Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование методов оптимизации технологий отбора многофазной жидкости с частичным разгазированием

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов оптимизации технологий отбора многофазной жидкости с частичным разгазированием"

005054758

На правах рукописи

КУЗНЕЦОВ МАКСИМ АЛЕКСАНДРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЙ ОТБОРА МНОГОФАЗНОЙ ЖИДКОСТИ С ЧАСТИЧНЫМ РАЗГАЗИРОВАНИЕМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 5 НОЯ 2012

Уфа 2012

005054758

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель - кандидат технических наук

Антонов Максим Сергеевич

Официальные оппоненты: — Султанов Шамиль Ханифович,

доктор технических наук, Уфимский государственный нефтяной технический университет, доцент кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»

— Зарипов Мустафа Салихович,

кандидат технических наук, ЗАО «Алойл», главный технолог

Ведущая организация - Государственное автономное научное

учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ

Зо

Защита состоится 21 ноября 2012 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 26 октября 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор -Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Вытеснение нефти в режиме трехфазной фильтрации (нефть + газ + + вода) с применением режима активного заводнения связано с определенными колебаниями пластового давления, поэтому в зонах пласта образуются участки, где происходят снижение пластового давления ниже давления насыщения из-за неоднородности коллектора по проницаемости и изменение фильтрационных характеристик, что вызывает частичное разгазирование. Это приводит к различным изменениям характера фильтрации фаз в пласте, вызванным действием техногенных воздействий, к накоплению свободного газа в пласте, прорыву газа к забою скважин, прорыву воды в зону свободного газа, изменению фазовых проницаемостей, образованию газовых пробок, отсечению части запасов и снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) объекта. Поэтому оценка эффективности нефтевытеснения при определенных значениях свободного газа за счет частичного разгазирования более достоверно может быть установлена по показателям технологических режимов работы отдельной скважины или в ячейке. При этом важно установить оптимальные значения и влияние объема свободного газа на режимы при эксплуатации скважин, разрабатывающих многопластовую залежь, где нефтенасыщенные интервалы вскрыты единым фильтром. Представленная работа направлена на изучение вышеприведенных проблем, востребована в производственных нефтедобывающих предприятиях и является достаточно актуальной.

Цель работы — исследование и создание новых принципов разработки неоднородных по проницаемости нефтенасыщенных коллекторов заводнением, вскрытых единым фильтром с частичным разгазированием нефти в пластовых условиях.

Для решения поставленной задачи были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ экспериментальных и теоретических исследований процессов вытеснения нефти водой при многофазной фильтрации с частичным разгазированием нефти в пластовых условиях;

2. Изучение основных показателей и технологий разработки эксплуатируемых пластов на примере Ольховского нефтяного месторождения ОАО «Оренбургнефть»;

3. Исследование фильтрационных характеристик пластов Д|у, Ду, Дун Ольховского нефтяного месторождения по картам динамической газонасыщенности для оценки эффективности нефтевытеснения;

4. Моделирование режимов вытеснения нефти с частичным разгазированием и его влияние на КИН;

5. Построение карт динамической газонасыщенности по объекту и его использование при формировании геолого-технических мероприятий для интенсификации притока нефти.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатах промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний различных технологий разработки залежей нефти с большим газовым фактором.

Научная новизна результатов работы

1. Путем численных исследований по технологическим показателям добывающих и нагнетательных скважин для девонских пластов Оренбургской области выявлены зоны образования свободного газа при различных режимах работы скважин с разносортными нефтями, по результатам которых проведена оценка потерь накопленной добычи от разновременности их ввода и изменения проницаемости пласта во времени.

2. По данным обработки статистической информации технологических показателей работы скважин установлено пороговое значение забойного давления в отдельной ячейке, составляющее не ниже 30 % от давления насыщения, при котором режим эксплуатации залежи имеет максимальный темп выработки, а потери КИН минимальны.

3. В результате численных многовариантных исследований установлено, что при одновременном вводе в работу добывающей и нагнетательной скважин потери в добыче нефти в результате разгазирования не зависят от его проницаемости, так как динамика изменения потерь нефти имеет плавный характер для данного фиксированного времени.

4. Установлено, что увеличение темпов отбора, времени и роста проницаемости пласта приводит к снижению пластового давления и формированию зоны свободного газа, что способствует росту потерь и тем интенсивнее, чем выше темп отбора жидкости

На защиту выносятся:

1. Методика оценки потерь добычи нефти от разгазирования при отборе разносортных нефтей по скважинам;

2. Методика построения карт динамической газонасыщенности и их использование при формировании геолого-технических мероприятий по интенсификации отбора нефти;

3. Методика выбора режима эксплуатации нефтяной залежи по значениям газосодержания, накопленной добычи нефти, КИН и сроку разработки.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на Ольховском нефтяном месторождении НГДУ «Сорочинскнефть»

ОАО «Оренбургнефть».

