Геологическая характеристика Приобского месторождения

0

729.5

8703.4

Судя по таблице 1.8, наибольшее количество мероприятий по дострелу было произведено в 2012 году, в 2011 году - самое минимальное - 9. количество дострелов за весь период по пластам : АС10 - 43, АС11 - 14, АС12 - 78 . Пласт АС12 , как самый низкопродуктивный , но наиболее значимый по запасам , гораздо чаще остальных пластов подвергался дострелу, т.к. с увеличением охвата пласта воздействием растет нефтеотдача.

Несмотря на то, что в 2012 г. осуществлялось наибольшее количество дострелов, прирост добычи составил 8703,4т., что меньше, чем в 2009г. -13801т., но больше, чем в 2010 г. - 6013 т., и в 2011 г. -6500т.

Анализируя результаты мероприятия можно сделать вывод, что прирост добычи напрямую зависит не от количества дострелов, а от общей эффективной мощности пласта. Максимальная эффективная мощность в 2009 г., ее значение - 286 м., в этот же год - максимальный прирост в добыче ( 13801 т.).

Для более полного вовлечения пластов в работу в ходе разработки проводились мероприятия по приобщению пластов, т.е. в скважине, в которой уже были проведены перфорационные работы на каком то пласте ранее, проводят перфорацию вторично, но уже другого пласта.

Результаты таких приобщений представлены в таблице 1.9

Сводная таблица результатов приобщений за период 2009 -2012 гг.

Таблица 1.9

2009год

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во приобщений (скв.)	16	14	20	50
Общая эфф.мощн.приобщения(м.)	220.7	168.6	416	805.3
В среднем по 1 скважине(м.)	13.79	12.04	20.8	16.11
Средний дебит(т/сут)	6.9	6.4	4.9	6.07
Прирост добычи (т)	9 292	6 042	5 309	20643

2010 год

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во приобщений (скв.)	8	5	28	41
Общая эфф.мощн.приобщения(м.)	78.2	86.9	593	758.1
В среднем по 1 скважине(м.)	9.77	17.38	21.18	18.49
Средний дебит(т/сут)	4	6.7	0	5.35
Прирост добычи (т)	6 498	5 698	0	12 196

2011 год

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во приобщений (скв.)	0	0	5	5
Общая эфф.мощн.приобщения(м.)			0	0
В среднем по 1 скважине(м.)			0	0
Средний дебит(т/сут)	0	0	0	0
Прирост добычи (т)	0	0	0	0

2012 год

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во приобщений (скв.)	88	12	0	100
Общая эфф.мощн.приобщения(м.)				819.1
В среднем по 1 скважине(м.)
Средний дебит(т/сут)	10.5	9.4	0	9.9
Прирост добычи (т)	21272.4	2901.3	0	24173.7

По данным таблицы 1.9 самый удачный год для проведения данного метода интенсификации является - 2012 г., т.к. 2012 год характеризуется максимальными показателями за весь период (кол-во приобщений - 100) ,

общая эффективная мощность приобщения - 819,1 м, прирост добычи - 24173,7 т.) , Неудачный год по результатам таблицы 3.4 для проведения приобщений, как и для дострелов - 2011 год. В 2009 г. прирост добычи составил 20643 т. , число мероприятий - 50 , в 20010 г. соответственно 12196 т. и 41 приобщений . В общем за 4 года количество приобщений на пласт АС10 составило порядка 112 , АС11 - 31 , АС12 - 53. , в целом за рассматриваемый период было проведено 196 приобщений.

С момента проведения мероприятий в 2009 г. средний прирост дебита составил 6,07 т./сут. , добычи - 20643 т. , к 20010 г. дебит упал до отметки 5,35 т./сут , прирост добычи снизился до 12196 т. , 2011 г. характеризуется нулевыми результатами , а в 2012 г. - резкий рост дебита до 9,9 т./сут. , добычи - до 24173,7 т.

Для сравнения методов по результатам проведения операций представлена таблица 1.10

Таблица 1.10

Мeроприятия	Количество	Доп.добыча
Приобщения	196	57012,7
Дострелы	135	33517,4
ИТОГО	331	90530,1

Как видно из сводной таблицы 3.5 , за период 2009-2012 гг. дополнительная добыча от приобщений за 4 года составила 57012,7 т. , что больше на 23495,3 т. прироста добычи нефти за тот же период от дострелов , а число проведенных приобщений больше на 61 операцию

В общем за весь период было проведено 331 перфорационных работ и суммарная дополнительная добыча от них составила 90530,1 т.нефти.

В процентном соотношении от общей добычи по месторождению в целом дополнительная добыча от методов перфорации по годам соствляла : в 2009 г. - 4,25% , в 2010 г. - 1,7% , в 2011 г. - 0,55 % , в 2012 - 2,43 % .

Дополнительным средством повышения продуктивности скважин является совершенствование перфорационных работ, а также образование дополнительных фильтрационных каналов при перфорации.

Таким образом, дострел интервала перфорации в пределах вскрытого горизонта и приобщение пластов, можно рекомендовать как мероприятия, направленные на увеличения охвата пластов воздействием и более полного вовлечения их в работу.

4. Эксплуатационный объект в составе многопластового месторождения

Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

Большинство нефтяных месторождений Западной Сибири формировались в Юрский и Меловой периоды Мезозойской эры и состоят из нескольких нефтенасыщенных пластов [4].

