Файл: Выпускной квалификационной работы Влияние потокоотклоняющих технологий на обводненность нефтяных скважин на примере Ванкорского месторождения.pdf

33
В техническую группу включены причины нарушения герметичности эксплуатационной колонны вследствие ослабления резьбовых соединений, коррозионное разрушение, прожиг электрическим током, механическое повреждение труб и нарушение крепи скважин выше продуктивного интервала.
Методы восстановления технического состояния скважин включают цементирование заколонного пространства и ликвидацию нарушения обсадных колонн нагнетанием тампонирующего материала, установку перекрывающих устройств.
В технологическую группу включены причины связанные с обводнением скважин водой, поступающей по продуктивным пластам. При геологическом изучении крупнейших нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западной
Сибири установлена изменчивость толщины песчаных прослоев, их коллекторских свойств и литологического состава.
2.2 Основные факторы обводнения продукции скважины
Неоднородность пластов по проницаемости – одна из главных причин неравномерного вытеснения нефти водой и преждевременного обводнения высокопроницаемых пропластков в добывающих скважинах при неполной выработке пластов.
По теории совместного притока нефти и воды в несовершенную скважину, вскрывшую неоднородный пласт с подошвенной водой, количественное соотношение притока нефти и воды описывается уравнением
)
/(
)
(
в
н
в
н
в
н
в
н
h
k
h
k
Q
Q







,
(2.1) где Q
н и Q
в
– приток нефти и воды, к н
и к в
- коэффициент проницаемости нефтяной и водонефтяной части пласта, µ
н и µ
в
– динамическая вязкость нефти и воды в пластовых условиях, h н
и h в
– толщина нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта. Согласно этой формуле относительное содержание воды в продукции скважин не зависит ни от степени вскрытия пласта, ни от депрессии, а является функцией соотношения толщин водо- и

34 нефтенасыщенных частей пласта, их проницаемости и вязкости жидкостей.
Увеличение продолжительности безводного периода эксплуатации указывает на наличие в литологически однородном пласте пропластков низкой проницаемости, имеет место внутрипластовая неоднородность по проницаемости, что подтверждается различной длительностью подъема водонефтяного контакта (ВНК) при одинаковом отборе жидкости из коллектора. По результатам анализа обводнения пластов Ромашкинского месторождения, установлены следующие этапы обводнения [13]:
1) появление и постоянный рост содержания воды в продукции;
2) резкое (скачкообразное) возрастание воды;
3) стабилизация обводненности.
Эти закономерности можно объяснить образованием микроканалов в заколонном пространстве вследствие разразрушения глинистой корки в зоне контакта цементного камня с породой или в самом цементном камне. В период стабилизации обводнения размеры канала в сечении и толщина пласта- обводнителя не изменяются или изменяются незначительно. Рост обводненности продукции скважин соответствует резкому расширению путей притока вод и подключению новых обводненных пропластков. Разрушение материала, заполняющего заколонное пространство, будет продолжаться до тех пор, пока поверхность раздела нефть-вода вблизи скважины будет деформироваться.
Ступенчатый характер возрастания обводненности продукции при постоянном отборе жидкости указывает на подключение в работу нового пласта-обводнителя.
Наличие неоднородных по проницаемости пропластков показывает, что качественное разобщение продуктивного пласта является первым этапом борьбы за увеличение охвата его воздействием, исключающим преждевременное обводнение нефтесодержащих пропластков. Этот этап должен начатся в период строительсва скважины. В связи с этим представляет интерес метод разобщения пластов с применением полимерцементных растворов с отверждающим фильтром.

35
Добыча нефти, основанная на отборе большого количества попутной воды, не является радикальным методом, ни с технологической, ни с экономической точки зрения. В определенный момент появляется противоречивость принципа регулирования разработки заводнением путем сочетания закачки воды при высоких давлениях нагнетания и форсированного отбора жидкости вследствии неравномерного обводнения залежи. На начальных стадиях это является высокоэффективным методом, обеспечивающим высокую нефтеотдачу при низких затратах на добычу нефти. Однако после вытеснения нефти из высокопроницаемых зон пласта дальнейшее увеличение объемов закачки и давления нагнетания приводит к резкому росту объемов попутно извлекаемой воды и, как следствие, повышению себестоимости добываемой продукции при значительных невыработанных запасах нефти в низкопроницаемой части коллектора и обширных водонефтяных зонах. Рациональное использование энергии закачиваемой воды для заводнения на поздней стадии разработки месторождений становится одним из основных условий извлечения остаточной нефти из обводненных пластов, так как в этот период весь фонд скважин требует проведения мероприятий по ограничению притока воды в добывающие скважины всего месторождения.
Наиболее вероятными причинами обводнения добываемой продукции, представленными на рисунке 2.2, являются прорыв контурных и закачиваемых вод по высокопроницаемым прослоям неоднородного коллектора в добывающие скважины, образование конусов подошвенной воды и поступление ее из смежных водонасыщенных пластов по заколонному пространству.

