Системна технологія впливу на пласт
С.А. Жданов, Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков
Високі
показники розробки нафтових родовищ і кінцевий коефіцієнт вилучення
нафти (КІН) можна отримати тільки при раціональній експлуатації об'єкта, відповідному
дієвому і ефективному регулюванні процесу фільтрації. Регулювання
забезпечується зміною темпів і розподілом відбору рідини по свердловинах,
зміною щільності розміщення свердловин, збільшенням проникності призабійної
зони пласта (ПЗП) та ін
При
розробці нафтової поклади вплив на пласт здійснюється в дискретних
точках - у нагнітальних і видобувних свердловинах. Такий вплив призводить до
виникнення в нафто-насиченою товщі фільтраційних потоків і освіти як
активно дреніруемих, так і «застійних» зон, не охоплених у шарі процесом
фільтрації.
Регулювання
процесу фільтрації та управління ними в нафтовому пласті можливе лише за наявності
певного резерву в продуктивності видобувних і нагнітальних свердловин,
який багато в чому визначається станом ПЗП і її фільтраційними
характеристиками. Таким чином, на ефективність розробки нафтових
родовищ впливає стан привибійну зон пласта всіх свердловин.
В
даний час на родовищах країни застосовується велика кількість самих
різноманітних методів впливу на ПЗП: теплові, гідродинамічні,
фізико-хімічні. Як правило, мета здійснюваних в даний час обробок
свердловин - віз-дія на окремі свердловини, які як би «відриваються» від
всього пласта і сукупності нагнітальних і видобувних сква-жін, що беруть участь в
процесі розробки. З урахуванням погіршення структури запасів нафти і важливості
підтримки хороших колекторських властивостей ПЗП нагнітальних і видобувних
свердловин логічно припустити, що системне застосування наявних технологій
обробки пріскважінних зон пласта дозволить поліпшити регулюючі можливості
сукупності нагнітальних і видобувних свердловин, а також знизити матеріальні
і трудові ресурси, необхідні для вирішення виникаючих проблем.
На
основі численних лабораторних, теоретичних і промислових досліджень
ВНІІнефтью в кінці 80-х років була запропонована системна технологія впливу
на нафтові пласти, яка в короткі терміни одержала досить широке
застосування [1,2].
До
жаль, в останні роки відзначається зниження активності надрокористувачів у
апробування та застосування методів збільшення нефтеотдачи. Різко скоротилися
обсяги дослідно-промислових робіт по впровадженню нових технологій. Обсяг впровадження
методів з закачуванням болинеоб'емних оторочек хімічних реагентів почав знижуватися
з початку 90-х років, одночасно збільшилися масштаби використання менше
потужних технологій (обробок привибійну зон (ОПЗ) нагнітальних і видобувних
свердловин). Однак з кінця 90-х років обсяги ОПЗ, включаючи застосування системної
технології, знизилися.
Разом
з тим, на сучасному етапі розвитку нафтової промисловості і негативного
зміни структури запасів особливої актуальності набуває як підвищення
ефективності розробки і кінцевого КІН продуктивних пластів, так і зниження
витрат на видобуток нафти. Крім того, за останній час розроблено та
застосовується досить багато нових методів і технологій обробки свердловин та інтенсифікації
видобутку нафти. У цих умовах системна технологія знову набуває важливого
значення, особливо з урахуванням її подальшого вдосконалення на основі
нафтової останніх досягнень науки і практики.
В
відповідно на нинішні до теперішнього часу уявленнями реалізація
системної технології впливу на пласт шляхом обробок привибійну зон
нагнітальних і видобувних свердловин включає комплекс заходів, спрямованих
на підвищення нефтеотдачи шару у цілому, інтенсифікацію процесу розробки та
зниження обсягу попутно видобувається води.