В зависимости от окружающих условий и процесса осадконакопления пласты и непроницаемые перемычки между пластами формировались по разному. Также по-разному формировались залежи углеводородов в каждом пласте; нефтяные пласты и пропластки обретали свои уникальные геологические характеристики, в частности:

- толщина (мощность) пласта;

- пластовое давление и температура;

- пористость и проницаемость;

- нефте- газо- и водо-насыщенность;

- газовый фактор и давление насыщения нефти газом;

- плотность и вязкость пластовых флюидов и другие физические свойства;

- химический состав флюидов.

В пластах с тонкой разделяющей перемычкой в результате гидродинамической связи пласты могут иметь схожие параметры (общий водонефтяной и газонефтяной контакты). По этой причине выделяются не пласты, а эксплуатационные объекты -- продуктивные пласты или части пластов, представленные одинаковыми характеристиками, перечисленными выше. Эксплуатационным объектом может быть несколько пластов с близким характеристиками и. связанных гидродинамически, или один пласт, или отдельные интервалы пласта, или отдельные участки пласта.

С выделения эксплуатационных объектов начинается разработка многопластовых месторождений. Выделение производят на основании данных комплексного геолого-промыслового изучения фактического состояния объектов разработки, возможностей, техники и технологии эксплуатации скважин и необходимости достижения высоких технологических и экономических показателей разработки по всем продуктивным пластам (залежам) и. месторождению в целом. Рассматриваются энергетические характеристики каждого из объектов, активность подошвенных или законтурных вод.

Приводятся данные о добычных возможностях каждого из объектов, текущих и вероятных ожидаемых дебитах (приемистости) скважин, что определяет рентабельность разработки объекта.(отдельной сеткой скважин).

Учитывается возможность возврата обводнившихся скважин с нижележащего объекта на вышележащие. Предусматривается возможность контроля за выработкой» запасов, по каждому из объектов и возможность регулирования этого процесса..

Остановимся вкратце на принципах выделения и объединения эксплуатационных объектов по их характеристикам.

Под характеристиками эксплуатационных объектов понимаются:

- геологические параметры: глубины залегания, толщины углеводородонасыщенных интервалов;

- неоднородность по толщине, неоднородность по площади;

- запасы углеводородов: геологические запасы нефти, газа и газоконденсата;

- соотношение запасов водонефтяной и нефтяной зон залежи;

- остаточные извлекаемые запасы нефти, газа и газоконденсата;

- геолого-промысловые характеристики: расположение контактов (водонефтяного, газоводяного, газонефтяного, газоконденсатного, конденсатонефтяного); насыщенность: водой, нефтью, газом, газоконденсатом; нефтяное месторождение многопластовой оборудование

- теплофизические свойства залежи;

- накопленная добыча: нефти, воды, газа, газоконденсата;

- физические свойства пород: тип, карбонатность, глинистость, гранулометрический состав, минералогический состав, пористость, удельная поверхность, упругость, трещинность, гидрофильность, гидрофобность, анизотропия;

- фильтрационные свойства коллекторов: проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность;

- фазовая проницаемость для: воды, нефти, конденсата, газа; капиллярные свойства и пр.;

- энергетические параметры: пластовое давление, температура, газонасыщенность и пр.;

- геолого-технические характеристики околоскважинной зоны: продуктивность, приемистость, профиль притока, профиль приемистости, водонасыщенность (обводненность), газонасыщенность (загазованность);

- физико-химические свойства пластовых флюидов: плотность; вязкость; фазовое состояние -- насыщенность газом, нефтью и водой; давление насыщения; объемный коэффициент; структурно-механические свойства аномально-вязкой нефти; содержание смол, парафинов и асфальтенов; содержания серы и редких металлов; компонентный состав углеводородов; теплоемкость; теплопроводность, химическая активность, кислотность, полярность, содержание углекислого газа и сероводорода;

- проектные показатели разработки: коэффициент извлечения углеводородов, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата воздействием на пласт по мощности, коэффициента охвата воздействием на пласт по площади; коэффициент охвата заводнением, коэффициент эксплуатации скважин.

В зависимости от характеристик для эксплуатационных объектов определяются условия разработки:

- система разработки: количество скважин, схема размещения скважин, плотность сетки скважин, соотношение нагнетательных и добывающих скважин, вид воздействия, схема воздействия, режим эксплуатации залежей эксплуатационного объекта, объем закачки воды по отношению к отбору жидкости;

- способ эксплуатации скважин: фонтанный, насосный;

- используемые методы повышения углеводородоотдачи (заводнение, гидродинамические, физико-химические, тепловые методы и пр.);

- физико-химических свойства рабочих агентов: плотность; вязкость; объемный коэффициент; структурно-механические свойства; содержание твердых, жидких и газообразных углеводородов; концентрация водородных ионов воды; содержание гелеобразующих, кремнийорганических материалов, содержание азота, сероводорода и углекислого газа; содержание химреагентов -- ПАВ, полимеры, кислоты, соли, основания, спирты, гликоли, кетоны, эфиры; содержания серы и- редких металлов; компонентный- состав; теплоемкость; теплопроводность, химическая активность, полярность.

Каждый эксплуатационный объект может разбуриваться самостоятельной сеткой скважин, которая должна обеспечить достаточно полную выработку нефти высокими темпами при наилучших технико-экономических показателях.