36
Рисунок 2.2 Схема поступления воды в добывающую скважину: а) поступление воды по двум пропласткам, б) образование конуса подошвенной воды, в) прорыв воды по заколонному пространству.
Комплексное решение проблемы рационального использования энергии закачиваемых вод для повышения нефтеотдачи пластов должно включать крупные технологические мероприятия:
1) качественное разобщение продуктивных пластов в процессе строительства;
2) ограничение притока воды в добывающие скважины путем проведения изоляционных работ;
3) ограничение движения воды в промытых высокопроницаемых пропластках нефтеводонасыщенного коллектора.
Регулирование процесса разработки в условиях прогрессирующего обводнения необходимо вести в двух взаимосвязанных направлениях:
1) снижение обводненности продукции скважин за счет вовлечения в более интенсивную разработку слабопроницаемых пластов, а также широкое внедрение средств по ограничению притока вод к забоям добывающих скважин и движения их по обводненным зонам;
2) обеспечение полноты выработки запасов обводнившихся пластов путем отбора большого количества жидкости.
2.3 Выбор потокоотклоняющих технологий
Одним из способов увеличения охвата пласта заводнением является создание потокоотклоняющих технологий, которые изменяют структуру потока пластовых жидкостей за счет увеличения фильтрационного сопротивления обводненных

37 участков пласта путем закачивания в пласт оторочек реагентов, которые в промытой зоне образуют прочные гели за счет их смешивания с пластовой водой. При этом в высокообводненном пропластке создается гидроизолирующий экран, который отклоняет потоки нагнетаемой в пласт воды в нефтенасыщенный пропласток, увеличивая степень нефтеизвлечения [15].
Эффективность доразработки нефтяных залежей и выбор методов воздействия на них с целью увеличения нефтеотдачи существенным образом зависят от достоверности информации об их фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС).
Наиболее достоверную информацию о текущем состоянии разработи залежей дает трассирование фильтрационных потоков, которое заключается в закачке раствора индикатора в нагнетательные скважины вместе с нагнетаемой водой, отборе проб жидкости по окружающим добывающим скважинам с заданной периодичностью, определении в пробах отбираемой жидкости наличия концентрации индикаторов. В качестве индикаторов используют химэлементы, соли химсоеденении, красители, стабильные радикалы, изотопы, пищевые продукты и их отходы. Для оценки влияния соседних нагнетательных скважин на одни и те же добывающие скважины выполняются полииндикаторные методы, основанные на закачивании в нагнетательные скважины растворов различных индикаторов [15].
В настоящее время программы по трассированию фильтрационных потоков включают два этапа: трассирование до и после работ. Трассирование перед работами позволяет осуществить обоснованный выбор объектов воздействия, видов и объемов потокоотклоняющих составов. Трассирование после работ дает возможность оценить степень и эффективность воздействия на залежь, а также, при необходимости, аргументировать повторное проведение мероприятий по данной технологии.
Потокоотклоняющие технологии осуществляются путем воздействия через нагнетательные скважины двумя подходами:
1) закачка сравнительно небольших объемов рабочих растворов химреагентов от сотен до нескольких тысяч кубических метров с охватом сравнительно большого фонда нагнетательных скважин и залежей;
2) закачка больших объемов рабочих растворов в обособленные участки месторождений, где работы ведутся долгосрочно по специальному разработанному проекту.

38
В зарубежной практике под методами увеличения нефтеотдачи понимается именно «проектный» вариант, тогда как в России в последнее десятилетие нефтяные компании практически полностью перешли на малообъемный вариант применения физико-химических МУН. В каждом из этих подходов имеются свои достоинства и недостатки. В первом случае (малообъемные закачки) к достоинствам можно отнести следующие моменты:
- возможность охвата большого количества месторождений и скважин на различных стадиях разработки и различными технологиями;
- малые затраты на внедрение, отсутствие капитальных затрат, использование передвижной мобильной техники;
- возможность оперативной реакции на конъюктуру рынка, в частности, на цены на нефть: при снижении цен объем работ можно легко снижать, а при повышении наоборот, увеличивать;
- выполнение проектных требований по внедрению физико-химических МУН по количеству скважинно-операций, охвату фонда;
К недостаткам первого подхода относятся:
- кратковременность действия, быстрое восстановление уровня обводненности продукции;
- малые технологические эффекты, а в ряде случаев неоднозначность и сомнительность результатов;
- увеличение только текущего коэффициента охвата, коэффициент вытеснения при этом, как правило, не увеличивается.
Достоинствами «проектного» подхода к внедрению МУН являются:
- внедрение надежных оправдывающих себя технологий;
- обеспечение в случае успеха большого прироста нефтеотдачи, вовлечение в разработку не извлекаемых при традиционном методе разработки запасов нефти за счет увеличения не только коэффициента охвата, но и коэффициента вытеснения;
- получение значительного технологического и экономического эффекта.
Проектный подход имеет также свои недостатки:
- необходимость капитальных затрат, использование дорогостоящих стационарных установок и значительного количества химреагентов;
- трудоемкость подготовительных работ, большие сроки реализации, отсутствие

