Анализ разработки 3 нефтяного пласта I блока месторождения Центральная Оха.

Газовые методы можно разделить на:

Закачка газа. Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе глинистых пропластков, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшая проницаемость. При этом следует иметь в виду следующее:

а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей по сравнению с водой плотностью (в 7-15 раз), из-за чего необходимо будет на устье скважины создавать давление, равное по величине забойному;

б) газ – сжимаемое вещество, вследствие чего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину, до давления, превышающего пластовое.

Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами высокого давления. Тепловые методы:

а) Закачка горячей воды. Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются две зоны: зона с высокой температурой и зона с первоначальной пластовой температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность, ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи .

б) Закачка пара. При закачке пара в пласте формируются три зоны:   первая – зона, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона горячего конденсата (воды), в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температура равна пластовой.

Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры пара, более высокой его смачиваемостью и подвижностью. Закачка в пласт теплоносителей требует сохранения их температуры в процессе доставки до забоя скважины. Эффективность метода будет достигнута при продвижении теплоносителя в пласте с высокой температурой, способной воздействовать не только на нефть, но и на породу с целью отделения от  нее компонентов, отличающихся высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое для этой цели, должно удовлетворять ряду требований, главные из которых:

1) возможность генерировать расчетные объемы теплоносителей (пара) в течение длительного времени;

2) доставка теплоносителя на забой с возможно меньшими тепловыми потерями.

в) Создание движущегося очага внутрипластового горения. Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных и скважинных коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводах теряется 0,35-3,5 млн. кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ. Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового горения. Воздействие на пласт движущимся очагом горения (ДОГ) предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его перемещение по пласту. За счет этого снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти и ее способность к извлечению.

Микробиологические методы позволяют извлекать как подвижную, так и неподвижную нефть, ограничивать добычу воды из скважин.

Микробиологические МУН относятся к третичным методам добычи нефти. В этих методах дополнительное вытеснение нефти обуславливают те же механизмы, которые действуют в физико-химических методах. Преимуществом микробиологических МУН является возможность, при использовании одного способа, достигать одновременного воздействия нескольких механизмов. Одной из технологий микробиологических МУН является применение сухого активного ила , которая отличается высокой биохимической активностью, безопасностью для окружающей среды, транспортабельностью, технологичностью процесса.

Технология закачки биореагента не требует дополнительного переоборудования нагнетательных скважин, но требует выбора и подготовки нагнетательных скважин к исследованиям.

Для биовоздействия на пласт используется сухой активный ил, являющийся продуктом микробиологических производств. Реагент получают путем сгущения и сушки биомассы активного ила.

 

2.4.2 Результаты проведения мероприятий по повышению коэффициента нефтеотдачи на месторождение Центральная Оха

 

 

Разработка месторождений на поздней стадии или близкой к ней связана с проблемой повышения нефтеотдачи пластов. Эта проблема возникла и на Охинском месторождении, где резко снизился уровень добычи в конце 50-х годов.

С целью повышения нефтеотдачи применялись следующие методы: закачка воды в приконтурную зону и закачка воздуха в свод залежи. Однако применение этих методов не дало ощутимых результатов, и от них пришлось отказаться.

Успешным оказалось применение тепловых методов, в частности непрерывное площадное нагнетание пара.

При определении пригодности залежи для успешной разработки рассматриваемыми методами необходимо учитывать: свойства пластовых жидкостей, глубину залегания, толщину нефтяного пласта и неоднородность, свойства нефтесодержащего коллектора и окружающих пород, насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями и геологическое строение.

Основные геолого-физические параметры, необходимые для определения пригодности залежей для применения паротеплового воздействия, приведены в таблице 2.

Из таблицы видно, что геолого-физические параметры отвечают критериям выбора объектов для применения тепловых методов.

 

 

 

 

 

Таблица 2-Геолого-физические параметры, необходимые для применения паротеплового воздействия

Геолого-физические параметры	Рекомендуемые параметры	Среднее значение по Охинскому месторождению
Вязкость нефти, мПас	>50	300
Глубина залегания, м	до 800	до 700
Эффективная пористость, %	>18	27
Абсолютнгая проницаемость, мкм2	>0,1	>0,1
Нефтенасыщенность, %	>40	60
Эффективная  нефтенасыщенная толщина, м	>6	20

 

 

 

 

Промышленному внедрению тепловых методов разработки предшествовали опытные работы на участке залежи 4 пласта в X блоке Охинского месторождения, который условно разделили на девять нагнетательных полей. Число эксплуатационных скважин, приходящихся на одну нагнетательную, по опытным полям колеблется от 7 до 10. Отбор вытесняемой из опытных полей жидкости производится 37 эксплуатационными скважинами. Эксплуатационные скважины малодебитные – средний дебит нефти на одну скважину не превышает 2,3 т.

Было также внедрение нестационарного заводнения на опытных участках 3 нефтяного пласта I блока с целью изменения направления фильтрационных потоков, что позволяет вовлечь в разработку невыработанные запасы – «целики» нефти и снизить темпы обводнения залежи. В целом результаты эксперимента были положительными, так обводненность продукции с января по май снизилась 98,6 до 96,5%, что повлияло на рост добычи нефти с 576,5 до 700,7 тонн/месяц.

На основе опытно-промышленных работ была получена технологическая схема разработки основных продуктивных пластов Охинского месторождения, по которой предусмотрено вытеснение нефти оторочкой пара, продвигаемой холодной водой. Данное комбинированное нагнетание позволяет значительно улучшить тепловую эффективность процесса.

 

 

2.4.3. Циклическое заводнение как эффективный метод увеличения коэффициента нефтеотдачи 3 пласта I блока месторождения Ц. Оха

 

 

Как уже упоминалось выше, что циклическое заводнение показало положительный эффект на экспериментальном участке. Чтобы оценить эффективность этого вида заводнения, необходимо для начала разобраться в сущности этого метода [12]. Сущность метода циклического заводнения неоднородных пластов заключается в создании периодических колебаний пластовой системы изменением давления на линии нагнетания и отбора, обеспечивающих интенсивное перемещение нефти из низкопроницаемых зон в зоны активного дренирования. Гидрофильность коллектора, способствующая удержанию воды, внедряемой в малопроницаемые зоны, упругие свойства системы пласт - жидкость также влияют на эффективность процесса. Практическое внедрение метода циклического воздействия предусматривает работу каждой из нагнетательных и добывающих скважин месторождения (участка) в режимах периодического изменения забойного давления, осуществляемого изменением расхода нагнетаемой в пласты воды и отбора нефти.

Если за счет быстрого повышения давления на линии нагнетания между не изолированными заводненной и нефтенасыщенной зонами пласта создать положительный перепад давления, вследствие упругого сжатия определенное количество жидкости из высокопроницаемой водонасыщенной зоны внедрится в нефтенасыщенную малопроницаемую зону. В результате произойдет некоторое перераспределение нефтенасыщенности, вода заполнит наиболее мелкие поры пласта, вытеснив оттуда нефть.

При создании перепада давления противоположного знака часть внедренной в низкопроницаемую зону воды будет капиллярно удерживаться в мелких порах, а нефть из низкопроницаемой зоны поступит в зону с высокой проницаемостью, т. е. произойдет изменение фазового состава жидкости. При этом жидкость с большим содержанием воды пойдет к высокопроницаемой зоне. Таким образом, периодическое изменение перепадов давления по величине и направлению между слоями (пластами) разной проницаемости приводит к частичному обмену фазами - перемещению воды в малопроницаемую и нефти в высокопроницаемую зону. При этом чем выше амплитуда создаваемых перепадов давлений, тем сильнее капиллярные удержания воды в малопроницаемой зоне, чем шире гидродинамическая связь между зонами, тем интенсивнее перенос нефти в зону активного вытеснения. Искусственное создание мощных периодических пульсаций пластового давления может обеспечить необходимые межслойные (межпластовые) перепады давления и вовлечение в активную разработку малопроницаемых пропластков, целиков, не разрабатываемых при обычном заводнении.

Метод циклического заводнения неоднородных нефтяных пластов, отличаясь простотой, возможностью использования в широком диапазоне пластовых условий, высокой экономической эффективностью, предназначен для улучшения показателей разработки многопластовых неоднородных месторождений. Продуктивные горизонты таких месторождений в ряде случаев вскрываются единой сеткой скважин. В связи с этим при выборе рациональной системы разработки многопластовых месторождений необходимо учитывать гидродинамическую связь между неоднородными пластами и слоями. Такая связь между пластами (слоями) реализуется, в основном, за счет капиллярной пропитки водой из более проницаемых частей пласта (слоя) в менее проницаемые, оседания воды из хорошо проницаемых пластов в нижележащие - плохопроницаемые. В отдельных случаях протекание жидкости из одного слоя в другой за счет гидродинамических градиентов давления весьма существенно.

Перетоки между пластами (слоями) способствуют перемещению воды в малопроницаемые, а нефти - в высокопроницаемые слои, т. е. повышению охвата пластов заводнением и как следствие этого - к интенсификации добычи нефти. Известно, что при стационарном вытеснении нефти водой величины всех указанных перетоков обычно невелики, в результате чего их эффективность в общем процессе вытеснения нефти водой незначительна. Вместе с тем обмен жидкостью между зонами разной проницаемости, при нестационарном режиме заводнения, может существенно влиять на эффективность вытеснения нефти из пор пласта.

При циклическом воздействии закачивают воду в течение первой половины цикла больше, а во второй половине меньше по сравнению со средней закачкой при стационарном режиме. Период колебаний, определяемый для каждого месторождения отдельно, зависит как от расстояния между линиями нагнетания и отбора, так и от коэффициента пьезопроводности пласта. Если участок, на котором осуществляется циклическое воздействие небольшой, то колебания забойных давлений для всех нагнетательных и добывающих скважин происходят в одной фазе. При этом воздействие наиболее интенсивно в условиях, когда фазы изменения давлений в нагнетательных и добывающих скважинах в каждый момент времени противоположны.

Периодичность работы скважин наряду с системой разработки залежи, расположением нагнетательных и добывающих скважин предопределяет технологию циклического воздействия. Следует отметить, что его эффективность обусловлена также и числом блоков циклического воздействия: чем больше таких блоков на месторождении, тем полнее будет охват пластов воздействием.

При циклическом воздействии на месторождении, разрабатываемом рядной системой заводнения, блоки нагнетательных скважин выделяют таким образом, чтобы их приемистость в течение одной половины цикла можно было увеличить в 2 раза по сравнению с приемистостью этих же скважин при обычном заводнении, а в течение другой половины снизить до нуля и весь объем воды нагнетать в скважины второго блока и так далее. Для высокой эффективности циклического заводнения в таком же периодическом режиме должны работать и добывающие скважины. Однако на практике в связи с трудностями производственного характера, таких как пуск и остановка скважин и др., добывающие скважины обычно работают в постоянном режиме. В этом случае эффективность метода несколько снижается:

При площадной системе разработки возможны самые разнообразные варианты организации циклического воздействия. При этом выбор местоположения и числа нагнетательных скважин определяют сравнением технико-экономических показателей разработки при различных вариантах расположения нагнетательных и добывающих скважин, давлений нагнетания и расходов нагнетаемой в пласт воды. Циклическое воздействие можно применять как самостоятельный метод, так и в сочетании с другими процессами, например, с переменой направления фильтрационных потоков, заводнением с ПАВ и т. д. Известно, что при изменении линий тока по площади участки, ранее не охваченные заводнением, вовлекаются в разработку. Сочетание циклического воздействия с переменой направлений фильтрационных потоков позволяет повысить охват пластов заводнением как по толщине, так и по площади. При этом перемена направлений фильтрационного потока, в зависимости от расположения нагнетательных скважин и принятой технологии процесса, может совпадать по времени с периодом цикла с различным поворотом тока, например на 90°, при пятиточечной системе размещения скважин. При семиточечной системе, интенсивно нагнетая в течение полуцикла воду в три расположенные через одну скважины, а в течение второй половины цикла в три другие скважины, получим сочетание циклического заводнения с поворотом потока на 60°. При девятиточечной системе расположения скважин можно поворачивать поток на 45° и т. д.