Для каждого месторождения, в зависимости от геологических условий и особенностей эксплуатации, составляется проект разработки, в строгом соответствии с которым добывается нефть, закачивается вода, бурятся новые скважины и приобщаются новые эксплуатационные объекты.

5. Проблемы эксплуатации многопластовых месторождений

Ввод в промышленную разработку многопластовых нефтяных месторождений страны путем создания эксплуатационных объектов особенно остро поставил перед работниками науки и производства нефтяной промышленности проблему совместной эксплуатации пластов с целью наиболее полного извлечения запасов нефти из недр при рациональном использовании энергетических возможностей и финансовых средств. При разработке многопластовых месторождений проводятся исследования вероятных осложнений, которые могут возникать при совмещении нескольких объектов в предстоящий период эксплуатации залежи, раскрываются причины этих осложнений, рекомендуются методы, направленные на ликвидацию или уменьшение негативных последствий этих осложнений [7-8].

При идеальной разработке многопластовых месторождений разбуривание ведётся отдельными сетками на каждый эксплуатационный объект. Однако данный подход предполагает -- большие капитальные вложения в бурение и обустройство скважин.

Так как значительная доля капитальных вложений затрачивается на разбуривание и обустройство месторождения, вопрос о совместной разработке нескольких эксплуатационных объектов одной сеткой скважин всегда привлекал к себе внимание, прежде всего, по экономическим соображениям. Известные системы разработки многопластовых месторождений предполагают извлечение продукции из нижнего пласта с последующим, вовлечением в разработку верхнего пласта (разработка снизу вверх), а также разработку сверху вниз.

Длительный период выработки запасов из одного пласта и консервация иногда значительных запасов нефти в других пластах. Со временем пластовое давление в разрабатываемом пласте падает, снижается приток флюида в скважину, добываемая продукция обводняется. На практике при снижении добычи нефти из скважины условно до 1 тонны в сутки, нефтяники считают выработку запасов нерентабельной. Для повышения рентабельности и для максимального использования энергетического потенциала многопластового месторождения вовлекают в разработку вышележащий (или нижележащий) эксплуатационный объект. Первоначальный эксплуатационный объект зачастую отсекают. Таким образом, появляется ещё один недостаток данного метода разработки -- сложность достижения заданного коэффициента извлечения нефти (КИН).

Хотя большинство объектов многопластовых месторождений не достигли проектного КИН, а эксплуатация многих из них из-за высокой обводненности или прорыва свободного газа является низкорентабельной, при этом для достижения проектных значений КИН их необходимо - продолжать эксплуатировать.

Исходя из вышеупомянутых причин, для многопластовых месторождений с целью сокращения капитальных вложений в бурение скважин и сроков освоения и разработки месторождения, недропользователи идут на объединение эксплуатационных объектов путем дострела новых пластов, вскрытых существующими скважинами. Такое объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты может оказаться рациональным при обеспечении максимального отбора нефти из пробуренной скважины за основной период или за все время разработки месторождения. Однако при разработке неоднородных по проницаемости (как по толщине, из-за разной проницаемости пластов и пропластков, так и по площади из-за зональной неоднородности) и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов происходят различные негативные явления:

- суммарный дебит нескольких пластов при совместной эксплуатации ниже суммарного дебита по этим же пластам при раздельной эксплуатации.

Например, при совместной эксплуатации обоих пластов суммарный дебит составляет в лучшем случае лишь 70 % от суммарного дебита раздельно разрабатываемых пластов.

Кроме этого для достижения заданной нефтеотдачи по каждому из объединённых для совместной эксплуатации пластов суммарный отбор попутно добываемой воды увеличивается в 2-3 раза по сравнению с раздельной эксплуатацией этих пластов;

- неравномерность выработки запасов и опережающее обводнение;

- отключение из процесса выработки средне и низкопроницаемых (малопродуктивых) пластов;

- прорывы воды к забоям добывающих скважин

- отбор большого количества воды приводит к увеличению финансовых и материальных затрат на электроэнергию для подъёма продукции и созданию мощной инфраструктуры для сбора и подготовки высокообводённой продукции;

- в конечном счёте, увеличивается срок разработки месторождения;

- проблема дифференцированного исследования пластов - отсутствие информации о фактических объёмах отбора и закачки флюида и воды в каждый из эксплуатационных объектов;

- потеря контроля над запасами вследствие невозможности определения процентного соотношения добываемой продукции по пластам совместная разработка приводит к ошибкам в расчётах запасов нефти, определении энергетического состояния объектов, определении структуры остаточных запасов.

Таким образом, вовлечение в эксплуатацию запасов нефти многопластовых месторождений требует особых методов разработки.

6. Физические основы выработки запасов из многопластового месторождения

Для выравнивания профиля вытеснения пластовое давление можно оптимизировать с помощью раздельной или одновременно-раздельной системы поддержания пластового давления.

Забойное давление для каждого эксплуатационного объекта можно оптимизировать с помощью скважинной установки для одновременно- раздельной добычи.

Коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений можно изменить с помощью селективной обработки призабойной зоны скважины [6].

Вязкость флюида можно изменить с помощью селективного теплового воздействия.

Коэффициент проницаемости остаётся единственным параметром, значения которого невозможно изменить на всём протяжении эксплуатационного объекта. Вариативность коэффициента проницаемости по толщине и площади является одной из основных причин низкой нефтеотдачи в многопластовых месторождениях.