2. Внедрение разработанных рекомендаций по созданию оптимальных режимов отбора нефти из нефтяной залежи с частичным разгазированием, с использованием карт динамической газонасыщенности и разновариантных технологий управления величиной свободного газа при частичном разгазировании позволило получить 3200 т дополнительной добытой нефти с экономическим эффектом 4,7 млн руб.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2006-2011 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2006-2011 гг.), в ОАО «Оренбургнефть» (2005-2011 гг.).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе в 9 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 76 наименований. Работа изложена на 111 страницах, содержит 17 таблиц, 66 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, кандидату технических наук Антонову М.С. и специалистам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследования, определены основные положения, выносимые на защиту, приведены научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе приведен обзор экспериментальных и теоретических исследований процессов вытеснения нефти из пласта при многофазной фильтрации и определены задачи исследования.

Отмечено, что данная проблема и вопросы изучения различных режимов работы пласта детально рассмотрены в трудах известных ученых: В.Н. Щелкачева, С.Н. Закирова, А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанова, И.В. Владимирова, А.К. Курбанова, О.Л. Кузнецова, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимова, В.Д. Лысенко, Г.Г. Вахитова, В.П. Максимова, Р.Т. Булгакова и многих других. В основном, выделяют пять режимов:

» водонапорный (естественный и искусственный);

■ упругий;

■ газонапорный (режим газовой шапки);

■ режим растворенного газа;

■ гравитационный.

Однако определить режим залежи не всегда просто, так как в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно. На самом деле основной механизм добычи для данного коллектора может меняться в ходе эксплуатации месторождения. Так, например, в недонасыщенных коллекторах добыча нефти обычно осуществляется в условиях расширения флюида на начальном этапе эксплуатации до тех пор, пока пластовое давление не упадет ниже давления насыщения. На данном этапе начинает доминировать режим растворенного газа. Кроме того, в большинстве случаев в любое время в данном продуктивном пласте на отдельных участках активными являются несколько режимов, поэтому наиболее распространенным режимом добычи может быть назван «смешанный режим».

Такой режим работы залежи характерен, когда при ее эксплуатации проявляется одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии. На практике в настоящее время в большинстве случаев имеет место именно этот режим работы залежи, поскольку имеют преобладающие места водонапорный режим (за счет искусственно созданной системы заводнения) и режим растворенного газа (при работе добывающих скважин с забойным давлением ниже давления насыщения), что способствует образованию свободного газа, наиболее часто встречающегося на практике. Проявление данного режима наблюдается, когда забойное давление становится ниже критического уровня начала разгазирования и связано с необходимостью обеспечения заданного темпа отбора в условиях низкой эффективности системы поддержания пластового давления. При этом, значительное выделение свободного газа из нефти приводит к негативным последствиям, в частности к нарушению гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, прорыву газа, отсечению части запасов нефти, что в конечном итоге приводит к значительному сокращению КИН и коэффициента полезного действия (КПД) при подъеме нефти на поверхность.

В результате такого подробного анализа и обзора опубликованных работ выявлены следующие недостатки изучаемой проблемы.

1. Разработка залежей нефти с большим газовым фактором в режиме истощения при давлении ниже давления насыщения характеризуется большими объемами добычи свободного газа и невысокими коэффициентами нефтеотдачи.

2. Учитывая высокую степень распространенности различных режимов работы залежей, процессы, протекающие при многофазной фильтрации (при давлении ниже давления насыщения нефти газом), исследованы недостаточно полно, в частности, открытым остается вопрос выбора оптимального режима работы добывающих скважин относительно давления насыщения в различных геолого-физических условиях. При

этом в опубликованных работах не выделены конкретные рекомендации по допустимому снижению забойного давления при различных значениях начального газового фактора в нефти в пластовых условиях и не оценены соответствующие потери в накопленной добыче нефти. 3. Недостаточно изученными направлениями являются поиск решений по снижению негативного влияния свободного газа в пластовых условиях и разработка новых технологий подавления свободного газа в пласте.

Во второй главе сделан выбор, приведены обоснование объекта исследования и его основные характеристики. В соответствии с поставленной задачей в качестве объекта исследований была выбрана группа девонских пластов Ольховского нефтяного месторождения (ОАО «Оренбургнефть»), нефти которых характеризуются значительным газовым фактором и образованными зонами свободного газа вследствие разгазирования нефти на участках снижения пластового давления ниже давления насыщения, а также снижением текущей добычи нефти по технологическим причинам.

Исследования проведены на основе имеющихся нормативных документов и промысловых данных по Ольховскому месторождению.

Так, проанализированы и внесены изменения в геолого-физические характеристики продуктивных пластов, а также в основные свойства нефти и воды, характеристики коллекторских свойств, нефтенасыщенности по продуктивной части пластов по данным геофизического исследования скважин (ГИС).

Принято, что общая изученность объектов с корректировкой характеристик исходных данных является достаточной для дальнейших исследований, в частности для оценки потенциальных возможностей добывающих скважин и проведения теоретических исследований.

Анализ эффективности реализуемой системы разработки показал, что выработка запасов нефти по пластам Ольховского месторождения недостаточно эффективна, которая достаточно наглядно иллюстрируется на картах остаточных нефтенасыщенных толщин. В первую очередь, это касается организации системы заводнения, отличительной особенностью которой в рассматриваемых условиях является постепенное снижение приемистости нагнетательных скважин после ввода их в работу и, как следствие, низкое значение закачиваемых объемов, о чем свидетельствуют интегральные характеристики вытеснения по пластам и динамика изменения приемистости по нагнетательным скважинам.

Вероятные причины низкой эффективности от закачки воды в девонские пласты Ольховского месторождения представлены на схеме (рисунок 1).

Для уточнения и расширения задачи исследования вначале по методике НПО «Нефтегазтехнология» были построены карты текущих извлекаемых запасов нефти с текущими отборами по пластам, которые

приведены на рисунке 2. Используя их, были численно исследованы и разработаны карты динамической насыщенности свободного газа, выделившегося из нефти в результате разгазирования (рисунок 3). Расчеты были проведены по методике ООО НПО «Нефтегазтехнология» с использованием уравнений материального баланса, карт текущих извлекаемых запасов и карт распределения пластового давления.

Дпнтельный период работы пластов на естественном режиме без ППД

Организация закачки пресной воды

Снижение пластового давления

Т£

Л.

Снижение приемистости скезжнн вследствие предположительного влияния глин

1. Изменение свойств пластовых флюидов;

2.Снижение фильтрационных свойств пласта;

3.Снижение забойного давления ниже минимального

с=>

л

Дальнейшее снижение пластового давления вследствие низких уровней компенсации отборов жидкости закачкой воды

Снижение проницаемости трещинноп системы

Выделение свободного газа из нефти при снижении пластового давления ниже давления насыщения

а

а

Снижение дебнтов скважин

Нарушение гидродинамической связи между зонами закачки и отбора—

Рисунок 1 - Причины низкой эффективности закачки воды

в девонские пласты Ольховского месторождения

Отметим, что данные по содержанию остаточных запасов с текущими отборами по пластам и пересчитанным газосодержанием (карты динамической насыщенности свободного газа по пластам) явились первичной основой для оценки влияния параметров пласта и свойств пластовых флюидов (разнородных нефтей) на скорость выделения и образования свободных газовых включений, а также влияния газа на текущий коэффициент нефтеотдачи.

Отмечено, что организованная система заводнения является малоэффективной, прежде всего за счет наблюдаемого во времени снижения приемистости нагнетательных скважин и, как следствие, низких значений компенсаций отборов жидкости закачкой воды, что, в свою очередь, привело к снижению пластового давления и образованию

локальных зон свободного газа.

В третьей главе описаны методические приемы и численные исследования влияния процессов разгазирования нефти в пласте на режимы работы скважин и конечную нефтеотдачу пластов.

Описана методика моделирования процессов нефтеизвлечения из однородного пласта в условиях частичного разгазирования залежи при различных режимах работы скважин.

Плотность тагасов нефти, тыс.т/г

ггж

• - Дебетующие скважины -оЪб - ШЛИ. ЭЦН. ФОНТПН (Сваб) >о - Бечдейств.моошс скважины ©О - Совместные IIДр)тихгоричонтои —- Нагнетательные скважины - Ликвидированные еккгжнны

добывающие и нагнет, скважины 1 кв.см = П) куб.м. жид к. в сутки • — —— внеш.контур нсф/носн. —— — —— — — внутр.контур нсф'носн I I I I 11 ■ -юна -замещ.коллектора ——————— тектоническое наруш.

