Особенности поздней стадии разработки нефтяных месторождений и меры по увеличению нефтеотдачи истощенных коллекторов

Список литературы

1. Чодри Аманат. Гидродинамические исследования нефтяных скважин / А. Чодри; ред. С.Г. Вольпин; пер.: В.А. Юдин, О.В. Ломакина. М.: Премиум Инжиниринг, 2011. 687 с.: ил. (Промышленный инжиниринг). Библиогр. в конце гл. Библиогр. С. 675-689.

ОСОБЕННОСТИ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И МЕРЫ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ИСТОЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Косов Д.А.1, Волков А.В.2, Сайфуллин М.А.3, Гребенюк А.И.4

1 Косое Дмитрий Алексеевич - магистрант;

2Волков Александр Витальевич - магистрант;

3Сайфуллин Манур Айсатуллович - магистрант;

4Гребенюк Артём Игоревич - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений,

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: очевидно, что, в первую очередь, необходимо конкретизировать понятие поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Сегодня можно встретить различные термины («поздняя», «заключительная», «зрелое месторождение»), характеризующие одну и ту же ситуацию, складывающуюся на всех, без исключения, нефтяных месторождениях, чья предшествующая разработка осуществлялась с применением искусственного заводнения продуктивных коллекторов. Ключевые слова: поздняя стадия, коллектор увеличение нефтеотдачи, истощение, обводненность, нефтяная залежь, гравитационный градиент, ПЗП, КИН, пластовый флюид, ППД.

УДК 622.276.64

Понятие поздней стадии разработки. Как правило, этот термин применяют для всей залежи по интегральной характеристике обводнения и увязывают с коэффициентом использования или со степенью выработки извлекаемых запасов [1]. Считается, что к поздней стадии относится период разработки, когда средняя обводненность добываемой продукции превышает 90%, а выработка от НИЗ больше 80%. Здесь, пожалуй, и стоит внести уточнения, поскольку средняя обводненность залежи складывается из динамики обводнения каждой скважины, то интегральная обводненность характеризует лишь процесс обводнения заводняемой части пласта и не отражает физической сущности процессов происходящих в пласте, а ведь от понимания процессов протекающих в пласте и будет зависеть стратегия разработки. Дело в том, что поздней стадией разработки следует называть период после прохождения фронта вытеснения, который затрагивает только тот объем пласта, где это произошло. По мере распространения фронта вытесняющего агента в глубь продуктивного пласта будет происходить увеличение объема пласта, для которого наступает поздняя стадия разработки, а значит и все физические процессы, характерные для этой стадии разработки, которые будут рассмотрены ниже. Понимание смысла поздней стадии разработки именно в этом контексте позволяет нам обратиться к следующему ключевому моменту в разработке нефтяного месторождения.

Любая разрабатываемая нефтяная залежь - это динамическая система [2], которая претерпевает необратимые изменения в процессе извлечения из нее пластовых флюидов. Однако после внедрения системы ППД, по сути, происходит одинаковое воздействие на

залежь вне зависимости от состояния этой системы. Как результат на неадекватное воздействие происходит постепенное и неуклонное снижение эффективности системы ППД однако вплоть до наступления нерентабельной добычи воздействие не меняется.

Отметим, что поздняя стадия разработки нефтяного месторождения принципиально отличается от предшествующих стадий разработки:

1. Энергетическое состояние залежи:

- наличие избыточной потенциальной энергии (поровое пространство насыщено водой, привнесенной искусственно через систему ППД);

- непосредственный контакт двух несродственных сред «остаточная нефть

- вытесняющий агент»;

- появление гравитационного градиента давления на границе раздела фаз, обусловленного разницей в удельном весе между ними.

2. Состояние запасов нефти:

- остаточная нефть хаотично рассредоточена внутри промытого порового объема пласта и представлена в виде двойных структурированных слоев, появление которых обусловлено проявлением хроматографических процессов на границе фаз;

- воздействие вытесняющего агента на остаточную нефть путем дальнейшей промывки порового пространства неэффективно (вытесняющий агент воздействует на остаточную нефть по касательной).

3. Свойства остаточной нефти:

- остаточная нефть обладает структурно-механическими свойствами;

- вязкость и плотность остаточной нефти значительно выше, чем у нативной нефти, из которой она образована.

Таким образом, нефтяная залежь на заключительной стадии кардинально отличается от первоначального своего состояния, следовательно, необходимо адекватное воздействие на остаточную нефть. [3]

Меры по увеличению нефтеотдачи истощенных коллекторов

1. Очистка призабойной зоны пласта (ПЗП) скважин, доперфорация скважин: [5]

- в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ), коэффициент охвата перфорацией должен быть равен единице;

- в водо-нефтяной зоне (ВНЗ) перфорировать всю нефтенасыщенную толщину и частично водонасыщенную

2. Снижение энергетической нагрузки на пласт (снижение объемов попутно добываемой воды и ограничение закачки вытесняющего агента).

3. Проведение адресных гео лого-технических мероприятий (ГТМ) на простаивающем фонде скважин.

4. Проведение специальных промысловых исследований по определению скорости накопления нефти в стволах высокообводненных скважин и перевод скважин на отбор, не превышающий скорости притока (кандидаты - скважины в микроантиклиналях кровли продуктивного пласта).

5. Организация отбора безводной нефти на скважинах при условии непревышения отбора над скоростью накопления остаточной нефти

6. Снижение обводненности на добывающем фонде скважин с применением технологии «хвостовик» (для скважин, где обводнение обусловлено послойной неоднородностью разреза по проницаемости).

7. Изменение местоположения нагнетательных скважин с учетом вариаций абсолютных отметок кровли продуктивного пласта (нагнетательные скважины должны находиться в микросинкиналях кровли продуктивного пласта).

8. Локальное применение форсированного отбора жидкости (ФОЖ) для микроантиклиналей кровли продуктивного пласта

Выводы:

Существенное снижение энергетических и финансовых затрат на разработку нефтяного месторождения, находящегося на поздней стадии разработки; Достижение

19

более высокой выработки запасов нефти за счет перевода системы разработки на иной энергетический уровень (КИН=0,8-0,95); Повышение текущего уровня добычи нефти, без существенных капитальных затрат; Кратное и более снижение объемов воды в технологическом цикле: «пласт - скважина - система внутрипромыслового транспорта - система подготовки и разделения добываемой продукции - система ППД - пласт», что позволит снизить экологическую нагрузку на всю систему нефтедобычи; Обеспечение минимально возможной себестоимости добываемой продукции в течение длительного периода времени с уверенным прогнозом годовой добычи нефти. [4]

Список литературы

1. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей / М.М. Иванова. М.: Недра, 1976.

2. Ильясов Б.Г. Системный подход к построению модели организации процесса разработки и эксплуатации нефтяного месторождения / Б.Г. Ильясов, Е.С. Шаньгин, И.А. Дьячук // Нефтепромысловое дело. 2003. № 5. С. 16-22.

3. Дьячук И.А. Обоснование необходимости перфорации всей нефтенасыщенной толщины в пластах, представленных обширной ВНЗ и осложненных контактными запасами (на примере пласта DIнж Белебеевского нефтяного месторождения) / И.А. Дьячук, Е.В. Князева, И.В. Костенко, Н.С. Кутуков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 4. С. 81-89.

4. Останков Н.А. Довыработка истощенных нефтяных коллекторов на примере Казанского и Медведевского нефтяных месторождений АО «Самаранефтегаз» / Н.А. Останков, С.А. Козлов, Д.В. Кашаев, А. С. Нечаев, Г. Г. Гилаев, И. А. Дьячук, Е. В. Князева // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». № 2/2016. С. 60-64.

5. Vogel J.V. Infl ow Perfomance Relationships for Solution-Gas Drive Wells//PTJ. 1968. January. P. 83-92.