Данная неравномерность усиливается из-за существования в эксплуатационных объектах направлений, в которых в результате техногенных процессов образуются высокопроницаемые каналы с более интенсивными фильтрационными потоками при относительно одинаковых градиентах давления между нагнетательными и добывающими скважинами.

Зачастую при совместной эксплуатации происходит частичное или полное отключение из процесса выработки средне и низкопроницаемых объектов и, как следствие, снижение коэффициента нефтеизвлечения. Вероятность отключения прослоев тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами на площади залежи, чем выше разница в проницаемости слагающих разрез пластов, чем меньше песчанистость разреза, а так же эффективная толщина низкопроницаемых тонкослоистых прослоев.

При совместной закачке ускоренное продвижение фронта замещения нефти водой по высокопроницаемым каналам эксплуатационных объектов приводит к прорывам воды к забоям добывающих скважин, снижению доли нефти в суммарном отборе жидкости и значительному увеличению отбора попутно добываемой воды. Это провоцирует вывод обводненной скважины из эксплуатации вместе с потерей неосвоенных (неотобранных) запасов нефти, оставшихся в низкопроницаемых пластах.

Известно, что даже в небольшом интервале перфорации продукция поступает не из всех проперфорированных отверстий. Этому способствует как несовершенство вскрытия (технологические причины), так и неоднородность пласта по толщине (геологические причины). При совместной эксплуатации нескольких интервалов перфорации относящихся к разным по проницаемости пропласткам, как правило, продукция поступает только из высокопроницаемого пропластка. А совместная закачка воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости, приводит к неравномерному заводнению залежей. Свидетельством этому являются результаты многочисленных исследования профилей притока и приёмистости.

Использование скважинных расходомеров в практике промысловых исследований позволяет получать информацию о долевом участии совместно эксплуатируемых пластов и пропластков в разработке по каждой скважине, а также составлять обобщенные по площадям и месторождениям представления об относительных величинах работающих толщин коллекторов.

Обобщение результатов исследований скважин Приобского месторождения скважинными расходомерами показало, что меньше половины перфорированной толщины пласта характеризуется наличием притока или приёмистости. Низкие значения работающей толщины могут обусловливаться строением продуктивного коллектора, изменением его свойств в призабойной зоне в процессе бурения и ремонта скважины, совершенством вскрытия эксплуатационной колонны и плотностью её перфорации, а также режимом работы скважин. В связи с этим изучение соответствия профилей притока приёмистости в колонне и в пласте имеет важное практическое значение.

Так в результате проведённых исследований на многопластовых скважинах ППД Приобского месторождения выявлено, что в скважине №5596 закачиваемая вода поглощается проектными перфорированными пластами АС11 на 5,8 % и АС10 на 94,2 %, причём более 85 % закачиваемой продукции поглощается высокопроницаемым пропластком толщиной 10 % от общей толщины пласта. Столь малая приёмистость пласта АС11 обусловлена меньшей проницаемостью (16,5 мД) по сравнению с проницаемостью пласта АС10 (71,8 мД).

Для выравнивания профиля приёмистости необходимо увеличить репрессию на пласт АС10. Совместная эксплуатация пластов с проницаемостью, отличающейся во много раз при малом давлении нагнетания, невозможна. Поэтому запасы малопроницаемых пластов могут быть временно законсервированы и выработаны во вторую очередь. Если же в них запасы значительны, то необходимо разрабатывать их самостоятельной сеткой скважин.

Увеличение нефтеотдачи и обеспечение рациональных темпов разработки месторождения достигается путем вовлечения в эксплуатацию бездействующих и интенсификацией работы малодебитных объектов.

При совмещении нескольких пластов в один эксплуатационный объект необходимо учитывать следующие соображения:

- опережение заводнения менее проницаемого коллектора обеспечивает более высокую нефтеотдачу объекта, чем при совместной выработке разнопроницаемых пластов. Дополнительный охват заводнением не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных объектов способствует увеличению нефтеотдачи при обычном заводнении, продлению безводного периода добычи нефти, уменьшению относительных объемов добываемой воды и т.д. Одним из основных требований, совмещения пластов является равноскоростная или опережающая выработка малопроницаемых пластов;

- равноскоростную или опережающую выработку малопроницаемых пластов можно обеспечить закачкой воды в них при больших репрессиях, чем в пласты с большей проницаемостью на нагнетательных скважинах и отбором продукции из них при больших депрессиях на добывающих скважинах.

При совмещении объектов необходимо обязательно обеспечить выполнение необходимых мер контроля за их разработкой, в частности обеспечить учёт добычи нефти, газа и воды из каждого пласта.

При объединении нескольких пластов в целях увеличения добычи нефти по месторождению необходимо учесть возможности последующего их разукрупнения. Необходимо указать объекты возврата, которые по техническим, технологическим или экономическим причинам нельзя эксплуатировать как самостоятельным, так и совместным фондом скважин. Следует учитывать возможность использования различных модификаций системы воздействия (совместная закачка; совместный отбор; раздельные отбора и закачка; по отдельным зонам или отдельным скважинам совместные или раздельные закачка, отбор и т.д.).

