какое заводнение применяют при разработке низко проницаемых пластов

Суть технологии заводнения нефтяных пластов

Заводнение нефтяных пластов начало применяться не с самого начала развития нефтяного производства. Еще с 40-х годов прошлого века разработка нефтяных месторождений проводилась всего до 25 % истощения. Лишь изредка встречался природный напор воды, который позволял получить немного больше углеводородного сырья. Остаточные запасы отбирались при помощи вторичных методов – закачки в скважину воздуха и нагретой газо-воздушной смеси.

Заводнение нефтяных месторождений, характеристика процесса

Закачка воды в нефтяное месторождение – самый популярный процесс разработки углеводородных пластов. С помощью технологии можно достичь высокого коэффициента отбора сырья. Основная цель, которую несет в себе заводнение, – вытеснение нефтяных пластов. Популярность технологии обоснована следующим:

Методика обеспечивает высокий отбор сырья сразу по двум критериям. Первый – поддержка постоянно высокого пластового давления, второй – физическое проникновение воды в толщу нефтяных пластов. Существует несколько разновидностей технологии. Каждая из них подразумевает использование различных жидкостей, суспензий и прочих химических веществ, которые не вступают в реакцию с ископаемым. Но все подобные способы считаются третичными технологиями разработки.

Стоит понимать, что заводнение нефтяных месторождений – высокопотенциальный способ извлечения нефти, который в ближайшее время будет оставаться передовой технологией. А поиск способов улучшения данной методики – основная задача отрасли.

Законтурная технология

Заводнение такого типа возник в результате недостаточного продвижения контурных вод. Смысл данной технологии в том, что объемы природного сырья быстро восполняются за счет нагнетания воды. Сами скважины подачи жидкости располагаются за территорией (контуром) нефтегазоносного пласта. При этом линия нагнетания всегда находится за внешним кольцом нефтеносности. Расстояние берется в зависимости от следующего:

Если ранее такой способ считался максимально эффективным, то длительный анализ, геологические исследования показали, что есть основания предполагать о существовании массы негативных сторон.

Приконтурное заводнение

Такой вариант подходит для пластов с весьма заниженной проницаемостью за контуром нефтеносности. Этот фактор влияет на уменьшение поглотительной характеристики нагнетательных станций. Потому оказывается слабое воздействие на залежи. Кроме того, возникает резкий скачок карбонатности. С чем это связано? Все просто – присутствие химической реакции нефти после контакта с водой в данной зоне. Конечно, это во многом зависит от состава воды в этом пласте.

Используя такую технологию можно исключить возникновение территории с плохой проницаемостью. Помимо этого производится положительный эффект на нефтяные пласты в краевой области нефтеносности, что позволяет сократить количество воды, которое идет за контур.

Изначально метод использовался весьма узко – исключительно в местах со слабой проницаемостью. Позже выяснилось, что эффективность приконтурного заводнения для добычи нефти в платформенных пластах тоже достаточно высока. Недостаток методики заключается в том, что нагнетательные скважины нецелесообразно сооружать в местах с пластами малой мощности.

Важно! Такой способ не может обеспечить быструю подачу воды в область нефтеносности. Это обусловлено малой интенсивностью. При этом отмечается высокая эффективность и стабильная производительность на длинной дистанции.

Внутриконтурное заводнение

Описанный выше способ вызвал изначально массу споров, но в итоге привел к интенсивной разработке более совершенных технологий. Одной из них является внутриконтурное заводнение нефтяных месторождений. Данная технология используется внутри области расположения залежей природного ресурса. Высокая эффективность методики наблюдается в особо крупных месторождениях. Суть способа заключается в разрезании пластов на сектора, блоки и отдельные площади рядами скважин для подачи воды.

На территории РФ используются следующие подвиды данной технологии:

Каждая технология примечательна своими особенностями. О каждой из них будет вестись разговор немного ниже. Стоит отметить, что данный способ разработки направлен на высокоэффективное поддержание и восстановление баланса в межпластовом пространстве. Закачка жидкости проводится прямо в часть месторождения, насыщенную нефтью.

Виды процесса

Заводнение считается наиболее эффективным и экономично оправданным способом разработки нефтяных месторождений. Исходя из расположения нефтедобывающих предприятий и станций нагнетания вод, можно разделить внутриконтурную технологию на несколько видов:

Все это говорит о популярности данной технологии в нефтяной промышленности. Эффективность методики достаточно высока, но все же проводится ряд мероприятий по улучшению показателей добычи природного ресурса.

