Файл: На сегодняшний день неотъемлемой частью технологии добычи нефти является использование методов поддержания пластового давления путем закачки воды или газа в пласт.docx

1.ВедениеМногие месторождения Западной Сибири отличаются сложным геологическим строением основных продуктивных горизонтов, низкой проницаемостью пластов-коллекторов, высокой слоистой и площадной неоднородностью, и, как следствие, запасы этих месторождений являются трудноизвлекаемыми. Учет особенностей геологического строения при планировании разработки месторождения, выборе технологий воздействия и режимов эксплуатации продуктивных пластов напрямую влияет на показатели разработки и выработку запасов. На сегодняшний день неотъемлемой частью технологии добычи нефти является использование методов поддержания пластового давления путем закачки воды или газа в пласт. Эти методы принято называть вторичными, так как их использование, как правило, приурочено к началу второго этапа разработки месторождения, когда естественная энергия пласта почти полностью истощена. 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 нефтеоотдачи. На большинстве месторождений используется 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, очевидно, является весьма энергоемким процессом и 10 требует определенных решений в области сокращения затрат на электроэнергию для закачки воды. В рамках данной работы с целью повышения эффективности системы поддержания пластового давления рекомендуется использование каскадной технологии очистки и закачки воды на месторождениях, характеризующихся сложным геологическим строением, а также применение химического реагента «Полисил» в нагнетательных скважинах. Целью данной выпускной квалификационной работы является анализ систем поддержания пластового давления, в частности, на Повховском нефтяном месторождении, а также поиск возможных путей решения проблем низкой приемистости нагнетательных скважин и снижения непроизводственных затрат на систему поддержания пластового давления.

---

Для реализации поставленной цели необходимо выполнить следующие задачи:  провести литературный обзор основных принципов заводнения и определить сущность подбора систем поддержания пластового давления к определенным геологическим условиям; провести расчет эффективности использования каскадной технологии и применения «Полисила» в нагнетательных скважинах; на основе полученных данных сделать общий вывод об эффективности применения данных технологий на Повховском нефтяном месторождении2.Геолого-физическая характеристика месторождения2.1 Обзор системы поддержания пластового давленияИзучение свойств пласта, а именно – его энергетических характеристик, является одним из важнейших этапов начала разработки залежей углеводородов (УВ). От совокупности этих данных с физико-химическими свойствами самих УВ будет зависеть способ извлечения нефти на поверхность. Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Энергия пласта обусловлена действием силы тяжести, а характеристикой, отражающей ее величину, принято считать пластовое давление. В частности, огромные массы верхнележащих пластов давят на породы коллектора и на содержащиеся в нем жидкости. Чем большее сжатие испытывает нефтяной пласт, тем значительнее накопившаяся в нем энергия упругих сил, которая впоследствии заставляет нефть выдавливаться из пласта в добывающую скважину. При вскрытии продуктивного пласта в скважине образуется зона пониженного давления, куда и устремляется жидкость. В результате извлечения нефти пластовое давление падает, что позволяет расширяться как самой нефти, так и зернам сжатой породы коллектора. Как следствие – поровое пространство, содержащее нефть, сужается, вытесняя нефть в скважину. Этот процесс может продолжаться до тех пор, пока давление в пласте не сравняется с давлением в скважине. Такой режим извлечения нефти из залежи называют упругим. Впрочем, как правило, на нефть в пласте действует сразу несколько выталкивающих сил. Нередко решающим энергетическим фактором становится напор пластовых (подошвенных) вод. Подстилающая нефтяную залежь вода также находится под действием давления, зависящего от глубины. Как только нефть вытекает из пласта, и

---

пластовое давление понижается, вода начинает расширяться и устремляется в пласт, способствуя дальнейшему вытеснению нефти. Это упруговодонапорный режим. Если же пластовые воды имеют гидродинамическую связь с поверхностью земли и постоянно подпитываются от внешнего источника, то их давление на нефть может оказаться решающим, значительно превышающим действие сил упругости. В этом случае говорят о водонапорном режиме. Вносит свой вклад в общее дело и газ, всегда присутствующий в залежи в том или ином виде. Если месторождение содержит газовую шапку, то при падении пластового давления газ, так же как и вода, расширяется, вытесняя нефть (газонапорный режим). При отсутствии газовой шапки движущей силой может стать газ, растворенный в нефти. Здесь важен такой фактор, как давление насыщения, при котором газ растворяется в нефти. Если давление окружающей среды меньше давления насыщения, то газ расширяется и покидает жидкость, оказывая на нее вытесняющее воздействие. Такой режим называется режимом растворенного газа и в чистом виде проявляется при отсутствии связи с подошвенными водами, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти. Недостаток такого режима в том, что дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости и потере текучести. Перечисленные выше режимы работы пласта – природные. Здесь перемещение нефти зависит лишь от действия естественных сил. Эксплуатация залежи с помощью природных режимов практикуется только на начальном этапе разработки и носит название первичной добычи. При этом может использоваться один или несколько режимов одновременно. Например, разработка большого месторождения может начинаться с режима растворенного газа, затем добавляется влияние газовой шапки, а при извлечении достаточного количества жидкости имеет смысл снизить давление в зоне, примыкающей к пластовым водам, и в полной мере задействовать водонапорный режим. Нефтеотдача на природных режимах разработки залежи далеко не всегда обеспечивает экономическую эффективность. Поэтому нередко уже на начальном этапе естественную энергию пласта поддерживают или увеличивают с помощью системы поддержания пластового давления (ППД) – дополнительной закачки в пласт воды или – реже – газа. Нагнетание жидкости в истощенный пласт принято называть вторичным методом добычи. По мнению Арбузова В. Н., целями воздействия на залежь нефти являются не только поддержание пластового давления, но и, что более важно, увеличение конечной нефтеоотдачи. В последнем случае методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его. Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Около 85 % нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом остается ППД закачкой в пласт воды. Существуют следующие основные методы воздействия на пласт:  поддержание пластового давления закачкой в пласт воды;  поддержание давления закачкой газа;  тепловые методы воздействия; Существуют так же, хотя в очень ограниченных масштабах и другие специальные методы воздействия. К этим методам можно отнести закачку различных веществ в пласт, углекислого газа, мицеллярных растворов в виде оторочек, смешивающихся с пластовой нефтью и вытесняющим агентом – водой. Основное назначение многих из этих методов – не поддержание пластового давления, а повышение коэффициента нефтеоотдачи в сочетании с попутным эффектом – частичным поддержанием пластового давления.

---

Желтов Ю. П. считает, что в настоящее время заводнение – самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В Российской Федерации свыше 90 % всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти. Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.2.2 Принципы заводненияВыбор типа заводнения и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин (сетки скважин) – одна из важнейших задач, от решения которой зависит эффективность разработки всего месторождения и отдельных его участков. Просчеты с выбором сетки скважин приводят к снижению дебитов, низким экономическим показателям разработки и быстрому обводнению залежи. К тому же каждая новая скважина – это существенное увеличение капитальных затрат. Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения. Рассмотрим наиболее значимые из этих методов подробнее. Метод законтурного заводнения (рисунок 2.1) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру. В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне. Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; Скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающиеРисунок 2.1 – Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнениемМетод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем (рисунок 2.2). Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; Скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие

---

Рисунок 2.2 – Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнениемМетод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь. Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей:  разрезание рядами нагнетательных скважин;1 площадное;2 избирательное;3 очаговое;4 головное;5 барьерное. Выделяют несколько подвидов разрезания рядами нагнетательных скважин – разрезание на площади, блоковое и сводовое (центральное). При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рисунок 2.3). При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – в крест выявленной по данным разведки превалирующей ориентации зон с повышенной мощностью (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния на них закачки воды. При ином направлении блоков, принятом без учета данных о границах зон разной продуктивности, разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной части нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетаемой воды.1 – контур нефтеносности; Скважины: 2 – нагнетательные; 3 – добывающие Рисунок 2.3 – Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнениемПри разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда.

---