Кроме этого, должна быть возможность дифференцированного управления фильтрационными потоками в каждом отдельном пласте. Нельзя относить к одному эксплуатационному объекту несколько пластов если какой либо из пластов не охватывается воздействием (фильтрационный поток в каком либо из них не поддаётся управлению и воздействию), при эксплуатации, например, из-за низкой проницаемости или из-за невозможности создать в нём предельный градиент давления так как в этом случае данный пласт мало чем отличается от неперфорированных пластов;

Поэтому при обосновании выбора эксплуатационных объектов необходимо учитывать наличие литологических окон, через которые возможны межпластовые перетоки, герметичность цементного камня в заколонном пространстве, близость фильтрационных свойств, пластовые: давления, запасы, углеводородов; степень их выработанности (эти моменты являются определяющими при принятии решении о разукрупнении объектов или же наоборот при совмещении пластов). Необходимо иметь промысловые данные, о характере и эффективности работы скважин (добывающих и нагнетательных) при раздельной и совместной эксплуатации пластов, о характере продвижения закачиваемых вод, изменении текущего пластового давления во времени, результаты потокометрии, термометрии, а также результаты других геофизических, а также гидродинамических исследований, которые несут информацию о характере выработки запасові из рассматриваемых объектов. Важно оценить эффективность системы разработки при совместной или раздельной эксплуатации объектов, отдельных зон и участков.

7. Технология одновременно-раздельной эксплуатации пластов

Главная цель рациональной системы разработки продуктивного пласта -- максимальное извлечение углеводородов при экономически рентабельных затратах.

Максимизация накопленной добычи нефти для каждой зоны дренирования пласта (скважины) является функцией не только дебита и обводнённости продукции, но и времени [1, 3].

При разработке эксплуатационных объектов приходится учитывать несколько целевых функций: текущая нефтеотдача, конечная нефтеотдача, текущий уровень отбора нефти, темп обводнения, время разработки. Рациональные значения этих функций соответствуют различным параметрам пласта и скважины, а также режимам их работы. Таким образом задача рациональной разработки эксплуатационных объектов является оптимизационной. Для объекта разработки как многофункционального комплекса, необходимо найти такой вариант управления системой, который обеспечит рациональные значения заданных целевых функций.

Режим разработки эксплуатационного объекта определяется несколькими параметрами, в том числе полем пластовых давлений. Управлять энергетическим состоянием эксплуатационного объекта можно путем изменения забойных давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.

При известной (прогнозируемой) динамике поля пластового давления (полученного например по результатам имитации процесса разработки на гидродинамической модели) задача упрощается.

Для контроля процесса разработки необходимо регистрировать фактические значения пластовых давлений в зонах отбора добывающих скважин и в случае их отличия от предварительно заданных расчётных значений производить геолого-технические мероприятия, направленные на достижение или возможное приближение к заданной оптимальной динамике поля пластового давления.

Однако чаще всего достоверная информация для определения динамики поля пластового давления путем имитационного моделирования отсутствует. Поэтому на практике можно задать лишь вектор изменения пластового давления, определяемый по промысловым статистическим данным на отдельных скважинах.

Известно, что на поздней стадии разработки месторождения одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи является форсированный отбор продукции из пласта. Однако при бесконтрольном форсировании отборов растет обводненность, а значит и себестоимость добываемой продукции. В этой связи целесообразно проводить комплекс масштабных ограничений водопритока с одновременным форсированием, прежде всего, на взаимодействующих скважинах и прежде всего на эксплуатационных объектах многократно промытых водой.

Решение описанных выше проблем совместной эксплуатации стало основной задачей для инженеров, разрабатывающих многопластовые месторождения. Начиная с середины XX века стали появляться комплексы оборудования, способные решать проблемы добычи нефти из многопластовых месторождений.

Общая концепция одновременно-раздельной эксплуатации, предполагает комплекс технических и технологических мероприятий, позволяющих через одну скважину воздействовать рациональной депрессией или репрессией на каждый из нескольких продуктивных пластов с целью достижения максимальной нефтеотдачи, а также осуществлять контроль за этими пластами.

В скважину спускают установку со специальным оборудованием, обеспечивающим извлечение продукции каждого пласта на поверхность (или закачку воды с поверхности в каждый пласт) по самостоятельным (или совместному) каналам, независимое регулирование работы пластов, а также проведение исследований и операций по освоению и глушению каждого пласта, технологическое воздействие на его призабойную зону.

Преимущества метода одновременно-раздельной эксплуатации по сравнению с совместной эксплуатацией нескольких объектов одной скважиной:

- увеличение коэффициента нефтеотдачи. Эта задача, главным образом решается путем вовлечения в эксплуатацию бездействующих и интенсификацией работы малодебитных пластов. Нередко при этом ограничивается отбор жидкости из пласта, который интенсивно вырабатывался до спуска оборудования в скважину и обеспечивал дебит, предусмотренный для всего объекта в целом;

- увеличение степени охвата заводнением и достижение оптимальной компенсации добычи закачкой;

- равномерная выработка неоднородных продуктивных пластов;

- сокращение добычи попутной воды или газа;

- управление полем пластового давления;

- приобщение объектов с запасами, которые ранее было экономически нерентабельно разрабатывать отдельной сеткой скважин;

- максимизировать потенциал скважины. При совместном воздействии на несколько пластов с различной проницаемостью рабочий агент, в первую очередь в большом количестве фильтруется в пласты, с наибольшей проницаемостью, поэтому обработке подвергаются и осваиваются только эти интервалы. Другие продуктивные пропластки не вводятся в эксплуатацию, что не позволяет получить потенциальную производительность скважины и снижает нефтеотдачу пласта;

- увеличение рентабельного срока разработки малопродуктивных, обводнённых или загазованных пластов;

- ускорение темпов ввода в разработку запасов, уменьшение срока освоения месторождения, увеличение рентабельности разработки месторождения;

- выполнение Закона об охране недр РФ.

Преимуществами одновременно-раздельной эксплуатации по сравнению с раздельной эксплуатацией нескольких объектов несколькими скважинами являются:

- сокращение затрат на бурение и строительство скважин.

В период, предшествовавший применению методов заводнения пластов, каждый горизонт как правило разрабатывался самостоятельной сеткой эксплуатационных скважин. Иногда разбуривание многопластовых месторождений осуществлялось единой сеткой скважин, процесс разработки начинали с нижних пластов, а затем по мере обводнения последовательно переходили на эксплуатацию вышележащих горизонтов, отключая нижние обводненные пласты путем установки цементного моста. Это приводило к необходимости бурения большого числа скважин, растягиванию сроков разработки и, в конечном счете, к удорожанию добываемой продукции;

- сокращение затрат на обустройство и инфраструктуру;

- сокращение затрат на обслуживание фонда;

- сокращение эксплуатационных расходов, увеличение энергоэффективности;

- сокращение затрат на нефтедобывающее оборудование;

- повышение эффективности использования скважинного оборудования.

Первые образцы оборудования для раздельного отбора нефти были созданы в СССР еще в начале 30-х годов, но широкие научно- исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию комплекса оборудования для раздельной эксплуатации получили распространение в начале 60-х годов.

Впервые в масштабах, отрасли задача по разработке технологии, методов и оборудования для одновременной раздельной эксплуатации пластов была поставлена в Государственном комитете по топливной промышленности Н. К. Байбаковым, им же осуществлялось руководство этими работами.

В 1965 году было создано особое конструкторское бюро по разработке, исследованию и промышленному использованию оборудования для раздельной эксплуатации пластов (ОКБ РЭ). Координация работ отраслевых научно-исследовательских институтов в этой области существенно ускорила разработку, испытание и промысловое использование оборудования для раздельной эксплуатации пластов.

Широко применять на нефтедобывающих предприятиях страны метод ОРЭ двух пластов в нефтяных и нагнетательных скважинах начали с 1966 г. Уже к 1969 году на ОРЭ было переведено 2196 нефтяных, газовых и нагнетательных скважин -- 4,5 % от общего действующего фонда скважин в СССР. Из приобщённых пластов было добыто более4 6,5 млн.т нефти и 7,5 млрд.м газа в приобщённые пласты закачано более 28 млн.м воды.

В Западной Сибири впервые метод ОРЭ начали испытывать и применять на Усть-Балыкском месторождении в 1965 г.

Наибольшее применение в те годы получило однотипное унифицированное оборудование, разработанное особым конструкторским бюро раздельной эксплуатации (ОКБ РЭ) и изготовляемое машиностроительным заводом им. Ф. Э. Дзержинского (г. Баку). Однако многообразие геологических условий залегания и способов разработки нефтяных месторождений, а также специфика обустройства нефтедобывающих предприятий и их техническое перевооружение, привели к тому, что для осуществления одновременно-раздельной эксплуатации стали применять оборудование различных конструкций, разработанное в научно-исследовательских, проектно-конструкторских организациях, а также научно-техническими обществами нефтедобывающих предприятий.

Кроме этого, рационализаторы и изобретатели, начали создавать новое оборудование ещё до появления заводского, а также осуществили ряд усовершенствований оборудования, выпускаемого промышленностью.

К сожалению, на нефтедобывающих предприятиях вопросу подготовительных работ и исследованию пластов не уделялось должного внимания, поэтому результат использования технологии не всегда был положительным. Дефицит заводских мощностей по изготовлению оборудования приводил к низкому качеству выпускаемого оборудования. После введения в эксплуатацию высокодебитных месторождений с большими запасами нефти (Самотлорское, Фёдоровское) их разработка характеризовалась недостаточно развитой инфраструктурой, плохими климатическими условиями, скважинами с большим углом отклонения от вертикали из-за кустового бурения, всё это затрудняло использование сложных компоновок на месторождениях Западной Сибири. В начале 1970-х активное использование технологии ОРЭ пошло на спад. Свидетельством этого является тот факт, что из переведённых в 1969 году на раздельную добычу нефти с использованием оборудования, разработанного ОКБ РЭ, 1070 скважин на 01.01.70 в работе находилось лишь 780 скважин. Конкретно на месторождениях Западной Сибири с 1966 по 1971 годы под раздельный отбор нефти фонтанным способом было оборудовано 130 скважин. Однако к 1971 году этот фонд составил 87 скважин (68 %).

Как говорилось выше, низкая результативность промышленного использования технологии в большей степени объяснялась не всегда обоснованным подходом к выбору скважин, ненадлежащей подготовкой скважин и недостаточным исследованием пластов. В результате такого подхода к методу ОРЭ в ряде случаев приобщаемые пласты не вовлекались в разработку или вовлекались с весьма малым коэффициентом продуктивности, при котором дополнительная добыча не оправдывала затрат на приобретение оборудования и проведение работ по переводу скважин на раздельную эксплуатацию. Определённые трудности в применении метода ОРЭ вызывали также конструктивные недостатки и низкое качество изготовления оборудования.

