Практика заводнения нефтяных месторождений

 

Опыт заводнения нефтяных месторождений весьма разнообра­зен, даже в пределах одной страны. На каждом месторождении заводнение залежей имеет ту или иную специфику. Тем не менее полезно сопоставлять прогнозные показатели заводнения нефтя­ных месторождений различных стран, введенных в разработку после 1960 г.

В табл. 18 приведены характеристики заводнения нефтяных месторождений различных стран — Прадхо-Бей (США), Фортиз (Великобритания), Сафания (Саудовская Аравия), Сарир (Ли­вия), Южная Румейла (Ирак). Эти месторождения интересны тем, что они все приурочены к песчаным коллекторам. Вязкость нефти их изменяется в довольно узких пределах (3—3,5 раза), а прони­цаемость и толщина пласта — в 2—2,5 раза. Вместе с тем запро­ектированы существенно различные системы заводнения, а плот­ность сетки скважин изменяется в 5—9 раз. При этом конечная (проектная) нефтеотдача пластов изменяется от 40 °/о по место­рождению Прадхо-Бей с весьма хорошими геолого-физическими условиями до 49 % по месторождению Южная Румейла.

Таблица 18

Характеристика заводнения некоторых нефтяных месторождений

 

Из приведенных в таблице месторождений рассмотрим прак­тику разработки и заводнения месторождений Прадхо-Бей на Аляске и Фортиз в Северном море.

Разработка месторождения Прадхо-Бей. Ме­сторождение Прадхо-Бей —уникальное по строению и размерам, самое крупное в США и самое северное месторождение в мире. Геологические запасы нефти месторождения оцениваются в 3,4 млрд. т. Глубина залегания пласта составляет 3000—3100 м. Над нефтью расположена газовая шапка. Газонефтяной контакт находится на глубине 2660 м. Запасы газа оцениваются в 700 млрд. м3. Газовая шапка на севере ограничена сбросом. Тип залежи структурно-стратиграфический. Структура нарушена шестью поперечными сбросами. Площадь нефтяного месторожде­ния 770 км2.

Продуктивный пласт — песчаник пористостью 20—24 %, про­ницаемостью 0,3—3 мкм2. Средняя толщина пласта 100 м, мак­симальная 170 м. Вязкость пластовой нефти составляет 0,86мПа-с. Начальное пластовое давление равно 33 МПа, газовый фактор нефти—125—145 м3/т. Продуктивность пласта достигает до 500 (т/сут)/МПа.

На месторождении на начало 1984 г. было пробурено 550 скважин. Плотность сетки скважин в зоне их размещения превышает 34 га/скв. Общей площади залежи приходится на одну скважину более 100 га.

Бурение скважин проводится с насыпных гравийных островов, по 10—18 скважин в ряд, через 30 м между скважинами. До по­дошвы вечной мерзлоты (600 м) скважины бурят вертикальными, потом отклоняют забои на 1500—2000 м от вертикали. Стоимость родной скважины достигает 3 млн. долл. из-за сложной трехколон­ной конструкции. Ниже вечной мерзлоты в 180-мм колонне уста­навливается клапан для перекрытия в случае нарушения колонны в вечной мерзлоте. Пространство между колоннами заполнено за­мерзающей жидкостью на нефтяной основе.

На месторождении работает девять буровых станков. Бурят скважины специальные буровые компании.

Пласт вскрывают на специальном растворе с нулевой водоот­дачей при противодавлении на пласт не более 0,5 МПа. Две трети добывающих скважин проходят через газовую шапку. Колонна перфорируется на 50 м ниже газонефтяного контакта и на 30 м выше водонефтяного контакта. В зонах с толщиной пласта менее 30 м скважины не бурят совсем.

Добыча нефти на Прадхо-Бей начата в июне 1977 г. и достиг­ла 80 млн. т в год, или 5,6 % от числящихся на балансе извлекае­мых запасов. Средний дебит одной скважины равен 930 т/сут, давление на устье скважин — 6—8 МПа. Эта добыча нефти уста­новлена в проектном документе как оптимальная, и правительст­вом запрещено превышать ее при любых обстоятельствах. При большом удалении интервала перфорации от газонефтяного и во­донефтяного контактов и ограничении добычи на месторождении тем не менее уже имеется несколько десятков (30—40) скважин с повышенным газовым фактором вследствие прорыва газа из га­зовой шапки, и в 24 скважинах добывается 150 тыс. т/год пласто­вой воды. Это указывает на высокую монолитность пласта и обра­зование конусов газа и воды в процессе эксплуатации.