ЧО

Рисунок 2 - Карта текущих извлекаемых запасов нефти с текущими отборами по пласту Дуй Ольховского месторождения

Доля свободного газа в объеме нефти, д.ед.

• - Действующие скважины -оЪб - 1ИГН. ЭЦН. Фонтан (Сваб) хэ - Бездействующие скважины со - Совместные и других горизонтов —*<!>«- - Нагнетательные скважины - Ликвидированные скважины

ООО НПО Нефтсгазтехнологня Сектор по разработке трудной звлекаемых запасов нефти

Ольховское месторождение Пласт Д7

Карта динамической насыщенности свободного газа

• - Действую;

- ШГН. ЭЦН. Фонтан (Сваб) .хЭ - Бездействующие скважины с о - Совместные н других горизонт —<|>— - Нагнетательные скважины УХ. - Ликвидированные скважины

¡л о.м. жидкости ш.контур неф'носн. —" — • — — внчтр.контур неф/носн 1111 зона замещ.коллектора ——————— тектоническое наруш.

Рисунок 3 - Карта динамической насыщенности свободного газа по пласту Дуц Ольховского месторождения

Исследования процессов разгазирования нефти при различных режимах работы скважин проводились на математических моделях трехфазной фильтрации. В качестве инструмента исследований использовался пакет гидродинамического моделирования «Tempest-More» (производитель Roxar/Smedvig), а также программы, разработанные с участием автора.

На основе созданной модели пласта были исследованы причины возможных негативных последствий, возникающих в пласте в результате разгазирования нефти и образования локальных областей свободного газа. Рассмотрены следующие возможные варианты разработки:

• вариант № 1 - с ограничением по забойному давлению добывающей скважины Рзаб. = 100 атм (значение соответствует текущим фактическим забойным давлениям по ряду добывающих скважин);

• вариант № 2 - с ограничением по забойному давлению добывающей скважины Рзаб. = 206 атм (значение давления насыщения).

Необходимо отметить, что отборы со скважин на модели на основе только параметра забойного давления позволяют добывающей скважине «добыть ровно столько, сколько она может», а нагнетательной «закачать воды столько, сколько примет пласт» при заданных коллекторских свойствах модели. По такому принципу можно оценить продуктивность пласта. Принято, что скважины при этом запускаются в работу одновременно.

Аналогичные многовариантные исследования выполнены по динамике изменения обводненности, накопленной добыче нефти, изменению поля газонасыщенности, вязкости нефти и фазовой проницаемости по нефти при трехмерной фильтрации от водонасыщенности и газонасыщенности (рисунок 4).

Газонасыщенность, д.ед.

Рисунок 4 - Зависимость относительной фазовой проницаемости по нефти при трехфазной фильтрации от водонасыщенности и газонасыщенности

Одновременное присутствие газовой и водной фаз в поровом пространстве, как показывают расчеты, приводит к значительному снижению скорости движения нефти за счет изменения ее относительной фазовой проницаемости. Данный факт объясняет причины снижения дебита добывающей скважины после увеличения газонефтяного соотношения (прорыв газа), вызванного последующим увеличением запасов свободного газа. Тем не менее, образование обширных зон свободного газа, выделившегося из нефти, приводит к увеличению доли погребенной нефти в границах распространения этих зон, что в конечном итоге и обуславливает возникновение потерь подвижных запасов нефти. Иными словами, за фронтом вытеснения часть остаточной нефти оказывается замещенной пузырьками газа. Чем в большей степени разгазирована пластовая нефть, тем больше зона распространения свободного газа, выделившегося из нефти, а значит и выше будут потери подвижных запасов нефти.

Сказанное подтверждается численными исследованиями на созданной модели путем многовариантных расчетов возможных потерь запасов нефти при снижении забойного давления относительно давления насыщения. В качестве шага изменения Рзаб. принято значение 20.6 атм (10 % от давления насыщения). Сравнивая величины конечного коэффициента нефтеизвечения и темпа выработки запасов при различном забойном давлении относительно давления насыщения (рисунок 5), показано, что установленные значения и границы изменения КИН больше зависят от темпов отбора жидкости. ___

Рисунок 5 - Накопленная добыча нефти при различных степенях разгазирования пласта

Получено, что максимальный эффект наблюдается при работе добывающей скважины с забойным давлением ниже давления насыщения на 10 %. Дальнейшее снижение забойного давления приводит к потерям в добыче нефти (рисунок 6).

Рисунок 6 - Изменение накопленной добычи нефти при различных степенях разгазирования пласта относительно варианта с забойным давлением, соответствующим давлению насыщения

В качестве «границы» допустимого снижения забойного давления принята зона «ниже на 30 %», поскольку при дальнейшем снижении резко увеличиваются темпы потерь запасов нефти. Изменение проницаемости коллектора модели существенного влияния на КИН не оказывает (таблица 1).

Таблица 1 — Результаты расчета эффективности при различной

проницаемости

Параметр Проницаемость Забойное давление относительно давления насыщения

ниже на 50 % (Рзаб. = 103.0 атм) ниже на 10 % (Рзаб. = 186.5 атм)

Достигаемый КИН при различной проницаемости Кпр = 5 мД 64.09 72.50

Кпр= 10 мД 64.08 72.40

Кпр = 15 мД 64.07 72.43

Кпр = 25 мД 64.06 72.42

Кпр = 50 мД 65.07 72.40

Кпр = 100 мД 64.04 72.38

Получена связь влияния степени и интенсивности разгазирования нефти в пласте с различными физико-химическими свойствами на эффективность нефтеизвлечения и режимы добывающих скважин (рисунок 7).

110

100

•е- ^

Е К

90 80

I 70 60 -

40

2 ^

20 -10 -

о -

Я О

го —

200 300 400 Газосодержание, м3/м3

600

-•— —рнас ■ - ниже на 10% ■ ниже на 20% ниже на 30% ниже на 40%

— ниже на 50%

— ниже на 60%

— ниже на 70% - ниже на 80%

— Тренд

Рисунок 7 - Результаты расчета для разнородных нефтей

Как видно из рисунка 7, в целом по тренду с увеличением параметра газосодержания при всех режимах работы скважин (за исключением при Рзаб. = Рнас.) потери в накопленной добыче нефти возрастают.

В результате проведенного теоретического эксперимента численным исследованием получена обобщающая зависимость потерь накопленной добычи нефти за счет образования зон свободного газа при различных режимах работы скважин для разнородных нефтей, которые должны учитываться при формировании режимов отбора в скважинах с разносортными нефтями.

В четвертой главе описаны различные технологии повышения нефтеотдачи пластов для частично разгазированных залежей нефти. Так, исследована эффективность применения гидродинамических методов воздействия на пласт с искусственно созданными областями свободного газа в двух вариантах.

1 вариант - разгазирование происходит только в призабойной зоне скважины, образования существенных локальных зон свободного газа не происходит. Такой режим развития событий характерен для нефтей с низким значением газосодержания, либо при «щадящей» выработке запасов с забойным давлением чуть ниже давления насыщения нефти газом при наличии эффективной системы заводнения, либо активного контура подпитки. Как правило, критических осложнений в добыче нефти в этом случае не наблюдается.

2 вариант - происходит значительное разгазирование пластовой нефти не только в призабойной зоне скважины, но и в локальных участках пласта. При этом наблюдается образование зон свободного газа в больших объемах пласта, нарушается гидродинамическая связь между зонами закачки и зонами отбора, меняется начальная фазовая проницаемость для нефти, что в конечном итоге приводит к снижению конечного коэффициента нефтеизвлечения. Описанный случай имеет место при работе добывающих скважин с забойным давлением значительно ниже давления насыщения, при высоком газосодержании в пластовой нефти, а также когда система поддержания пластового давления отсутствует, либо не в состоянии обеспечить необходимую компенсацию отборов закачкой.

Поэтому подробно рассмотрим второй вариант, когда возникают вопросы: как распознать начало критического разгазирования пластовой нефти, насколько в конкретный момент времени велика зона образования свободного газа, какие меры необходимо предпринять для стабилизации сложившейся ситуации и регулирования потерь в конечном коэффициенте нефтеизвлечения.

В качестве способов воздействия на залежь использовали гидродинамические методы, направленные, прежде всего, на восстановление энергетического потенциала залежи: путем кратковременной остановки добывающей скважины и увеличения приемистости нагнетательной скважины. Оценка эффективности подобных технологий проведена на основе созданной модели с проницаемостью 25 мД, по итогам многовариантных численных исследований, результаты которых приведены в таблице 2, где Я означает коэффициент превышения текущего газонефтяного соотношения над начальным уровнем.

Выполнена оценка потерь дегазированных извлекаемых запасов нефти в целом по Сорочинской группе месторождений ОАО «Оренбургнефть». Отмечено, что наряду с отрицательными явлениями, процесс контролируемого умеренного внутрипластового разгазирования способствует увеличению темпов выработки при незначительном снижении подвижной части запасов нефти, что может быть полезно с точки зрения сроков окупаемости капитальных вложений и даст положительный экономический прогноз на разработку. Кроме того, образование свободного газа в призабойной зоне значительно влияет на характеристики погружных и глубинных насосов, прежде всего на коэффициент наполнения насоса (ШГН) и коэффициент подачи (ЭЦН и ШГН). Наиболее существенное влияние объем свободного газа оказывает на характеристики погружного электроцентробежного насоса при определенном его содержании. При этом в случае попадания газа на лопатки центробежных колес происходит срыв подачи, перегрев двигателя и выход его из строя. Хотя подбор глубинного насосного оборудования носит индивидуальный характер и осуществляется по

параметрам и показателям проектной скважины, однако закономерности влияния свободного газа на фильтрационные характеристики в призабойной зоне могут резко различаться, например, по интенсивности образования свободного газа в зависимости от величины начального газового фактора. Задача изучения этого многофакторного явления достаточно актуальна.

Таблица 2 - Результаты расчета эффективности при различных

значениях коэффициента II

Параметр Момент остановки скважины при различных значениях коэффициента Я

Без остановки 11=1.1 11=2.0 11=3.0 11=4.0 11=5.0 11=6.0 11=7.0

Достигаемый КИН, % 64.06 72.08 70.91 69.56 68.03 66.31 64.50 62.70

Достигаемый КИН в % от варианта «без остановки» 100 112.51 110.69 108.57 106.20 103.50 100.68 97.88

Срок разработки, лет 42 48 48 48 48 49 51 55

Срок разработки в % от варианта «без остановки» 100.00 114.29 114.29 114.29 114.29 116.67 121.43 130.95

С целью оценки масштабов изучаемой проблемы и потенциальной пользы в результате корректировки текущих режимов эксплуатации был проведен анализ режимов работы 660 добывающих скважин по 31 месторождению Сорочинской группы ОАО «Оренбургнефть» (Ананьевское, Баклановское, Боголюбовское, Вахитовское, Восточно-Капитоновское, Восточно-Малаховское, Врезовское, Горное, Донецко-Сыртовское, Ефремо-Зыковское, Загорское, Западно-Куштакское, Западно-Ольховское, Кодяковское, Красное, Кулагинское, Лебяжинское, Малаховское, Ольховское, Пойменное, Пономаревское, Рашкинское, Родинское, Родниковское, Романовское, Рыбкинское, Самодуровское, Смоляное, Сорочинско-Никольское, Спасское, Токское), 68 % из которых работают с забойным давлением ниже давления насыщения нефти эксплуатируемого горизонта (рисунок 8).

На рисунке 8 выделено четыре группы скважин, общий тренд по распределению которых имеет экстремум в области 30 % снижения забойного давления, величины, по нашим оценкам, являющейся предельно допустимой для работы скважин. Однако промысловая практика по Сорочинской группе месторождений показывает, что на

сегодняшний день 33,5 % скважин работает в зоне риска, что без соответствующей корректировки режимов приведет в последствии к потере потенциально извлекаемых запасов нефти текущей сеткой скважин на 17...22 %. Скоротечная выгода через 2...3 года может привести к обрушению показателей по трети эксплуатационного фонда, а около 15...20 % уже разбуренных извлекаемых запасов нефти так и не будут вовлечены в разработку. Кроме того, усиливается при снижении давления ниже давления насыщения вероятность выделения парафина (АСПО).

О -5 -10 -15 -20 -25 -30 -35 -40 -45 -50 -55 -«0 -65 -70 -75 -80 -85 -90 -95 -100

Процентное отклонение забойного давления от давления насыщения, %

Рисунок 8 — Распределение скважин Сорочинской группы

месторождений ОАО «Оренбургнефть» по величине текущего снижения забойного давления относительно давления насыщения

Принятие решения о переводе скважин на режим разгазирования обусловлено в основном свойствами самой нефти. Очевидно, что чем более негативно может себя проявить свободный газ, тем с большей вероятностью будет выбран данный кратковременно высокоэффективный, но не всегда оптимальный режим.

Рассмотрена также технология подавления свободного газа, по которой предлагается закачка сырой дегазированной нефти в добывающую скважину в начальный период релаксации, которая за счет растворения в своём объеме газа в призабойной зоне позволит увеличить продуктивность скважины после вывода из релаксационного простоя.

Выполнена оценка потерь дегазированных извлекаемых запасов нефти в целом по Сорочинской группы месторождений ОАО «Оренбургнефть» (рисунок 9).

Сопоставление потенциальной (по коэффициенту вытеснения) и рассчитанных с учетом неоднородности проницаемостей и по характеристикам вытеснения областей дренирования скважин,

работающих на давлениях ниже давления насыщения, показывает от 2-до 4-кратного их сокращения по объему. По радиусу область дренирования соответственно меньше на 20...50%. Следовательно, та сетка разбуривания, по которой проектировалось освоить залежь, становится недостаточной в связи с несоответствием её выбранным режимам работы скважин и темпам разработки, обусловленным в основном экономическими критериями.

А - снижение текущих извлекаемых запасов нефти, определенных с учетом неоднородности по проницаемости относительно подвижных запасов, определяемых коэффициентом вытеснения;

Б — снижение текущих извлекаемых запасов нефти, определенных по характеристике вытеснения относительно подвижных запасов, определяемых коэффициентом вытеснения

Рисунок 9 - Сопоставление потенциальной и рассчитанных с учетом неоднородности проницаемостей и по характеристикам вытеснения областей дренирования скважин, работающих на давлениях ниже давления насыщения

В таких условиях наиболее эффективным способом восстановления быстро затухающей добычи залежи является уплотняющее разбуривание после уточнения фактически сформированных областей дренирования скважин по характеристикам вытеснения (тренд кривой обводнившейся более чем на 60 % скважины до достижения предельной обводненности 96... 98 %).

В результате выполненных многовариантных исследований по 31 месторождению с оценкой влияния свободного газа на потенциальные зоны дренирования скважин, работающих с режимами ниже давления насыщения, установлено:

1. Снижение пластового давления в условиях высокого газового фактора приводит к образованию локальных зон свободного газа, блокирующих запасы нефти в первую очередь с ухудшенными реологическими свойствами;

2. Процесс контролируемого умеренного внутрипластового разгазирования способствует некоторому увеличению темпов выработки при незначительном снижении подвижной части запасов нефти;

3. Образование свободного газа в призабойной зоне значительно влияет на характеристики погружных и глубинных насосов, прежде всего на коэффициент наполнения насоса (ШГН) и коэффициент подачи (ЭЦН и ШГН);

4. По большинству скважин рассмотренной группы снижение забойного давления относительно давления насыщения составляет около 30 %;

5. Треть добывающих скважин по Сорочинской группе месторождений на сегодняшний день работает в зоне риска, с высокой вероятностью потерь потенциально извлекаемых запасов нефти текущей сеткой скважин;

6. Чем более негативно может себя проявить свободный газ (высокий газовый фактор), тем с большей вероятностью будет выбран на данный момент времени кратковременно высокоэффективный, но не всегда оптимальный режим. Это обусловлено, в первую очередь, низкой вязкостью и низким предельным динамическим напряжением сдвига нефти, обеспечивающими в скважине увеличенную область дренирования и первоначальную повышенную добычу безводной жидкости;

7. Скважины, работающие с забойным давлением ниже на 23...25 % давления насыщения, подвержены риску отсечения большей части дренируемых запасов за счет вспенивания нефти в пластовых условиях с возникновением гидродинамически непроницаемой границы — демпфирующего разделительного контура;

8. Сопоставление потенциальной (по коэффициенту вытеснения) и рассчитанной с учетом неоднородности проницаемостей и по характеристикам вытеснения областей дренирования скважин, работающих на давлениях ниже давления насыщения, показывает от 2-до 4-кратного их сокращения по объему и на 20.. .50 % по радиусу;

9. Наиболее эффективным способом восстановления быстро затухающей добычи залежи являются уплотняющее разбуривание после уточнения фактически сформированных областей дренирования скважин по характеристикам вытеснения и оптимизация системы отбора и закачки

воды, прежде всего, путем создания на забое скважин давления не менее 0.8Рнас.

Предварительные результаты внедрения гидродинамических методов воздействия на пласт по рекомендациям автора имеют положительную тенденцию. С каждым последующим выводом скважины на режим забойное давление увеличивается на 1...2 атм. Внедрение разработанных рекомендаций по созданию оптимальных режимов отбора нефти из многопластовой залежи с частичным разгазированием, с использованием карт динамической газонасыщенности и разновариантных технологий управления величиной свободного газа позволило получить 3200 т дополнительной добытой нефти с экономическим эффектом 4,7 млн руб. Исследования продолжаются, а предложенная технология является частным решением подавления вредного влияния свободного газа для единичной скважины.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Режим работы добывающих скважин с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом сопровождается разгазированием пластовой нефти и образованием зоны свободного газа в пласте, что в итоге приводит к потере подвижных запасов нефти. Величина потерь подвижных запасов может составить в ячейке при снижении Рзаб. до 0,7Рнас. и менее для единичной скважины и сокращение потенциальной зоны дренирования в среднем до 40 % исследуемого объекта.

2. Максимальный эффект по накопленным показателям разработки получен при работе добывающей скважины с забойным давлением ниже давления насыщения на 10 %. В качестве участка допустимого снижения забойного давления выделена зона до 30 % ниже давления насыщения, характеризующаяся минимальными потерями КИН при максимальных темпах выработки в начальной период.

3. Предложенный гидродинамический метод принудительной релаксации с целью частичного (временного) восстановления фильтрационных свойств пласта в осложненной разгазированием области в условиях Ольховского месторождения показал положительные результаты. В качестве индикатора начала критического разгазирования пластовой нефти рекомендуется использовать параметр газонефтяного соотношения, а по его текущему значению возможно оценить потери конечного коэффициента нефтеизвлеченения при применении технологии принудительной релаксации и без нее. Закачка сырой дегазированной нефти при вводе скважины в работу после периода релаксации способна усилить эффект от применяемой технологии на разгазированных участках пласта.

4. Полученная обобщающая зависимость потерь накопленной добычи нефти в результате образования зон свободного газа при различных режимах работы скважин для разнородных нефтей (для

различных девонских пластов Оренбургской области) может быть использована при разработке аналогичных месторождений.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Фирсов В.В., Кузнецов М.А., Попов А.Ю., Сагитов Д.К. Выявления критериев успешного применения соляно-кислотных обработок по пластам окского надгоризонта Сорочинско-Никольского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - 2011. - № 2. - С. 70-76.

2. Сагитов Д.К., Мельников М.Н., Фирсов В.В., Кузнецов М.А., Попов А.Ю. Альтернативный метод оценки карбонатности с целью повышения успешности соляно-кислотных обработок на примере Сорочинско-Никольского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2011. — № 4. — С. 20-25.

3. Пшеничников В.В., Кузнецов М.А., Попов А.Ю., Сагитов Д.К. Восстановление продуктивности разгазированных участков на примере залежи пласта ДЗ Ольховского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело» . —2011. —№ 10, —С. 8-11.

4. Владимиров И.В., Галин Э.Р., Кузнецов М.А., Попов А.Ю. Исследование влияния переходной зоны водонефтяных зон месторождений на выработку запасов нефти // НТЖ «Нефтепромысловое дело». — 2011,—№ 11. —С. 19-23.

5. Смирнов С.Н., Щеглов А.В, Кузнецов М.А., Попов А.Ю. Совершенствование построения геологических ЗО моделей залежей нефти, осложненных тектоническими разломами // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -2012. -№ 1. — С. 7-10.

6. Шаймарданов М.Н., Антонов М.С., Попов А.Ю., Кузнецов М.А. Методика прогнозирования вертикальной трещиноватости коллектора по геологическому профилю // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2012.-№ 1.-С. 18-21.

7. Шаймарданов М.Н., Антонов М.С., Шаисламов В.Ш., Кузнецов М.А. Изменение фильтрационных свойств пласта под действием внутренних напряжений в пласте // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2012. - № 1. - С. 22-25.

8. Хисамутдинов Н.И., Антонов М.С., Пшеничников В.В., Кузнецов М.А. Оптимизация системы заводнения пластов на основе совмещенных карт компенсации и пластовых давлений // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2012. - № 1. - С. 31-34.

9. Кузнецов М.А. Оценка влияния степени разгазирования пластов с разносортными нефтями на эффективность нефтеизвлечения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2012. - № 5. - С. 23-26.

Прочие публикации

10. Упрощенная методика расчета показателей разработки нефтяных залежей сложного геологического строения / И.В. Владимиров, Е.В. Задорожный, И.Н. Гутуев, М.А. Кузнецов, Д.Т. Абилхаиров-Уфа: ООО «Выбор», 2010. - 43 с.

11. Пшеничников В.В., Кузнецов М.А., Лепихин В.А. Энергосберегающее восстановление продуктивности разгазированных участков нефтяной залежи в условиях снижения эффективности системы поддержания пластового давления // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XI Российского энергетического форума 19 октября 2011 г. - Уфа, 2011. - С. 73-75.

12. Кузнецов М.А., Попов А.Ю., Шаймарданов М.Н. Определение расположения зон распространения вертикальной трещиноватости коллектора по геологическому профилю // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XI Российского энергетического форума 19 октября 2011 г. -Уфа, 2011.-С. 93-94.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 22.10.2012 г. Бумага писчая. Заказ № 278. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.