Практическая реализация технологий для одновременно-раздельной эксплуатации сталкивается с большими техническими и технологическими трудностями, основными из которых являются:

- низкая надёжность оборудования, в частности пакерно-якорного;

- необходимость контроля за работой каждого пласта;

- регулирование работы каждого пласта;

- негерметичность заколонного пространства;

- неправильный выбор эксплуатационных объектов и технологии для их разработки, основанный на субъективных признаках (высокий эффект от технологии может быть получен только в том случае, если применяемые технологическая схема и оборудование соответствуют конкретным условиям);

- недостаточная производительность применяемого оборудования;

- сложность монтажа (особенно в суровых климатических условиях);

- большие затраты времени на монтаж;

- высокая стоимость оборудования;

- низкая культура производства.

Несмотря на все трудности, технологии одновременно-раздельной эксплуатации постоянно развивались и совершенствовались.

По мере выработки запасов нефти базовых высокопроницаемых пластов проблема эффективной и наиболее полной выработки малопродуктивных коллекторов многопластовых месторождений стала одной из важнейших в области повышения нефтеотдачи и увеличения объемов добычи. Начиная с конца 1990-х технология одновременно-раздельной эксплуатации стала возвращаться на наиболее передовые промыслы страны. Этому способствовали высокие цены на нефть. Новые скважинные установки и новые способы эксплуатации позволили увеличить эффективность технологии. Правовое регулирование, Закон об охране недр Российской Федерации и Правила охраны недр также способствовали промышленному использованию технологии одновременно-раздельной эксплуатации.

8. Виды технологий для одновременно-раздельной эксплуатации и их классификация

Технологические схемы для одновременно-раздельной эксплуатации можно классифицировать по следующим признакам:

а. Назначение:

- одновременно-раздельная добыча;

- одновременно-раздельная закачка;

- одновременно-раздельная закачка и добыча.

б. Количество эксплуатируемых объектов.

в. Способ добычи (для одновременно-раздельно добычи):

- фонтан;

- газлифт;

- установка скважинного штангового насоса (УСШН);

- установка электроцентробежного насоса (УЭЦН);

- установка электровинтового насоса (УЭВН);

- струйный насос;

- другие типы насосов и сочетания вышеперечисленных способов.

г. Количество насосов и их положение в скважинной установке.

- два электроцентробежных насоса (ЭЦН);

- электроцентробежный насос и скважинный штанговый насос (ЭЦН и СШН);

- два электровинтовых насоса (ЭВН);

- электровинтовой насос и электроцентробежный насос (ЭВН и ЭЦН);

- электровинтовой насос и скважинный штанговый насос (ЭВН и СШН).

д. Количество и типы лифтов:

- однолифтовая скважинная установка;

- двухлифтовая параллельная скважинная установка;

- двухлфитовая концентрическая скважинная установка.

е. Способ регулирования и исследования:

- регулирование на устье;

- регулирование на забое.

ж. Условия эксплуатации:

- конструкционные особенности скважины (диаметр эксплуатационной колонны, кривизна скважины);

- физико-химические особенности (величина газового фактора, уровень пластовых давлений и температура, состав добываемой или закачиваемой продукции, наличие агрессивных примесей, песка, парафина, минеральных солей).

В зарубежной и отечественной научно-технической литературе имеется много различных схем и конструкций оборудования для раздельного отбора нефти. Одни из них испытаны и нашли применение на промыслах, другие не вышли из стадии испытания или проекта.

Для рациональной разработки многопластового месторождения одним из эффективных инструментов является технология одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине.

Для комплексного подхода целесообразно расширить объект исследования, а именно вместо пласта воздействовать на эксплуатационный объект через систему нагнетательных и добывающих скважин, на основе геолого-промысловой информации с предварительным прогнозированием с помощью математического эксперимента.

Геотехнологический подход к одновременно-раздельной разработке нескольких эксплуатационных объектов требует наличия достоверной информации об их геологических характеристиках и технологических режимах, которая может быть получена на основе промысловых исследований.

9. Промысловые исследования

Под неэксплуатационным объектом автор рассматривает два геотехнологических объекта, а именно:

1. Выработанные (обводнённые) эксплуатационные объекты;

2. Интервал негерметичности эксплуатационной колонны.

Для обоснованного дифференцированного воздействия на эксплуатационные объекты необходимы данные, характеризующие каждый из них, такие как: пластовое давление, коэффициенты проницаемости, гидропроводности, пъезопроводности, скин-фактор, физико-химические свойства флюида, наличие трещин и разрывных нарушений. Правильно определить данные параметры можно только при раздельном исследовании каждого из эксплуатационных объектов.

Как правило, перед приобщением нового эксплуатационного объекта проводят исследования на уже работающем объекте. Затем по суммарным характеристикам двух эксплуатационных объектов делают вывод о работе вновь приобщённого объекта [5].

Однако на практике невозможно достоверно определить степень участия того или иного объекта без проведения расходометрии.

Поэтому для качественного проведения исследования на скважинах вскрывающих несколько эксплуатационных объектов необходимы специальные технические средства, скважинные установки и соответствующие методики. Некоторые из этих вопросов рассмотрены в данной главе дипломной работы.