39 возможности оперативной реакции на коньюктуру рынка;
- наличие риска получения отрицательных результатов и серьезного убытка;
- невозможность охвата воздействием больщого количества месторождений и всего фонда скважин.
2.4 Текущее состояние разработки
Выделяют семь эксплуатационных объектов:
- двух нефтяных: Сд-IX и Нх-I, газонефтяного Як-III-VII, нефтегазовых:
Як-I, Як-II, нефтегазоконденсатного: Нх-III-IV и газового: Дл-I-III;
Системы разработки: объект Сд-IX (радиальная схема размещения горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 1000 м), объект Нх-I (однорядная схема размещения горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами и длиной горизонтального участка 1000 м); объект Як-III-VII (блочно-квадратная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами в центральной и южной частях 1000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м, по северной части залежи предполагается уплотнение блочно-квадратной схемы до 700 м, при длине горизонтального ствола 700 м); объект Нх-III-IV (однорядная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м); объект Дл-I-III (избирательная схема размещения горизонтальных скважин с длиной ствола 300 метров), объекты Як-I, Як-II (избирательная схема размещения скважин, за счет перевода с нижележащего объекта Як-III-IV);
Общий фонд скважин – 586, в т.ч.: горизонтальных добывающих - 311, нагнетательных - 161 (из них горизонтальных – 51, наклонно-направленных нагнетательных – 110), газовых – 22, газонагнетательных – 6, водозаборных –

40 76, наблюдательных – 10; бурение 105 боковых горизонтальных стволов (длина ствола - 300 м);
Проектные показатели разработки Ванкорского месторождения
Текущее состояние разработки можно увидеть на рисунке 2.3.
*-Ожидаемый фактор
Рисунок 2.3 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
Основной причиной снижения дебита нефти является рост обводненности связанный с конусообразованием и возможным продвижением в начале 2013 г. фронта нагнетания. Увеличение снижений про причине ГФ с августа 2012 г. связанна с интенсивным вводом уплотняющих скважин. Так же основной причиной снижений является связанная пара причин Рпл и ГФ.
Снижение Рпл ввиду позднего ввода системы ППД привел к формированию вторичной ГШ и прорыву газа в ряд добывающих скважин.

41
Основной причиной снижений нефти является снижение Рпл, что объясняется отсутствием закачки газа в ГШ в условиях приконтурного заводнения по центральной и южной частях, а также несформированной системой ППД в северной части залежи.
Максимальные проектные уровни:
- добычи нефти и ГК – 25 465 тыс.т. (2014 г.);
- добычи жидкости – 60 906 тыс.т. (2036 г.);
- добыча ПНГ – 6 898 млн.м
3
(2015 г.);
- добыча природного газа – 2 666 млн.м
3
(2018 г.);
Достижение КИН по месторождению по категории В+С1 – 0,434, по объектам представлен в таблице 2.1
Таблица 2.2 – КИН по пластам
Вывод: На текущей стадии разработки выполнение проектных решений достигается за счет форсирования отборов пласта Як 3-7 (основного объекта), что приводит к преждевременному росту обводенности и соответствующему снижению дебита нефти скважин добывающего фонда.
КИН
Кохв.
Квыт.
Як-III-VII
0,462 0,875 0,528
Нх-I
0,371 0,851 0,436
Нх-III-IV
0,407 0,786 0,518
Сд-IX
0,323 0,654 0,494

42
Поздний запуск систем ППД (заводения и закачки газа) на объекта Нх 1 и
Нх 3-4 сказывается в снижении пластового давления, что для пласта Нх 1 приводит к формированию вторичной газовой шапки негативно влияющей на разработку высокопродуктивной части залежи, для пласта Нх 3-4 к прорывам воды и газа по супер-коллектору.
2.5 Пласт як 3-ь
2.5.1 Геолого-физическая характеристика
Залежь пласта Як-II-VII является массивной с газовой шапкой, вскрыта на Северном и Южном куполах и опробована в 3 скважинах. На Северном куполе в скважине СВ-1 из интервала 1666-1672 м получен приток нефти дебитом 134 м
3
/сутки на штуцере 8 мм при депрессии 1,3 МПа, а из интервалов
1654-1658, 1646-1651 и 1638-1642 м получен приток газа дебитом
205,ьтыс.м
3
/сутки на шайбе 10 мм при депрессии 1,7 МПа.
На Южном куполе притоки нефти получены в скважинах ВН-6 и ВН-10.
В скважине ВН-6 опробовано 4 объекта в интервале 1640-1688 м, из которых получен притоки нефти дебитом 21,7 - 74 мьсут, а из нижнего объекта - нефть с водой дебитом 36 и 4,2 мьсут соответственно. В скважине ВН-10 приток нефти дебитом 37,1 мьсут получен из интервала 1686 - 1700 м, на штуцере 6мм при депрессии 11,6 МПа.
Яковлевская свита исследована по керну, поднятому из 6-ти скважин: исследовано 110 образцов по пористости, 98 образцов по проницаемости и 41 образец - остаточная вода. Величины средних значений и диапазоны изменения параметров по ГИС, полученные в результате поточечной обработки, смещены в сторону больших значений. Для подсчета запасов и моделирования, по- видимому, взяты значения по ГИС.