Залежь разрабатывается при ограниченном упруговодонапор-ном режиме и расширении газовой шапки. Месторождение имеет активный подпор контурных пластовых вод только с западного крыла. Пластовое давление в залежи снизилось на 24—30 МПа от начального.

Проведено тщательное изучение процесса заводнения залежи в лаборатории на кернах, на моделях пластов на ЭВМ и на одной скважине месторождения. Установлена его эффективность.

Искусственное заводнение в небольшом объеме за счет закачки в пласт сточных (добываемых) вод начато в 1981 г., а промыш­ленное заводнение (из моря Бофорта) начато в 1984 г. Для этой цели пробурено 250 нагнетательных скважин по площадной си­стеме. Кроме заводнения никаких других методов увеличения неф­теотдачи пласта не планируется.

Извлекаемые запасы нефти при заводнении этого месторождения приняты заниженными и будут увеличиваться по мере реали­зации процесса и определения его эффективности.

Автоматизированный контроль и управление процессом разработки месторождения Прадхо-Бей. Генеральная технология и система разработки нефтяного месторождения в целом на длительный период времени (на 40 лет), разработанная на основе прогноза показателей извлечения нефти и воздействия на пласт методом заводнения путем деталь­ного детерминированного математического моделирования про­цесса, установлена в вычислительном центре Сан-Франциско на ЭВМ «Унивак-ШО».

При заданной генеральной технологии для месторождения в целом в вычислительном центре г. Анкоридж обоснованы опти­мальные режимы работы каждой скважины с учетом ее располо­жения и условий эксплуатации (устьевое и пластовое давления, допустимый дебит нефти, газовый фактор, добыча воды и др.). Эта программа передана в центр управления на месторождении (ЭВМ «Ханиуэл»), из которого автоматически устанавливается и регулируется режим работы каждой скважины так, чтобы было достигнуто наилучшее приближение ко всем заданным парамет­рам и соблюдение генеральной технологии разработки. Особенно строго контролируются газовый фактор и обводненность добывае­мой продукции. На всех скважинах на устье (на линии в сборном пункте) установлены датчики, на которых пневматические сигналы о всех параметрах превращаются в электрические, затем переда­ются в центр управления на месторождении и вводятся в ЭВМ «Ханиуэл».

В центре управления установлены четыре терминала (печа­тающее устройство с телевизионным экраном) для контроля и управления следующими промысловыми объектами:

добывающими (нагнетательными) скважинами;

сборным пунктом воды и газа;

подготовкой нефти и газа;

факелами, сжигающими нефтяной газ.

На экране телевизора по всем скважинам выводится заданный режим (пять заданных параметров и фактическое состояние по каждому из них в данный момент).

В случае существенного отклонения фактических параметров от заданных операторы с пульта управления изменяют режим ра­боты скважин и других объектов при помощи автоматических за­движек, клапанов, штуцеров и пр. Если не удается достигнуть за­данного режима работы скважин и объектов, оператор связывается по телефону с центром в г. Анкоридж и докладывает состояние. Там проводят анализ процесса извлечения нефти в зонах наруше­ния режима, определяют возможные последствия и степень откло­нения от заданной генеральной технологии. На основе анализа за­дают новые режимы не только для отклонившихся скважин, но и для всех других, чтобы обеспечить общий заданный уровень до­бычи нефти и выдержать генеральную технологию.

При нормальной работе центр в г. Анкоридж один раз в ме­сяц подключается к центру управления месторождением, снимает накопленную информацию в процессе извлечения нефти, анализи­рует ее в сопоставлении с генеральной технологией и уточняет или подтверждает ранее установленные режимы работы скважин. Вычислительный центр в г. Сан-Франциско на основе накопленной фактической информации один раз в год моделирует весь про­цесс разработки и уточняет генеральную технологию воздействия, размещение скважин, системы разработки. Таким образом осуще­ствляется процесс непрерывного контроля, анализа, проектирова­ния и регулирования разработки месторождения.

Разработка месторождения Фортиз в Север­ном море. Месторождение Фортиз — крупнейшее месторожде­ние в английском секторе Северного моря.