Источник

Определение оптимального режима разработки низкопроницаемых пластов при проведении многостадийного гидроразрыва

18 Января 2017 А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, Е.В. Белоногов, Д.А. Самоловов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Н.С. Кубочкин (Тюменский гос. университет)

Выбор оптимального способа разработки низкопроницаемых коллекторов является важнейшей задачей для нефтедобываюших компаний в последние годы. Тенденция ухудшения коллекторских свойств привела к интенсивному развитию технологий бурения горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами пласта (МГРП) и их массовому использованию при формировании систем разработки месторождений. Несмотря на то, что заводнение пластов пока не нашло альтернативы, все чаще в процессе разработки месторождений, содержащих коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), наблюдаются проблемы, связанные с подготовкой воды: очистка от эмульсий и механических примесей, выбор оптимальной минерализации и др.

Большие капитальные вложения в строительство нагнетательных скважин и наземное обустройство обусловливают значительное снижение экономических показателей разработки. В связи с этим целесообразно рассматривать альтернативные методы и режимы разработки, в том числе разработку на естественном режиме.

В данной статье рассмотрены вопросы определения критических значений параметров пласта, при которых естественный режим является более эффективным, чем заводнение. При этом проблемы, которые могут возникать при организации системы поддержания пластового давления (ППД) в низкопроницаемых коллекторах, не учитывались.

Аналитическая модель разработки пласта

Одним из вариантов решения задачи определения критических значений параметров пласта является построение аналитической модели с целью получения безразмерных комплексов, влияющих на эффективность эксплуатации нефтяного пласта и выбор режима разработки. Для построения аналитической модели были приняты следующие допущения:

— нефтяной пласт однородный;

— подвижности закачиваемого и добываемого флюидов равны и постоянны во времени;

— сжимаемости закачиваемого и добываемого флюидов равны и постоянны во времени;

— нагнетательная скважина эксплуатируется без отработки;

— скважины эксплуатируются с постоянным забойным давлением;

— расстояние между скважинами в ряду пренебрежимо мало по сравнению с длиной ствола скважины;

— заканчивание скважин с проведением МГРП; трещины ГРП высотой на всю толщину пласта, параллельные основному стволу, их суммарная длина равна длине ствола скважины;

— вытеснение флюида — поршневое;

— извлекаемые на естественном режиме запасы нефти не превышают запасов, извлекаемых при заводнении;

— пластовая вода изначально неподвижна, ее сжимаемость мала по сравнению со сжимаемостью нефти, поэтому обводненность на естественном режима равна нулю.

Технико-экономическая модель разработки пласта

Так как система разработки симметрична, рассматривается одномерная нестационарная задача для элемента разработки, который характеризуется лишь межскважинным расстоянием (рис. 1). На естественном режиме вторая скважина, расположенная в точке x = 1, является добывающей, ее забойное давление p₁ = p₀. При заводнении вторая скважина — нагнетательная и p₁ > p₀.

Рис. 1. Динамика давления р в интервале между скважинами (а) и геометрия элемента разработки (б): а: р0 — забойное давление в добывающей скважине при x = 0; р₁ — забойное давление во второй скважине; рi — начальное пластовое давление; б: W — расстояние между скважинами; h — эффективная нефтенасыщенная толщина

В качестве критерия эффективности разработки используется чистый дисконтированный доход (NPV), который для одного элемента разработки рассчитывается по аналогии с работой [1] по формуле

где p_nb — цена сырой нефти; T — время разработки; q_н(t) — зависимость дебита нефти от времени; r — коэффициент дисконтирования; c_W — стоимость строительства скважины.

Для сравнения эффективности систем разработки с различными параметрами применяется безразмерный NPV_D, величина которого пропорциональна NPV_W всего месторождения

где N_pW — предельные извлекаемые запасы нефти на скважину, что эквивалентно запасам на элемент.

Предельные извлекаемые запасы зависят от вида воздействия. Для сравнения естественного режима и заводнения в качестве предельных извлекаемых запасов используем упругие запасы жидкости для элемента

где B_ж — объемный коэффициент жидкости; L — суммарная длина трещин МГРП; φ — пористость; c_t — полная сжимаемость системы, равная сумме сжимаемости жидкости и порового пространства.

В работе [2] показано, что, используя решение одномерного уравнения пъезопроводности из работы [3], можно получить аналитическую зависимость дебита жидкости для одной стороны трещины в зависимости от времени в следующем виде:

где k — абсолютная проницаемость пласта для рассматриваемой фазы; μ — динамическая вязкость рассматриваемой фазы; р_1D = (р_i — p₁)/(р_i — p₀) — безразмерное забойное давление в нагнетательной скважине; t_D = kt/(φc_tμ W2 ) = χ t / W2 — безразмерное время; n — переменная суммирования; χ — пъезопроводность пласта. Размерное время нормируется на размер области дренирования и коэффициент пъезопроводности, давление — на начальную депрессию в добывающей скважине. Давление p_1D показывает отношение репрессии в нагнетательной скважине со знаком «минус» к депрессии в добывающей. При разработке на естественном режиме p_1D = 1.

В элементе разработки участвуют две половины скважины, поэтому для естественного режима дебит нужно умножать на 2. Для естественного режима дебит нефти равен дебиту жидкости для всего периода разработки, так как принято допущение о поршневом вытеснении. Для заводнения принято, что до прорыва воды дебит нефти равен дебиту жидкости, после прорыва — равен нулю и эксплуатация скважины прекращается.

В работе [2] показано, что NPV_D можно выразить через безразмерное расстояние между рядами скважин WD = W√r/x и безразмерную стоимость строительства скважины

(Bн — объемный коэффициент нефти)

Естественный режим

На естественном режиме добыча в элементе происходит с двух половин трещин. Предположим, что она осуществляется в течение бесконечного промежутка времени. Тогда согласно работе [2]

Решение оптимизационной задачи поиска максимума NPV_D при варьировании W_D приводит к трансцендентному уравнению, его решение приведено на рис. 2. Граница рентабельности соответствует c_WD = 2.

Рис. 2. Зависимость оптимального безразмерного межрядного расстояния W_D опт от безразмерной стоимости скважины c_WD для естественного режима в логарифмических координатах

Разработка с применением заводнения

При заводнении добыча в элементе происходит с одной половины одной трещины, кроме того, время разработки T ограничено конечным временем прорыва воды. Безразмерный NPV_D согласно работе [2] рассчитывается по формуле

Зависимость оптимального значения безразмерного межрядного расстояния от безразмерной стоимости скважины для различных значений p_1D при φSK_выт/φc_t(р_i— p₀) = = 1 (S — нефтенасыщенность; К_выт — коэффициент вытеснения) приведена на рис. 3. В данном случае граница рентабельности соответствует c_WD = 1. В общем случае граница рентабельности зависит от значения φSK_выт/φc_t(р_i — p₀).

Рис. 3. Зависимость оптимального безразмерного межрядного расстояния W_D опт от безразмерной стоимости скважины c_WD для заводнения: 1, 2, 3 — p_1D составляет соответственно — 1,5; −1 и −0,5

Выбор режима разработки пласта

1, что соответствует относительно малому объему доступной для вытеснения нефти и относительно низкой пъезопроводности. При этом увеличение давления закачки ускоряет прорыв воды, однако из-за относительно низкой пъезопроводности слабо влияет на прирост продуктивности добывающей скважины. С увеличением c_WD переходное значение φSK_выт/φc_t(р_i — p₀) несколько возрастает, что приводит к постепенному повышению эффекта от увеличения давления закачки.

Рис. 4. Палетка для определения оптимального режима разработки: 1, 2, 3, 4, 5, 6 — p_1D составляет соответственно 0,5; −1; −1,5; −2; −0,1; −3

Линии, разделяющие естественный режим и заводнение, можно аппроксимировать следующими зависимостями:

Используя уравнения (9)—(11), можно получить выражение для расчета порогового значения проницаемости в общем виде, ниже которого заводнение не повышает экономическую эффективность разработки,

Следующим шагом является проверка полученных результатов.

Численная модель

Традиционно при формировании систем разработки с заводнением в начальный период нагнетательные скважины используются в качестве добывающих. Оптимальное время отработки нагнетательных скважин в режиме добычи нефти может быть определено различными способами: от использования аналитических [4] и численно-аналитических моделей [5] до трехмерного гидродинамического моделирования.

Рис. 5. Зависимость оптимального времени отработки на нефть Топт от проницаемости пласта k

Отсутствие системы заводнения, если это учтено в проекте разработки, неизбежно влияет на конфигурацию сетки скважин и систему заканчивания. Если в системе разработки присутствуют нагнетательные скважины, то в большинстве случаев более эффективны системы, в которых трещины ГРП расположены продольно/субпродольно относительно ствола горизонтальной скважины. При разработке на естественном режиме горизонтальные скважины ориентируют так, чтобы трещины ГРП были перпендикулярны стволу, это обеспечивает лучший коэффициент охвата по латерали, большие дебит и накопленную добычу в период нестационарного режима течения.

В расчетах оптимальных систем разработки для различных значений проницаемости для поиска оптимума (критерий оптимальности NPV) варьировались следующие показатели:

— длина горизонтального ствола, число продольных/поперечных трещин ГРП;

— плотность сетки скважин;

— коэффициент деформации сетки;

— оптимальное время отработки на нефть.

Рис. 6. Зависимость NPV/S от проницаемости при разработке на естественном режиме (1) и при заводнении (2)

Согласно приведенным данным, можно сделать вывод, что применение заводнения при разработке низкопроницаемых коллекторов не всегда экономически целесообразно. Как видно из аналитической модели, при снижении проницаемости пласта ниже порогового значения оптимальной с точки зрения технико-экономической эффективности является разработка залежи на естественном режиме. Этот вывод подтвержден результатами численного моделирования.

Список литературы

1. Оптимальные параметры разработки нефтяного месторождения/М.М. Хасанов, О.С. Ушмаев, С.А. Нехаев, Д.М. Карамутдинова//SPE 162089. — 2012.

2. Определение критериев выбора оптимального способа разработки в низкопроницаемых коллекторах/Е.В. Белоногов, А.А. Пустовских, Д.А. Самоловов, А.Н. Ситников//SPE 182041. — 2016.

3. Prats M., Camacho-Velazquez R., Rodriguez F. One-dimensional Linear Flow with Constant Terminal Pressures//Journal of Canadian PetroleumTechnology. — 1999. — V. 38. — № 13. — P.

4. Хасанов М.М., Краснов В.А., Коротовских В.А. Определение оптимального периода отработки скважины на нефть//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». — 2007. —№ 5. — С.

5. Метод определения оптимального времени отработки нагнетательных скважин/А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.П. Рощектаев, Ц.В. Анджукаев// Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 3. — С.

Источник

Заводнение нефтяных пластов

В 1948 г. на Туймазинском нефтяном месторождении» (Баш­кортостан) впервые в отечественной практике был осуществлен промышленный эксперимент по закачке воды в пласт, имеющий целью не только восстановить пластовое давление до первона­чального уровня, но и несколько повысить его, создав тем самым условия для увеличения отборов. Метод получил название «под­держание пластового давления» (ППД).

При организации ППД наиболее сложным из вопросов и до сих пор решенных не полностью, является достижение максималь­ного вытеснения нефти из пласта при эффективным контроле и регулировании процесса.

Чем больше различие между этими показателями, тем слож­нее идет процесс вытеснения.

Извлечение нефти из пористой среды не является простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешивание аген­тов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередую­щихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и тре­щинам, и образование застойных и тупиковых зон.

Механизм вытеснения нефти из пор пласта схематично пред­ставлен. Здесь показан разрыв потока нефти, образова­ние капель, уносимых водой, прилипание нефти к породе и ее со­противление напору воды.

Поддержание пластового давления, появившиеся у нас в стра­не вначале под названием законтурного заводнения, получило по­всеместное распространение. Сегодня оно является не вторич­ным способом добычи нефти, каким оно именовалось вначале, а непременным условием рациональной разработки залежи с перо­вых дней, закладывается в проекты разработки и осуществляет­ся более чем на 90% месторождений.

Если процесс ППД ведется с начала разработки месторожде­ния, объем закачиваемой воды устанавливается соотношением:

где: Qh — объем нагнетаемой воды; Qx — объем добываемой жидкости.

При организации ППД после некоторого времени разработки залежи, объем закачиваемой воды 0, должен превышать объем отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсив­ный прирост пластового давления. Необходимо также предусмот­реть компенсацию потерь закачиваемой жидкости на различные виды утечек.

Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которое должно иметь тен­денцию к росту или стабилизации.

Законтурное заводнение

Законтурное заводнение предполагает закачку воды в на­гнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы наибо­лее оптимального удаления нагнетательных скважин от эксплуа­тационных, величины давления нагнетания и объема закачки. По мере удаления контура нефтеносности от нагнетательных сква­жин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронт нагнетания переносится.

Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов:

Схема законтурного заводнения:

1- внешний контур нефтеносности; 2 — внутренний контур; 3 — нагне­тательные скважины; 4 — эксплуа­тационные скважины; 5 — конт­рольные скважины.

К недостаткам законтурного заводнения можно отнести:

а) большие потери закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии;

б) удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что
требует значительных затрат энергии на преодоление гидравлических потерь;

в) замедленная реакция фронта отбора, на изменение условий на линии нагнетания:

г) необходимость сооружения большого количества нагнетательных скважин, их удаленность от основных объектов закачки, что удорожает систему.

Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины рас­полагаются вблизи эксплуатационных или между внешним и внут­ренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью, при не­больших размерах залежи.

Внутриконтурное заводнение

Внутри контурное заводнение предполагает закачку воды не­посредственно в нефтяную зону, организацию одного или несколь­ких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осу­ществлено на полосы, прямоугольники, квадраты и т.д. Эконо­мичность данного метода заводнения очевидна: повышается ко­эффициент полезного действия системы за счет исключения от­тока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора.

Схема внутриконтурного заводнения:

1 — законтурные нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины; 3 — разрезающие ряды нагнетательных скважин; 4 — кон­тур нефтеносности.

Разновидностями внутриконтурного заводнения являются пло­щадное, очаговое, избирательное, блочное.

Площадное заводнение предусматривает размещение нагне­тательных скважин на площади месторождения. Площадное наводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цеди. Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти-, семи- или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину приходится при пятиточечной схеме одна эксплуатационная, при семиточечной — две, девятиточеч­ной — три.

Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, распола­гаемых в центре залежи и некоторого количества эксплуатацион­ных на периферии. Такой способ заводнения характерен для не­больших по площади, локализованных залежей (линзы, застойные зоны).

Избирательное заводнение применяют для вытеснения не­фти из отдельных, плохо дренированных пластов, неоднородных по простиранию.

Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пла­ста с другими. Такие данные можно иметь после некоторого вре­мени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение при­меняют на поздней стадии разработки.

Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдель­ные части и оконтурировании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого блока бурят добывающие скважи­ны, число и порядок расположения которых определяют расчета­ми. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку место­рождение сразу до его полного изучения и таким образом сокра­тить время разработки. Это эффективно для больших месторож­дений.

Опыт применения заводнения на месторождениях

Основываясь на 55-летнем эксплуатации Туймазинского мес­торождения, можно сказать, что технология заводнения оправ­дала себя. Вопросы, которые пришлось решать здесь, касались массы проблем: это и наиболее целесообразное расположение нагнетательных скважин, и освоение их под закачку, подготовка пресных и сточных вод и их нагнетание в пласт.

Нельзя сказать, что все проблемы к сегодняшнему дню ре­шены, однако являются очевидными такие факты, что разработ­ка месторождения по предложенной технологии оказалась эффек­тивной, что подтверждается графиками.

По ним можно установить:

-добыча нефти фонтанным способом до 1960 г. была преоб­ладающей в общей добыче всеми способами, т.е. в течение бо­лее 16 лет после открытия Девона.

График разработки Туймазинского нефтяного месторождения.

Негативными последствиями заводнения можно считать сле­дующие:

Система ППД постоянно совершенствуется по следующим направлениям:

Нестационарное заводнение — технология, при которой объе­мы закачки воды и номера нагнетательных скважин изменяются во времени.

Циклическое заводнение — разновидность нестационарного заводнения, идея которого состоит в том, что нагнетание воды ведется в виде определенных циклов по схеме «нагнетание-оста­новка».

Циклическое заводнение

Метод циклического заводнения основан на представлении о том, что периодическая закачка воды в пласт взамен непрерыв­ной может вызвать перераспределение давлений в пропластках различной проницаемости. Это значит, что из зон, насыщенных нефтью и имеющих низкую проницаемость, при снижении давле­ния, вызванного прекращением закачки, начнется переток нефти в зоны повышенной проницаемости. Последние, как правило, бо­лее обводнены и, вследствие лучшей характеристики, в них быс­трее снижается давление. Кроме того, капиллярные силы созда­ют дополнительное сопротивление для перемещения воды в низ­копроницаемых поровых каналах, что благоприятствует переме­щению нефти.

По разным данным рекомендуемый цикл «закачка-останов­ка» может составлять от 10 до 80 суток, и он должен отрабаты­ваться непосредственно в условиях месторождения.

Следует учесть, что при увеличении срока работы залежи в условиях отсутствия закачки, могут наступить необратимые про­цессы, связанные с резким падением пластового давления, отка­зами скважинных насосов и т. д. поэтому здесь выступает на первый план контроль за работой скважины и системы в целом.

Прекращение закачки может вызвать снижение пластового давления до критических величин, и оно может быть восстанов­лено за счет ограниченных мощностей системы ППД.

Источник