ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт  Нефти и Газа

       КУРСОВАЯ РАБОТА

  По предмету: «Физика нефтяного и газового пласта» 

Тема: «Методы нестационарного заводнения» (Циклическое воздействие; смена направления фильтрационных потоков; форсированный отбор)   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Выполнил: ст. группы НРк-06-3

                           Зверюков.А.С. 

     Проверил: д.г-м.н.  Ягафаров А.К. 
 
 
 
 

     Тюмень 2009 
 

     В последние годы в России существенно  увеличивается доля месторождений  с трудноизвлекаемыми запасами. Эффективность  разработки этих месторождений ниже обычных при более низких коэффициентах нефтеотдачи. Во многом это обуславливается отсутствием необходимых технологий для существующих категорий трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, разнообразие геолого-физических особенностей нефтяных месторождений и пластов не позволяет достичь необходимых результатов за счет применения какой-то универсальной технологии разработки нефтяных месторождений. Как показывает практика наиболее высокие результаты могут быть получены при использовании адресных технологий для конкретных условий.

     Применяемая система заводнения не всегда учитывает  особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением  по площади и разрезу, в результате чего разработка многих месторождений характеризуется недостаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи, незначительными темпами отбора нефти и большим объемом попутно-добываемой воды.

     В связи с этим важным направлением повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов является адаптация известных и создание новых технологий воздействия на пласты с учетом особенностей их строения и свойств, в первую очередь для условий месторождений, наиболее характерных для данного региона. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Основные  особенности процесса нестационарного  воздействия на пласты. 

     Итак, рассмотрим основные особенности процесса нестационарного  воздействия на пласты.

     Циклическое (нестационарное) заводнение является одним из эффективных гидродинамических  способов увеличения нефтеотдачи и  сокращения удельных расходов воды на добычу нефти.

        Эффективность метода определяется  двумя неразрывно связанными  процессами:

• гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды;
• капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды.

      Наиболее  эффективным применение метода является для мощных слоисто-неоднородных пластов  с хорошей гидродинамической  связью между прослоями, а также для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов. Газонасыщенные маловязкие нефти являются наиболее подходящими для вытеснения их с помощью циклического заводнения.

      Перечисленные свойства коллекторов и нефтей, благоприятные для применения метода циклического воздействия, связаны очевидным образом с внутренним механизмом рассматриваемого процесса.

      Метод циклического (нестационарного) заводнения нашел широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность.

     К настоящему времени накоплен достаточный опыт теоретических, экспериментальных и промысловых работ. Учитывая, что большинство месторождений находится или приближается к поздней стадии разработки, необходимо совершенствование и повышение эффективности технологии нестационарного заводнения применительно к этим условиям. 
 
 

Эффективность реализации процесса нестационарного  заводнения. 

      Эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой  информации, но, несмотря на достаточный опыт применения нестационарного заводнения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало алгоритма предварительного выбора объектов разработки на основе анализа имеющихся геолого-физических характеристик.

      Для реализации нестационарного воздействия  необходимо выполнить классификацию  объектов разработки, на основе методики критериального выбора объектов, для  эффективного использования данного  метода.

      Суть  методических положений о критериальном  выборе пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения сводится к следующему. 

      Поскольку все продуктивные пласты могут быть охарактеризованы одними и теми же общепринятыми показателями (характеристиками) – песчанистость, зональная и послойная неоднородности, степень выработки запасов, то более эффективное проектирование и реализация нестационарного заводнения могут быть осуществлены на основе критериального анализа имеющегося набора геологических характеристик предполагаемого объекта.

      Вначале все имеющиеся объекты делятся  на три условных группы с различной  степенью песчанистости – менее 0,29; 0,3-0,79 и более 0,8. После этого  анализируется степень послойной  неоднородности, в том числе расчлененность, а также степень выработки запасов. На последнем этапе определяется степень предпочтительности применения нестационарного заводнения на анализируемом участке, которая варьируется от 0 до 1.

      Проведение  анализа, систематизации и классификации  объектов разработки для определения пригодности применения технологии нестационарного заводнения основывается на комплексе имеющейся исходной геолого-промысловой информации.

      При первоначальном анализе объектов разработки учитывается размер залежи, наличие  системы ППД и количество нагнетательных скважин. Объекты разработки, эксплуатируемые скважинами имеющие небольшие запасы нефти, в дальнейшей классификации не учитываются.