Геологические запасы месторождения 550 млн. т, глубина зале­гания 2100 м, площадь 90 км2, толщина слоя воды в море 130 м, средняя пористость пласта 27 %, проницаемость 0,4 мкм2, тол­щина нефтяного пласта 150 м, вязкость нефти 0,8 мПа-с, пласто­вое давление 20,2 МПа, продуктивность скважин 600— 3000 (т/сут)/МПа. Потенциальный дебит скважин достигает 2500 т/сут. Разработка месторождения запроектирована при ис­кусственном заводнении с самого начала эксплуатации с целью поддержания давления и высоких дебитов скважин.

Физико-гидродинамические и технико-экономические исследо­вания показали, что для поддержания давления в пласте можно использовать только морскую воду. Водозабор установлен на глу­бине 60 м от поверхности моря, где отмечается наименьшее содер­жание кислорода и органических веществ. Оценка конечной неф­теотдачи при заводнении в 45 % очень осторожная. Извлекаемые запасы оценены в 250 млн. т.

На месторождении расположено 105 добывающих скважин по квадратной сетке. Плотность сетки скважин 49 га/скв (700x700 м²). На одну скважину приходится 85 га общей площади месторождения. Скважины размещены в пределах толщины пла­ста более 30 м, интервал перфорации в скважинах выше водонеф-тяного контакта на 30 м. Нагнетательные скважины (16) располо­жены по внешнему контуру нефтеносности. Месторождение разбу­ривалось с четырех платформ, по 24—36 скважин на каждой. Диаметр обсадных колонн равен 180 мм.

Добыча нефти начата в 1975 г. и в 1978 г. достигла 25 млн. т/год, или 10% от извлекаемых запасов нефти — максимального про­ектного уровня. Стабильная добыча нефти удерживалась пять лет.

Закачка воды в пласты начата в конце 1976 г. в объеме 25 млн. м³ в год. Максимальный объем 35 млн. м³ в год. Давление от начального снизилось на 4—4,5 МПа и теперь практически стабилизировалось. Вместе с нефтью в 1983 г. добывалось около 5 млн. т воды (обводненность >20 %).

Как видно, подход к разработке месторождений Прадхо-Бей и Фортиз принципиально отличается от зарубежного опыта разр

ботки в 50—60-х годах, а по размещению и разбуриванию сква­жин совпадает с практикой разработки нефтяных месторождений нашей страны.

IV. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов

При всех достоинствах освоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как метода извлечения нефти он тем не менее уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пластов и повышенной вязкости нефти, когда достигается низкий охват пластов заводнением. По мере роста понимания механизма и особенностей процесса заводнения нефтяных залежей стали на­стойчиво искать способы повышения его эффективности.

 

Рис. 29. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов

 

Рис. 30. Целевое назначение методов увеличения нефтеотдачи

 

В 50-х годах повышение эффективности заводнения осуществ­лялось в основном изменением схемы размещения нагнетательных скважин (законтурное, осевое, блоковое, очаговое, площадное). Много внимания уделялось оптимизации давления нагнетания воды, выбору объектов разработки, повышению эффективности заводнения за счет размещения добывающих скважин и др.

В начале 60-х годов начали усиленно изучать способы улучше­ния вытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали изучать и при­менять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные ве­щества, щелочи, кислоты и др. Цель заключается в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить или уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов.

К низкопотенциальным методам относятся циклическое воздей­ствие на пласты, изменение направления потоков жидкости, при­менение водорастворимых поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и полимеров, увеличивающих нефтеотдачу на 2—-8 % по сравнению с обычным заводнением.

Рис. 31. Конечная нефтеотдача пластов в зависимости от методов разработки и

вязкости нефти.

Vu V2 и V3 — относительная доля запасов

 

К наиболее высокопотен­циальным относятся методы вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением и маловязкой нефти мицеллярными растворами, увеличивающие нефтеотдачу на 15—20%. Эф­фективность вытеснения нефти углекислым и углеводородным га­зами совместно с заводнением занимает промежуточное положе­ние (5—15%) (рис. 29,30, 31).

По своему назначению и способу воздействия известные ме­тоды увеличения нефтеотдачи пластов можно классифицировать следующим образом (табл. 19).

Таблица 19

Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов