Реферат: Классификация методов и факторы, определяющие их эффективность

· включают или не включают нагнетательные скважины в расчет; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносности при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д.

Иногда различают малую, среднюю и большую степени уплотнения скважин. Эти понятия весьма условны и различны для разных нефтепромысловых районов и периодов развития нефтяной промышленности. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разра­ботку месторождений, была самой острой на всех этапах раз­вития нефтяной промышленности . Раньше плотность сетки скважин изменялась от 10⁴ /скв (расстояния между скважи­нами 100 м) до (4—9) 10⁴ /скв, а с конца 40-х — начала 50-х годов перешли к сеткам скважин с плотностью (30— 60)10⁴ м² /скв. Исходя из теории интерференции и упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти водой из однородного пласта, считалось, что при разработке нефтяных месторожде­ний при водонапорном режиме число скважин существенно не влияет на нефтеотдачу.

Практикой разработки и дальнейшими исследованиями ус­тановлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеот­дачу . Это влияние тем больше, чем более неоднородны и преры­висты продуктивные пласты, хуже литолого-физическиё свой­ства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и под-газовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин от­носительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25—30)10⁴ м² /скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25— 30) 10⁴ м² /скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь су­щественное, как при более редких сетках. В каждом конкрет­ном случае выбор плотности сетки должен определяться с уче­том конкретных условий.

В нашей стране применяют двухстадийное разбуривание пер­воначально редких сеток скважин и последующее избиратель­ное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и ста­билизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называе­мый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую ста­дию и называют резервными. Резервные скважины предусмат­риваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в раз­работку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с уче­том характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % ос­новного фонда скважин. Их место размещения следует плани­ровать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически ликвидированных скважин из за старения (физического износа) или по техническим причинам (в резуль­тате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дубле­ров, которое может достигать 10—20 % фонда.

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновре­менную (еще называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в ра­боту быстрый — все скважины вводят в работу почти одновре­менно в течение первых одного — трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, ко­торую по порядку ввода скважин в работу различают на си­стемы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целе­сообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по паде­нию; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Только трудные природные (топи, болота) и геологические ус­ловия определили применение ползучей системы на Самотлор-ском месторождении.

Системы разработки с размещением скважин по равномер­ной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа, грави­тационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии. В СНГ в основном по треуголь­ной сетке разбурено большинство эксплуатационных объектов Азербайджана, Туркмении, Западной Украины, Северного Кав­каза и др.

Системы разработки с размещением скважин по неравномер­ной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополни­тельно их разделяют: по форме рядов — с незамкнутыми ря­дами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному рас­положению рядов и скважин — с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади. Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы). При этом сква­жины размещали рядами, параллельными первоначальному кон­туру нефтеносности. Такую систему начали применять у нас впервые в 1930 г. на Новогрозненском, затем на Туймазинском (20 • 10⁴ м² /скв при расстояниях между рядами 500 м и между скважинами в рядах 400 м), Ромашкинском (60*10⁴ м² /скв — 1000 м-600 м), Усть-Балыкском (42-10⁴ м² /скв), Мегионском (64-10⁴ м² /скв), Самотлорском (64 •10⁴ м² /скв) и других место­рождениях. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

Вид используемой энергии . В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы раз­работки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. си­стемы разработки без поддержания пластового давления); си­стемы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного се пополнения. По методам регулирова­ния баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с за­качкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:

1. Законтурное заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100—1000 м. Его приме­няют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктив­ными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропро-водностью, при небольшой ширине залежей (до 4—5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). Примерами могут служить Туймазинское месторождение (Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР (1948 г.), де­вонская залежь Бавлинского месторождения (Татария), ясно­полянская залежь Ярино-Каменоложского месторождения (Пермская обл.) и др. Оно не получило широкого распростра­нения.

2. Приконтурное заводнение, когда нагнетательные сква­жины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной бли­зости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гид­родинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяном разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроекти­ровано, например, по пласту С_III Дмитровского месторождения (Куйбышевская обл ).

3. Внутриконтурное заводнение, которое применяют в основ­ном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдель­ные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые назы­вают эксплуатационными полями или блоками. Внутриконтур-ное заводнение в случае необходимости сочетается с законтур­ным или приконтурным заводнением.

В странах СНГ применяется внутриконтурное заводнение таких ви­дов: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки, блоки самостоятельной разработки; сводовос заводнение; очаговое заводнение; площадное за­воднение.

Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных ме­сторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основ­ной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах приме­няют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3—4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5—7). Разрезание на отдельные площади и блоки на­шло применение на Ромашкинском (23 площади пласта Дь Та­тария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская область), Осинском (Пермская область), Покровском (Орен­бургская область), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Ма-монтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Си­бирь) и других месторождениях. С начала 60-х годов на место­рождениях Куйбышевской области (пласт А4 Козловского, пласт Б₂ Стрельненского, пласт До Жигулевского и другие месторож­дения) и затем Западной Сибири (Правдинское, Мамонтовское, пласты AB₁ Советского и Самотлорского месторождений) стали широко использоваться системы блокового заводнения, причем так называемые активные (интенсивные) системы с размеще­нием между двумя нагнетательными рядами не более 3—5 ря­дов добывающих скважин. Совершенствованием блоковых си­стем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.

При небольшой вязкости нефти (до 3—5 мПа • с) для объек­тов с относительно однородным строением пластов системы за­воднения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5— 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна по­вышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2—3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше 500 т/(сут-МПа) оправдали себя пятирядные системы, а при продуктивности 10 — 50 т/(сут-МПа)—трехрядные (по Б. Т. Баишеву и др.).