Застосування
системної технології шляхом обробок привибійну зон нагнітальних і
видобувних свердловин грунтується на наступних принципах:
1)
одноразовістю обробки ПЗП в нагнітальних і видобувних свердловинах в
межах вибраного ділянки;
2)
масовість обробки ПЗП (оптимальна послідовність і число оброблюваних
свердловин);
3)
періодичність обробки ПЗП в свердловинах;
4)
двоетапне (багатоетапність) обробки ПЗП в свердловинах, розкривають
неоднорідні колектори;
5)
зміна напрямку фільтраційних потоків в пласті за рахунок вибору свердловин
для обробки за заздалегідь заданою програмою;
6)
вибір технологій обробки ПЗП для конкретних геолого-фізичних умов
привибійну зон колектора і родовища в цілому.
Дотримання
цих шести (іноді менше) принципів при обробках привибійну зон свердловин
дозволяє збільшити НАФТОВІДДАЧІ пласта, інтенсифікувати видобуток нафти,
скоротити вилучення попутно видобувається води з пласта і кілька
стабілізувати собівартість видобутку нафти.
Детальний
опис принципів реалізації системної технології викладено в роботі [2].
1.
Одноразовістю обробки привибійну зон нагнітальних і видобувних свердловин
Застосування
системної технології передбачає практично одноразову (в найбільш
стислі строки) обробку ПЗП як у нагнітальних, так і у видобувних свердловинах
в межах кожного характерного ділянки родовища, тобто основна частина
свердловин тієї чи іншої ділянки повинна бути оброблена протягом якомога
меншого періоду часу, що не перевищує 1-2 місяців. Реалізація цієї умови
дозволить отримати найбільший технологічний ефект за сумарним приросту
видобутку нафти з свердловин визначеної ділянки. Важлива умова отримання
максимального ефекту від обробок - збереження рівності обсягів закачування і
відбору.
2.
Масовість обробок свердловин (оптимальна послідовність і число
оброблюваних свердловин)
При
оцінці ефективності впливу на ПЗП одиничною свердловини необхідно враховувати
її інтерференцію з сусідніми свердловинами. У результаті взаємовпливу свердловин
можливо, що збільшення, наприклад, дебіту обробленої свердловини буде
супроводжуватися зменшенням загального дебіту сусідніх з нею видобувних свердловин.
Так,
для оцінки інтерференції роботи свердловин після проведення гідроразрива пласта
(ГРП) на Ватінском родовищі було обрано сім ділянок (п'ять на пластах
AB1-AB2 і по одному на пластах АВ3-5 і ЮВ1), де в результаті ГРП були
отримані великі прирости дебіт нафти по свердловинах.
Оцінка
зміни роботи навколишніх свердловин в межах ділянки грунтувалася на даних
з видобутку нафти і води до і після проведення ГРП у вибраній свердловині. Як
показав аналіз, середній дебіт нафти знизився (на 0,9-11,9 т/добу) у 15
свердловинах, що оточують свердловину з ГРП, підвищився (на 0,4-16 т/добу) - у 9
свердловинах і практично не змінився - в 4 свердловинах.
З
практики реалізації системної технології випливає, що в результаті
інтерференції вплив на свердловини, розташовані на різних відстанях,
дає неоднаковий ефект з точки зору загальної зміни поточного видобутку нафти.
Оскільки одноразова обробка всіх свердловин, що розкрила продуктивний пласт в
межах якогось виділеної ділянки або всієї поклади, досить
важка, а іноді й просто неможлива, важливим завданням є вибір таких
свердловин, першочергова обробка яких дозволить одержати найвищий ефект
при мінімальних витратах.
3.
Періодичність обробок привибійну зон свердловин
Тривалість
прояви технологічного ефекту від обробки свердловин різна - від кількох
тижнів і місяців до року і більше. Тому для досягнення довготривалого
технологічного ефекту передбачається періодична повторна
одноразова обробка нагнітальних і видобувних свердловин характерних
ділянок.
4.
Двохетапне (багатоетапність) обробок привибійну зон свердловин у неоднорідних
колекторах
В
середньому 40% нефтенасищенного пласта не охоплюється заводненню. Саме ця
частина пласта є головним резервом збільшення КІН. Для цього
передбачається проведення двохетапної (многоепатной) обробки призабійної
зони свердловин в шарувато-неоднорідному шарі для послідовного залучення до
розробку зон з різними геолого-фізичними характеристиками.
5.
Системне зміна напрямків фільтраційних, потоків в пласті
В
процесі розробки формуються напрямки переважної фільтрації
закачується агента і витягуваної нафти також напрямки зі слабкою
фільтрацією або взагалі застійні зони. У цих умовах зміна фільтраційних
потоків в пласті, безсумнівно, призведе до підвищення його нафтовіддачі. У
нізкопроніцаемих пластах з погіршеними властивостями привибійну зон ефективного
зміни фільтраційних потоків можна досягти періодичної обробкою
видобувних і нагнітальних свердловин за спеціальними програмами.
6.
Вибір технології обробки призабійної зони свердловин для конкретних
геолого-фізичних умов ПЗП і родовища в цілому
На
нафтових родовищах застосовується великий набір технологій обробки
призабійної зони свердловин (фізико-хімічні, механічні і теплові) для ізоляції
водопротоков, вирівнювання профілів прийомистості і віддачі пластів, а також для
інтенсифікації нефтеізвлеченія з нізкопроніцаемих пластів і прошарку. Для
кожного конкретного нафтового родовища на різній стадії його розробки
вибираються свої найбільш ефективні технології обробки призабійної зони
нагнітальних і видобувних свердловин. Обгрунтовуються умови найбільш
ефективного застосування технологій.
Необхідність
дотримання кожного із зазначених принципів системної технології повинна
визначатися на підставі комплексу досліджень, що включає дані про
геологічну будову шару, стан його вироблення та ін Рекомендований
порядок реалізації системної технології, який забезпечить найбільшу
ефективність у конкретних геолого-фізичних умовах, представлений на
блок-схемою (див. малюнок).
Таким
чином, підвищення технологічних показників розробки можна досягти не
тільки за закачування хімічних реагентів у великих обсягах, що спрямована на
збільшення коефіцієнтів витіснення нафти і охоплення пласта впливом.
Підвищити кінцевий КІН і інтенсифікувати видобуток нафти можна шляхом правильної
організації обробок свердловин, в тій чи іншій що проводяться на кожному
родовищі.
Прикладом
можуть служити результати використання системного впливу на пласт на
родовищах Західного Сибіру. короткий термін її активного впровадження в 90-х
роках минулого століття тут було залучено в розробку понад 2 млрд. т
балансових запасів і додатково видобуто понад 10 млн. т нафти.
Початкові
дослідно-промислові випробування системної технології впливу на пласт 'були
проведені у ВО «Ноябрьскнафтогаз» на 16 блоці Карамовского родовища,
яке розробляється з підтриманням пластового тиску. Як робочий
агента для закачування в пласт використовувалася підтоварної вода, підготовлена на
Холмогорської ЦПС. Вміст нафтопродуктів в стічній воді складала 100 мг/л
і більше, що призводило до постійного зниження прийомистості нагнітальних
свердловин внаслідок кольматації призабійної зони пласта.
Елементи
системної технології на Карамовском родовищі випробовувалися на підставі
трьох принципів - одночасності, масовості та періодичності обробок ПЗП
нагнітальних і видобувних свердловин. Блок 16 продуктивного пласта Б11 включав
13 нагнітальних і 21 видобувну свердловину. У процесі випробувань бьіо проведено
50 свердловин-операцій у всіх нагнітальних свердловинах і 13 обробок восьми
видобувних свердловин. ПЗП оброблялися за різними технологіями і включали
закачування розчинів ПАР, хлористого калію, абсорбенту С, гексанової фракції,
соляної кислоти та ін Загальні витрати реагентів за цей період склали 198,4 т.
Кількісно
заходи оцінювалися на підставі характеристик витіснення. Додаткова
видобуток нафти на одну сверд-но-операцію склала 377 т, обсяг попутно
видобутої води скоротився на 6,9 тис. м3. На 1 т закачаного реагенту
додаткова видобуток нафти склав 0,11 тис. т, зниження видобутку води -0,28
тис. т
Дослідно-промислові
випробування системної технології проводилися також на дослідних ділянках Сутормінского,
Муравленковского родовищ. З даних, представлених в таблиці, видно, що
питома ефективність застосування системної технології змінюється в досить
широких межах - від 73 до 2500 т додатково добутої нафти на 1 т
закачаного хімічного реагенту.
Таке
різниця в отриманих результатах пояснюється наступним. По-перше, випробування
проводилися в різних геолого-фізичні умови, в яких важко підібрати
навіть кілька близьких за характеристиками ділянок та свердловин. По-друге, в
кожному випадку системна технологія випробовувалася із застосуванням різноманітних
методів впливу на ПЗП, ефективність яких значною мірою
залежить від конкретних характеристик пласта і стану призабійної зони. У
зв'язку з цим для отримання максимального ефекту необхідне здійснення
системної технології з використанням найбільш ефективних методів впливу
на ПЗП.
Системна
технологія була реалізована на 73 родовищах країни, у тому числі на
Муравленковском, Сутормінском, Вингапу-ровськ, Самотлорське, мамонтовськой,
Західно-Сургутської та інших, додаткова видобуток нафти від застосування
системної технології склала більше 2,5 млн. т.
За
результатами дослідно-промислових робіт системна технологія впливу на
нафтові пласти була здана Відомчої комісії. Результати випробувань і
теоретичних досліджень увійшли в галузевий керівний документ «Керівництво
із застосування системної технології впливу на нафтові пласти ».
Таким
чином, системна технологія впливу на нафтові пласти є
ефективним методом підвищення поточного видобутку нафти і кінцевого КІН, зниження
обсягів попутно видобувається води шляхом обробок при-забійних зон свердловин по
певній системі
В
даний час основними напрямками подальшого підвищення ефективності
системної технології є розробка адресних технологій обробки ПЗП
нагнітальних і видобувних свердловин, а також відповідне поєднання
системної технології з технологіями гідроразрива, нестаціонарного впливу
на пласт, буріння горизонтальних свердловин.
Список літератури
1.
РД 39-0147035-254-88Р «Посібник із застосування системної технології
впливу на нафтові пласти родовищ Глав-тюменнефтегаза ».
Москва-Тюмень-Нижневартовск, 1988. - 236 с.
2.
Підвищення нефтеотдачи пластів із застосуванням системної тех-нологіі/Х.Х.
Гумерскій, А.Т. Горбунов, С.А. Жданов, A.M. Петра-ков// Нафтове господарство. --
2000. - № 12. - С. 12-15.
Родовище, досвідчений ділянку
Показники
Карамовское, пласт Б11
Карамовское, пласт Б11, блок 16
Сутормінское, пласт 2Б10,
досвідчений ділянку з нагнітальному скв. 1176
Муравленковское, пласт 1Б | 0)
досвідчений ділянку з нагнітальному скв. 2068
Муравленковское, пласт Б11
досвідчений ділянку з нагнітальному скв. 802
Видобуток нафти за рахунок системної
технології, тис. т
100,75
22,0
10,15
7,4 *
20,9 *
Зниження обсягу попутно
видобутої води, тис.м3
338,5
55,5
33,5
-
-
Обсяг закачування хімічних
реагентів, т
1373
198,4
4
15
14,3
Видобуток нафти на 1т закачування
хімічного реагенту, т/г
73,4
110
2500
493
1461
Скорочення обсягу попутно
видобутої води на 1т закачування хімічного реагенту, м3/т
246,5
279
8375
-
-
Видобуток нафти на одну скв.
операцію, т/скв.
377
349
10150
2466
5229
Примітка.
Дані надані НГВУ «Муравленконефть»
Журнал
«Нафтова господарство» № 5, 2006
