5 т/сут.
На 1.01.2000г. в результате проведения работ по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн в указанных в табл. 4.2 скважинах дополнительно добыто 63695 тонн нефти, снижение обводненности составило 20,2%, средний прирост дебита нефти - 6,9 т/сут. (табл. 4.2).
Приведем другие примеры успешной ликвидации негерметичности колонн по тому же месторождению.
Скв. 20073. Эксплуатационная колонна 168 мм. Негерметична на глубине 1363-1373 м, приемистость места негерметичности - 800 м /сут при 30 атм. После закачки 60 м гелеобразующего состава и 1 м продукта 119-204 прие-мистость снизилась в 5,7 раза и составила 350 м /сут при 75 атм. Произвели докрепление цементным раствором в объеме 1,9 м при конечном давлении 150 атм. После освоения скважины свабом спустили насос ЭЦН-80 на глубину 1404 м. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом нефти 18,1 т/сут при обводненности 61,5%.
Скв. 15954. Эксплуатационная колонна 146 мм. Негерметична на глубине 1553-1556 м, расход течи негерметичности - 580 м3/сут при 30 атм. После закачки 20 м3 гелеобразующего состава приемистость снизилась в 7,2 раза и составила 345 м3/сут при 150 атм. Произвели докрепление закачкой цемент-ного раствора в объеме 1,8 м при конечном давлении 180 атм. После нормализации забоя произвели перестрел в интервалах: 1785-1791 м, 1797-1802 м зарядами ПК-105С, затем провели освоение УГИС и спуск насоса ЭЦН-50 на глубину 1580 м. Скважина работает с дебитом нефти 30,3 т/сут при обводненности 44,5%.
Скв. 16546. Эксплуатационная колонна 168 мм. Негерметична на глубине 1439-1449 м, расход течи негерметичности - 580 м /сут при 50 атм. После за-качки 60 м не менее важна ликвидация негерметичности заколонного пространства. Они также успешно проводятся по разработанной диссертантом технологии.
Скв. 26720 введена в эксплуатацию из бурения 09.1990г. с дебитом нефти до 11 т/сут и обводненностью до 76%. Перфорированы два объекта (ABi и АВ2-з)- Высокая обводненность объясняется низким качеством цементного камня за эксплуатационной колонной, что и было подтверждено промысло-во-геофизическими исследованиями (поступление жидкости в интервал перфорации происходит за счет затрубной циркуляци с глубины 1866 м, что на 20 м ниже интервала перфорации (1841,5-1846 м) объекта АВ2-з). Течь до начала РИР - 400 м3/сут при 80 атм.
Для ликвидации заколонной циркуляции (нижней воды) закачано 60 м ге-леобразующего состава и 1 м3 Продукта 119-204. Приемистость после закач-ки снизилась в 1,8 раза и составила 370 м /сут при 130 атм. Выполнили док-репление интервала цементным раствором в объеме 1,2 м при давлении 80 атм и повторно 2,0 м3 цементного раствора при давлении 90 атм. После опрессовки и разбуривания цементного моста до глубины 1898 м произвели перестрел в тех же интервалах зарядами ПКС-80 (35 отверстий) и повторно зарядами ПК-105С (по 6 отв. на пог. м - всего 42 отверстия). По результатам ГИС затрубная циркуляция отсутствует. Спустили насос ЭЦН-50 на глубину 1470 м. На 1.12.97г. скважина работает с дебитом нефти 32,9 т/сут при обводненности 37,5%.