При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин раз­мещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры за­лежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с за­контурным. Сводовое заводнение подразделяют на:

а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры — кумский горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодар­ском крае, пласты группы А Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири);

б)кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса за­лежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую пло­щади — Миннибаевская площадь Ромашкинского месторожде­ния);

в)центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200—300 м размещают 4—6 наг­нетательных скважин, а внутри се имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение может применяться в качестве само­стоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднород­ных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного за­воднения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Разбуривание осуществляют по равномерной сетке с расположением буровых станков вблизи продуктивных скважин и последующим переходом «от извест­ного к неизвестному». Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных так, чтобы они размещались на участках с наилучшей характеристикой пластов и оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. В связи с этим его называют избирательным заводнением. Внедрено очаговое заводнение на месторождениях платформен­ного типа в Татарии (периферийные участки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений), Башкирии (месторождения Краснохолмской группы), Коми АССР, Пермской, Оренбург­ской обл. и т. д. Оно более эффективно на поздней стадии раз­работки.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой рабочего агента в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважинно-точек каж­дого элемента залежи с расположенной в его центре одной до­бывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя­титочечной и линейной системами (рис. 3). Линейная си­стема—это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном по­рядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1:1. Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2бн=2бд=2б. Если 2L=2б, то ли­нейная система переходит в пятиточечную с таким же соотно­шением скважин (1 : 1). Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение сква­жин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пяти­точечная система). В девятиточечной системе на одну добываю­щую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3:1), так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 :3. При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обра­щенную четырехточечную) системы с соотношением нагнета­тельных и добывающих скважин соответственно 1 :2 и 2: 1. Воз­можны также другие площадные системы. Таким образом, пло­щадные системы характеризуются различной активностью воз­действия на залежь, выраженной соотношением нагнетатель­ных и добывающих скважин (1 : 3, 1 : 2, 1 : 1, 2: 1, 3 : 1).

5. ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ.

Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым прослоям и зонам продуктивного пласта и поступления в добывающие скважины. Это должно приводить к перераспределению энергии закачиваемой воды и охвату воздействием малопроницаемых пропластков. Решение этой задачи не представляется возможным на основе использования обычных способов изоляции вод в добывающих скважинах из-за ограниченности объемов обрабатываемого пласта лишь призабойной зоной. Необходимы способы, позволяющие закачивать большие объемы водоизолирующих масс в удаленные зоны на основе использования дешевых и доступных материалов и химреагентов.

В настоящее время достаточно хорош о известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.

В качестве методов, избирательно понижающих проницаемость породы, можно использовать периодическую закачку газа (воздуха) или активных компонентов нефти в процессе заводнения. Весьма простым и доступным методом выравнивания проницаемостей послойно-неоднородных пластов может оказаться закачка суспензии гашеной извести. Циклическое заводнение, увеличение давления закачки агентов для поддержания пластового давления, применение тепловых методов воздействия на залежи высоковязких нефтей также позволяют регулировать степень охвата пласта воздействием. В то же время ряд методов одновременно улучшает степень промывки пласта и увеличивает коэффициент вытеснения нефти из пористой среды. Некоторые из перечисленных методов увеличения коэффициента охвата, например, периодическая закачка воздуха, нефти, а также закачка загустителей для воды известны давно. Методы закачки пены, СЩР, ПДС, гелеобразователей появились недавно и проходят промысловые испытания. Многие физико-химические и гидродинамические явления, происходящие при закачке в пласт перечисленных рабочих агентов в частично обводненные нефтяные залежи, изучены недостаточно полно. В связи с этим основные параметры технологии их применения в конкретных геолого-физических и технологических условиях выбираются лишь на основе качественных представлений о характере взаимодействия закачиваемых композиций химреагентов в пласте.

В качестве загущенной воды в пласт можно закачивать водные растворы различных полимеров, например, полиакриламида (ПАА). Молекулярная масса этого водорастворимого полимера более 500 000, а вязкость его водных растворов прямо пропорциональна молекулярной массе. В зависимости от товарных свойств полимера при приемлемых концентрациях вязкость воды может быть увеличена в несколько десятков раз. При закачке в пласт растворов полиакриламида увеличивается коэффициент охвата залежи воздействием за счет выравнивания вязкости нефти и вытесняющей жидкости. Одновременно происходит некоторое уменьшение средней приемистости нагнетательных скважин из-за повышения вязкости закачиваемой воды. Кроме того, на приемистость скважины оказывает влияние снижение фазовой проницаемости для воды из-за взаимодействия и адсорбции молекул полимера на поверхности породы.

Результаты анализа эффективности обычного полимерного заводнения показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи пластов, ограничивается обводненностью добываемой жидкости, равной 60—70% и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте промытых высокопроницаемых зон.В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке полимером практически не изменяется. Этим объясняется более эффективное применение полимерного заводнения на более ранней стадии разработки нефтяных месторождений.

Следует отметить, что с повышением температуры пласта более 70 °С происходят разрушение молекул полимеров и снижение эффективности его применения для повышения нефтеотдачи пластов. При коэффициенте проницаемости пласта менее 0,1 мкм² процесс полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо его кольматация в призабойной зоне, либо механическое разрушение молекул полимера.

В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния водные растворы наиболее доступных полимеров становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения воды, а более устойчивые полимеры биологического происхождения пока практически недоступны.

Полимеры являются дефицитными и дорогостоящими продуктами. Поэтому с точки зрения уменьшения затрат на увеличение нефтеотдачи существенный интерес представляют методы, основанные на использовании более дешевых и недефицитных химических продуктов. Прежде всего сюда относится закачка пены. Кажущаяся вязкость пены превышает вязкость воды в 5—10 раз. Теоретические и лабораторные исследования показали перспективность использования пен в качестве рабочего агента при вытеснении нефти из пористой среды. Эта перспектива определяется следующими двумя факторами.