К вопросам регулирования разработки нефтяных месторождений

Время начала заводнения и уровень поддержания давления в залежи.

В нашей стране в подавляющем большинстве случаев заводнение нефтяных месторождений осуществляется с самого начала разработки. Период, при котором нефтяное месторождение работает при естественных режимах, обычно бывает кратковременным и определяется сроком строительства нефтепромысла и создания системы нагнетания воды. Это позволяет иметь устойчивые дебиты скважин, расширяет возможности регулирования процесса разработки, увеличивает срок фонтанирования скважин, улучшает условия работы штанговых и погружных насосов, при сравнительно невысоких и постоянных газовых факторах.

В США заводнение нефтяных месторождений в большинстве случаев применяется на сравнительно поздней стадии разработки. Нефтяные фирмы США осуществляют сначала добычу нефти на естественных режимах (первичная добыча) и после значительного истощения природной энергии осуществляется заводнение нефтяной залежи (вторичная добыча).

В период первичной добычи из пласта извлекалось обычно 5-10% от геологических запасов нефти, затем внедрялись, как правило, площадные системы искусственного заводнения. Такой подход к разработке месторождений в США обусловлен тем, что нефтяные компании стремятся не вкладывать дополнительного капитала на создание системы заводнения, пока месторождения выгодно разрабатывались на истощение и таким образом получать необходимую прибыль на вложенный капитал в кратчайший период. Особенно это важно, когда работы по освоению нефтяного месторождения ведутся на ссуду банка, за которые приходится выплачивать определенный процент. Разработка месторождений на истощение пластовой энергии обеспечивает вначале высокие темпы разработки и быструю окупаемость капитальных вложений. Кроме того, разработка залежей на истощение позволяет изучить строение пластов и приступать к осуществлению заводнения при более полной информации о продуктивном пласте. При этом более полно используется природная пластовая энергия.

Однако конечные показатели разработки месторождения при заводнении с начала разработки обычно более высокие, хотя они требуют значительных капитальных вложений в обустройство системы заводнения в более ранний начальный период разработки месторождения.

Следует отметить, что в последние десятилетия в США также многие новые месторождения вводятся в разработку с применением заводнения с начала разработки, а в России, вследствие ограниченности инвестиций и внедрения принципов рыночных отношений, наоборот, заводнение стало осуществляться в более поздние сроки.

Роль частичного разгазирования нефти в пласте при снижении давления в пласте ниже давления насыщения.

Следует отметить, что режим при этом будет водонапорный, но вытеснение нефти будет происходить в присутствии 3 фазы. Исследования, проведенные в США и России, доказали, что выгодно допускать частичное разгазирование на 10-20% ниже давления насыщения.

Разгазирование способствует:

а)уменьшению водонефтяного фактора

б) снижению проницаемости, высокопроницаемых пропластков, за счет уменьшения фазовой проницаемости для воды

в) кроме того, за фронтом вытеснения часть остаточной нефти оказывается замещенной пузырьками газа.

г) увеличению нефтеотдачи 5-10%

Величина снижения давления в пласте ниже давления насыщения зависит от характера изменения физических свойств нефти. Если при разгазировании вязкость значительно возрастает, то снижение допустимо только на 10%, если вязкость возрастает незначительно, то допустимо до 20% от давления насыщения.

Рациональный уровень давления в пласте при разработке месторождения.

1. Поддержание пластового давления, близкое к первоначальному, имеет следующие преимущества:

а) удается значительную часть нефти добыть наиболее экономичным методом –фонтанным способом

б) держать на устье скважины высокое давление, что позволяет применять эффективные системы сбора.

в) не допускать снижения проницаемости.

Недостатки:

а) в зонах нагнетания, приходится держать давление Р нагнетания Рпл, в результате появляются утечки воды в законтурную область.

б) возможно вытеснение нефти за контур нефтеносности

в) скважины во время ремонта приходится глушить соленой водой, что снижает их продуктивность.

г) создаются проблемы при бурении новых скважин.

д) при этом отказываемся от увеличения нефтеотдачи за счет частичного разгазирования в пласте.

И наоборот при разработке залежей при низком давлении есть свои преимущества и недостатки.

а) Немного увеличиваем нефтеотдачу за счет разгазирования газа

б) Не глушим скважины при ремонте.

в) Но способ эксплуатации применяется механизированный

г) Усложняется система сбора нефти из скважин.

В каждом конкретном случае необходимо изучить все плюсы и минусы эксплуатации залежи при высоких и низких давлениях в пласте для данного конкретного случая и выбрать оптимальный уровень давления в пласте, который необходимо поддерживать в пласте.

На эффективность вытеснения нефти водой влияет не только газонасыщенность пласта, но и начальная насыщенность пластов нефтью.

Высокопроницаемые нефтеносные коллектора насыщены нефтью на 90%. В Западной Сибири и Казахстане полимиктовые коллектора насыщенны нефтью на 60-65%. Известны месторождения с начальной насыщенностью лишь 50-55%, при которой вместе с нефтью сразу же поступает вода. Остальные известные нефтяные месторождения, в том числе и с карбонатными пластами, характеризуются промежуточными насыщенностями коллекторов нефтью и водой. Такое широкое различие насыщенностей пластов нефтью и связанной водой обусловлено разной их удельной поверхностью и распределением размера пор. Чем выше значение начальной водонасыщенности, тем ниже эффективность разработки нефтяных залежей.

Отключение обводненных скважин

Прекращение заводнения

При вытеснении нефти из пластов водой обводнение продуктивных скважин – явление естественное и неизбежное. Вместе с тем отбор больших объемов воды из добывающих скважин во всех отношениях нежелателен. В связи с этим встает вопрос о величине обводненности скважин внешних рядов, выше которой эксплуатировать скважины нецелесообразно.

Анализ характеристик вытеснения показывает, что отключение наиболее обводненных скважин улучшает ход характеристик вытеснения, т.е. повышает эффективность процесса вытеснения. Однако, опыт разработки нефтяных месторождений показал, что при выключении мало обводненных скважин внешних рядов в сильно неоднородных прерывистых пластах скважины стягивающих рядов не могут обеспечить эффективного дренирования их зон, вследствие чего остаются нефтяные целики. Поэтому в настоящее время, при применении пяти и трехрядных систем разработки, рекомендуется эксплуатацию скважин внешних рядов продолжать до обводненности 80-90%, а внутренних – до предельной (97-99%).

Только если продуктивный пласт сравнительно однороден, непрерывен и обладает высокой продуктивностью, а залежь содержит нефть невысокой вязкости в пластовых условиях, допустима консервация внешних рядов добывающих скважин при малой степени обводненности добываемой продукции. Такое прекращение эксплуатации скважин при малой обводненности позволяет значительно сократить количество добываемой из пласта воды. Примерами такой разработки служат пласт Д-II Дмитриевского месторождения Самарской области и пласт Б₈ Самотлорского месторождения Западной Сибири.

При искусственном заводнении месторождений, возникает вопрос о том, когда надо его прекращать: в самом конце разработки месторождений вместе с прекращением добычи нефти или раньше? Практически по большинству нефтяных месторождений заводнение залежей, особенно внутриконтурное, продолжается до конца их разработки, так как отбор высоко обводненной жидкости из скважин при низких пластовых давлениях весьма затруднен. Кроме того, на конечной стадии разработки обычно является весьма эффективным форсированный отбор жидкости из пласта, что также требует поддержания высоких пластовых давлений. Лишь в редких случаях оказывается технически возможно и экономически эффективно прекращать в поздней стадии разработки заводнение месторождения и продолжать эксплуатацию при низких пластовых давлениях, вплоть до частичного разгазирования нефти в пласте. Это возможно, если технические средства позволяют эксплуатировать обводненные скважины со свободным газом на их забоях и поддерживать экономически рентабельный темп добычи нефти.

Обоснование выбор интервала перфорации.

Положение интервалов перфорации в действующих скважинах в значительной мере определяет характер движения флюидов по продуктивным пластам при их разработке. Путем выбора интервалов перфорации или их переноса можно регулировать степень охвата объема залежи разработкой, создавать более благоприятные условия для движения нефти, сокращать количество попутно добываемой воды.

В однопластовых объектах разработки с узкой водонефтяной зоной скважины, как правило, перфорируются по всей толщине. В скважинах внешних рядов для продления безводного периода их эксплуатации целесообразно перфорировать только верхнюю часть пласта.

В однопластовых объектах разработки с широкой водонефтяной зоной во всех добывающих скважинах, расположенных в чисто нефтяной зоне, кроме самых ближних к внутреннему контуру, перфорируют пласты по всей толщине. Для продления безводного периода работы скважин, расположенных в пределах водонефтяной зоны, интервалы перфорации в них располагают на некотором удалении от поверхности ВНК (на 2-4 м). Чем выше вертикальная проницаемость пласта и чем он однороднее, тем на большем расстоянии от ВНК необходимо располагать нижние перфорационные отверстия. При наличии на уровне ВНК или несколько выше непроницаемого пропластка со значительной площадью распространения, пласт перфорируют до кровли нижнего, непроницаемого прослоя.

В многопластовом объекте разработки в пределах внутреннего контура нефтеносности перфорируются все нефтенасыщенные прослои, в водонефтяной зоне перфорируются полностью нефтенасыщенные прослои, а частично нефтенасыщенные только в том случае, если нефть на этом участке не подстилается водой, не может быть вытеснена из прерывистого пласта.

Массивная залежь с большим этажом нефтеносности, если вытеснение нефти ВНК, разрабатывается обычно скважинами, в которых осуществляется последовательный перенос интервалов перфорации при разработке. Сначала в скважине перфорируют интервал толщиной 20-40 м в нижней части залежи, удаленный от начального ВНК на 10-15 м. Эксплуатация скважины продолжается до ее обводнения в результате подъема ВНК. После этого обводненный интервал изолируют и перфорируют следующий вышележащий интервал с некоторым отступлением от текущего ВНК. Количество переносов интервалов перфорации в каждой скважине зависит от высоты залежи, положения скважины на структуре, характера и степени неоднородности продуктивного разреза.

В редких случаях, когда пласт – коллектор характеризуется однородным строением, высокой проницаемостью по вертикали, допустима перфорация только самой верхней части залежи.

В сводовой. газонефтяной залежи, подстилаемой водой, в каждой скважине должно выбираться оптимальное положение интервала перфорации, при котором нижние перфорационные отверстия находятся на определенном удалении от ВНК, а верхние – от ГНК. Обоснование оптимального положения интервала перфорации обычно производится расчетным или опытным путем.

2.