      По  результатам анализа геолого-физических характеристик и проведения классификации  объектов разработки месторождений по предпочтительности применения нестационарного заводнения все рассматриваемые объекты можно разделить на 4 степени предпочтительности: 

      - высокая категория предпочтительности (0,6- 1)

      - средняя категория предпочтительности (0,4 - 0,59)

      - низкая категория предпочтительности (0,15 - 0,39)

      - не пригодные для нестационарного  заводнения

     Выбор участков для реализации нестационарного  заводнения осуществлялся  на основании анализа  сложившейся системы  разработки, карт текущего состояния разработки,  имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин.

    Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного  определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитываются средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах данного участка.

    -В  результате  расчетов, было получено, что  длительность полуцикла  по опытному участку  пласта Б₈ Аганского месторождения составляет 3,5 мес.                         

     На  период проведения нестационарного  воздействия необходимо проведение расчетов среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, входящей в выбранный участок. При этом исходят из условия, что все скважины, участвующие в данном процессе, в полуцикле закачки будут работать с предположительно максимальной за период предшествующего года приемистостью, и объемы закачиваемой воды не будут превышать их средний уровень в  "доциклический"  период. С этой целью определяется среднемесячная закачка, минимальная, среднемесячная и максимальная приемистости по каждой нагнетательной скважине, входящей в опытный участок. 
 
 

     Изменение направлений фильтрационных потоков

     Технология  метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая  сущность процесса состоит в следующем: 

 Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой.

 Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности). 

     Изменение направления фильтрационных потоков  достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением.

     Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

     Форсированный отбор жидкости

   Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) является методом увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, реализация которого осуществляется за счёт увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта. В результате проведения этого мероприятия зачастую снижается обводненность продукции скважин с высокой базовой обводненностью. Наиболее яркие результаты получены при анализе результатов ФОЖ на водоплавающих залежах.

   Форсирование  отборов на скважинах месторождений  Западной Сибири выявило тенденцию  снижения обводненности продукции в результате этого мероприятия на многих водоплавающих залежах, таких как объект АС5-6 Южно-Балыкского месторождения, объект БС12 Майского месторождения; объекты АС4 и БС6

   Петелинского  месторождения, объект БС11 Ефремовского месторождения, объект БС8 Кудринского месторождения, объекты БП9 и БП10-11 Тарасовского месторождения. На рис. 1 представлена динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых было проведено форсирование отборов. 

    Рис. 1. Динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых проведен форсированный отбор жидкости: 1 - средняя обводненность продукции; 2 - средний дебит жидкости; 3 - средний дебит нефти.

На рис. 2  изображена динамика показателей эксплуатации форсированной скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Начало форсирования отборов на рисунках отмечено стрелкой. Обе динамики характеризуются снижением обводненности продукции с ростом среднего дебита жидкости. На рис. 2 отмечается и обратная закономерность –рост обводненности продукции при снижении дебита жидкости. 

Рис. 2. Динамика показателей  эксплуатации скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения:

1 - обводненность продукции;  2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти; 4 - дебит воды. 
 

   Форсированный отбор жидкости достаточно эффективен на водонефтяных зонах, где имеются выдержанные глинистые перемычки между разнонасыщенными частями продуктивного разреза. Выдержанность глинистых перемычек является условием проявления описанной закономерности и подразумевается ниже при использовании терминов водоплавающей залежи и водонефтяной зоны (ВНЗ). 

   В настоящее время отсутствует  четкое определение целей и задач  форсированного отбора жидкости.  Существует  мнение,  что форсированный отбор — рациональный вариант разработки нефтяной залежи на завершающем этапе, который надо проектировать, официально утверждать и обязательно выполнять. Для его проектирования имеется все необходимое: методика, включающая модель зонально и послойно неоднородного пласта, уравнения разработки нефтяной залежи, общий экономический критерий рациональности, методы решения обратных задач по определению основных параметров нефтяных пластов и практически примененных систем разработки; современная вычислительная техника и полученная индивидуально по скважинам информация об их эксплуатации: о дебитах жидкости и обводненности (следовательно, о дебитах нефти), забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Довольно странным представляется, что при наличии всего этого проблема форсированного отбора не исследована в полном объеме, а форсированный отбор противопоставляется рациональному. На многих нефтепромыслах очень плохо обстоит дело с информацией об эксплуатации каждой скважины. В этих условиях для промысловиков более приемлем и понятен форсированный отбор, чем рациональный, ибо для форсированного отбора не нужна или почти не нужна информация. В условиях неполного объема информации об эксплуатации скважин многие нефтепромысловые работники непоколебимо уверены, что лучше завысить производительность глубинных насосов. При нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважинам рациональные отборы устанавливают форсированные, не осознавая, что часто увеличение отбора жидкости уменьшает отбор нефти на 10—20 % и более. 

 Действительное  положение с информацией об эксплуатации скважин на нефтепромыслах в настоящее время несравненно хуже, чем 40—50 лет назад.   В период широкого распространения и применения во всем мире информационноемких технологий у наших нефтяников произошло попятное движение. Необходимо устранить отмеченный недостаток, поскольку нет ничего экономически и технологически более эффективного, чем организация по каждой скважине удовлетворительной точности контроля и последующей оптимизации режима эксплуатации скважин. При этом в текущей добыче нефти и в конечной нефтеотдаче пластов будет достигнут огромный эффект, значительно превысящий эффекты, достигаемые при использовании многих новых методов повышения нефтеотдачи. Увеличенные добыча нефти и нефтеотдача будут достигнуты при уменьшении затрат на 1 т добытой нефти.

      При рассмотрении проблемы форсированного отбора жидкости необходимо сравнить различные варианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном рациональном максимальном забойном давлении нагнетательных скважин и рациональном минимальном забойном давлении добывающих скважин. Нефтяные залежи по зональной и послойной неоднородности нефтяных пластов, дебиту и запасам нефти, темпам извлечения запасов нефти, разбуривания и ввода в разработку являются средними, сходными со многими реальными нефтяными залежами.

     При этом было показано, что при проектировании разработки залежей нефти средней, повышенной и высокой вязкости обычно проектируется форсирование отбора жидкости. В дальнейшем при их разработке обязательно надо осуществлять запроектированное форсирование. Форсированный отбор жидкости должен быть в рамках рационального варианта разработки нефтяной залежи.

     Бесконтрольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и конечной нефтеотдачи пластов.

     Рассмотрим  процесс нестационарного заводнения, на примере ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ» а именно, на примере Аганского               месторождения. 

    особенности разработки месторождений  ОАО 

    «Славнефть- Мегионнефтегаз» 

    Рассмотрена динамика ввода месторождений в  разработку. Анализ данных по разрабатываемым  месторождениям показал, что максимальный проектный КИН составляет 0,506. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равен 0,241, то есть выработка запасов достаточно существенна. Сделан вывод о необходимости повышения эффективности разработки месторождений на основе применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно-добываемой воды.

      Выполненный анализ геолого-физических свойств  продуктивных пластов, запасов нефти  и  распределения скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности показал,  
что в структуре начальных извлекаемых запасов на долю низкопродуктивных приходится 26,9%.

      С начала разработки добыча нефти в  большей степени (67%) обеспечивалась выработкой наиболее продуктивных залежей  нефти, на долю разрабатываемых низкопродуктивных  залежей приходится лишь 8,2% добытой  нефти, на долю среднепродуктивных – 24,8%. В настоящее время, в отличие от начального состояния, в структуре текущих запасов преобладают низкопродуктивные залежи – 52%, доля высокопродуктивных составляет 28%, среднепродуктивных – 20% .

      В этих условиях особую актуальность приобретает проблема разработки низкопродуктивных залежей.

      Следует отметить, что разработка высокопродуктивных запасов к настоящему времени  связана с определенными трудностями. Наиболее крупные месторождения  с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3 и 4 стадиях разработки (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мегионское, Южно-Аганское).

      Степень выработанности этих месторождений  колеблется в пределах 64,4-85,8 %, а для  основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов,  составляет 81,7-94%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов.

      Основные  продуктивные пласты характеризуются  наличием непроницаемых пропластков, интервалов разреза с повышенной глинизацией, что обуславливает возникновение неоднородности по проницаемости. Применяемая система заводнения не во всех случаях учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу. Формирование системы воздействия на залежи происходило в процессе разбуривания, осуществляемого от сводовой части к периферии. Создавались линейные ряды нагнетательных скважин без учета морфологических особенностей строения залежи.

      Такая ситуация наиболее характерна для пласта Б₈ Аганского месторождения, являющегося одним из наиболее крупных по начальным и остаточным запасам и обеспечивающего максимальную часть в общем объеме добычи.

      Аганское  нефтяное месторождение расположено  в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, открыто в 1965 г., промышленная эксплуатация осуществляется с 1973 г.

      Аганское  месторождение является многопластовым. В разрезе слагающих пород  выделено 22 продуктивных объекта (сверху вниз): пласт АВ₁³ нижнеалымской подсвиты, пласты АВ₂¹, АВ₂², АВ₃, АВ₄, АВ₅, БВ₀, БВ₁², БВ₂¹, БВ₂², БВ₃, БВ₆ – ванденской свиты, БВ₈, БВ₉, БВ₉¹, БВ₉², БВ₁₇, БВ₁₈¹, БВ₁₉, БВ_20-21 – мегионской свиты нижнего мела, пласт ЮВ₁¹, ЮВ₁^1а – васюганской свиты верхней юры. Залежи нефти приурочены к Аганскому, Мало-Аганскому и Западно-Аганскому поднятиям.

      В работе рассмотрены основные особенности  геологического строения Аганского  месторождения, геологическое строение основных пластов, краткое описание разреза, приводится характеристика физико-химических свойств и состава пластовых флюидов.

    Проницаемость пласта БВ₈ изменяется в большом диапазоне: от 1,0*10^-3 мкм² до 1405,6*10^-3 мкм², среднее значение проницаемости – 338,8*10^-3 мкм², средняя пористость 23,7% (диапазон изменения 19,4-25,6). Средняя нефтенасыщенная толщина 10,4 м, степень неоднородности зональная: - 0,86, послойная – 0,57, расчлененность – 6,2.

    Начальная нефтенасыщенность по пласту составляет в среднем 71,2% (при колебаниях от 29,3 до 83,8%). Вязкость пластовой нефти  составляет 1,08 мПа*с.

    Для объекта БВ₈ проектными документами была предусмотрена рядная система разработки. Пять разрезающих рядов разделили площадь залежи на 6 блоков.Во 2-м, 4-м,  5-м блоках утверждена пятирядная система разработки по сетке 500х700 м в зоне эксплуатации и с удаленностью первых рядов от линии нагнетания на 600 м. Выделен один (3-й), трехрядный блок с сеткой добывающих скважин 700х700 м и расстоянием между первым добывающим и нагнетательным рядами 850 м.

      Проведенный анализ разработки Аганского месторождения показал в целом ее удовлетворительное состояние, однако процесс разработки Аганского месторождения осложняется большими объемами попутно добываемой воды. Обводненность добываемой продукции скважин составляет более 90%, что дает основание отнести остаточные запасы нефти Аганского месторождения к категории трудноизвлекаемых.

      Есть  все основания предполагать, что  наращивание отборов жидкости без  существенного увеличения работ  по снижению обводненности продукции  скважин и вовлечению в разработку слабодренируемых запасов нефти в низкопродуктивных зонах не позволит обеспечить утвержденный по месторождению коэффициент нефтеизвлечения.

    Выявленные особенности разработки Аганского нефтяного месторождения, в частности, указывают на необходимость повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных как к высоко-, так и низкопродуктивным коллекторам. На основании имеющегося опыта разработки месторождений страны в качестве технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, предложена комплексная технология нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками скважин, позволяющая увеличить добычу нефти и сократить объемы попутно добываемой воды в результате перераспределения фильтрационных потоков за счет периодической работы нагнетательных скважин и применения технологий обработки скважин, направленных на изменение охвата пласта воздействием.   
 
 
 

Нестационарное воздействие в комплексе с адресными обработками.  

                                                         Применение эмульгатора ЭКС-ЭМ марки «Б» 

      Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, так же может быть предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.

      Наиболее  известными в практике являются технологии закачки различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла

      (Предварительный анализ полученных результатов показывает, что средний удельный технологический эффект составляет 14 т дополнительно добытой нефти на 1 т жидкого стекла), а также обратных эмульсий. Эти технологии давно внедряются и широко используются нефтегазодобывающими предприятиями различных регионов России.