Автономные манометры

Автономные манометры -- это устройства, спускаемые на глубину исследования либо вместе со скважинной установкой, либо с использованием канатной техники. Недостатком таких устройств является необходимость их периодического извлечения из скважины для считывания зарегистрированных данных.

Благодаря использованию цифровых технологий появилась возможность контроля за параметрами в течение длительного времени, что позволяет судить о динамике изменения пластового давления в пьезометрических объектах, регистрировать динамику забойного давления и пульсации давления в потоке. Сверхъёмкие элементы питания и энергоэффективные цифровые измерительные и запоминающие устройства позволяют проводить исследования в автономном режиме работы до нескольких лет.

Точность цифровых глубинных манометров намного выше точности аналоговой телеметрической системы установок центробежных насосов и на порядок выше точности измерения (расчёта) забойного и пластового давления методом эхометрированния из-за неопределённости скорости звука в газовой среде и характера изменения плотности газированной жидкости в кольцевом пространстве при разных и не всегда известных значениях температуры, давления и компонентного состава газа.

В скважинных установках для одновременно-раздельной закачки и одновременно-раздельной добычи с мандрелями успешно применяются съёмные автономные глубинные мандрельные манометры, представляющие из себя укороченный вариант геофизического глубинного манометра:

В ОАО НЛП «ГЕРС» совместно с ООО НИИ «СибГеоТех» и ООО НТП «Нефтегазтехника» разработана и запатентована система измерения с автономным манометром, устанавливаемым в скважинную камеру (мандрель) с помощью канатной техники. Манометр предназначен для проведения гидродинамических исследований скважин, оборудованных глубинными насосами типа ЭЦН, установками для подъема жидкости с помощью газлифта.

Таким образом, уменьшается вероятность отказа насоса в процессе проведения исследований. Кроме того, двухзонный автономный манометр позволяет производить синхронный замер динамики изменения давления в лифте и в затрубном пространстве, что расширяет круг решаемых задач и повышает точность определения геолого-промысловых характеристик эксплуатационных объектов с учётом возможных перетоков между затрубным пространством и НКТ. Ещё одним преимуществом такого исследования является использование бригады канатной техники вместо более дорогой бригады ПРС.

Было проведено исследование сразу трёх пластов на нагнетательной скважине №5564 Приобского месторождения со скважинной установкой для одновременно-раздельной закачки. По результатам выполненных, исследований можно говорить о том, что рассмотренный способ получения КПД позволяет:

1. Ускорить процесс исследования скважины, вскрывающей несколько пластов как минимум в два раза, (в зависимости от количества пластов).

2. Сократить время простоя нагнетательного объекта.

3. Сократить затраты на проведение исследований (бригада канатной техники вместо ПРС).

4. Повысить точность исследований за счет устранения влияния на КПД внутрискважинных перетоков в начальный момент исследования.

Снятие индикаторной диаграммы скважины

Осуществляется так же, как и измерение давления при работе скважины на нестационарном режиме. Если при использовании глубинного манометра или геофизических приборов эти исследования ограничены по времени, то для автономных манометров таких ограничений нет. При использовании автономного манометра в паре с регулирующим штуцером, также посаженным в соседнюю скважинную камеру, появляется возможность определения расхода (дебита жидкости для добывающих скважин или закачки воды для нагнетательных скважин) по перепаду давления на штуцере заданного диаметра.

Перечисленные выше технологии позволяют проводить исследование работы «скважины -- пласта», и именно для этих целей создавался автономный манометр. Но кроме исследования работы, скважины и пласта автономный манометр хорошо справляется, с контролем состояния скважины и некоторых технологических процессов.

Проверка герметичности посадки пакера

В герметичности затрубного пространства при использовании пакера можно убедиться путём создания избыточного давления в нём и регистрируя изменение давления автономным манометром в мандрели, расположенной под пакером. Если давление не растёт, то пакер посажен герметично.

В остальных случаях убедиться в герметичности посадки пакера можно, если над и под пакером имеются мандрели с автономными манометрами. Если после посадки пакера динамика замеренных давлений над и под пакером коррелируется, то пакер посажен негерметично.

В ходе проведённого испытания глубинных манометров и исследования перепадов давлений при монтаже скважинной установки для одновременно-раздельной закачки на скважине № 8484 Приобского месторождения была подтверждена герметичность одного из пакеров скважинной установки. При опрессовке механического пакера через затрубное пространство отсутствовал отклик на втором глубинном манометре в затрубном пространстве под пакером, что свидетельствует о герметичности пакера и отсутствии заколонных перетоков на уровне исследуемых пластов.

Определение заколонных перетоков

Основной проблемой при промышленном использовании компоновок для ОРЗ и для ОРД являются заколонные межпластовые перетоки. Обычно заколонные перетоки выявляются с помощью снятия температурного профиля. Но в случае, если переток возникает при создании репрессии или депрессии на пласт, простая термометрия не сможет его определить. В этом случае следует выявлять заколонные перетоки с помощью секции с двумя скважинными камерами над и под пакером. В скважинные камеры устанавливаются глубинные автономные манометры. Пакер устанавливается в область разобщения пластов. В затрубном пространстве над пакером или под пакером создаётся репрессия (активный эксперимент). В случае если значение давления растёт на обоих манометрах вслед за создаваемой репрессией, заколонный переток есть.

При наблюдении за пьезометрическими системами (пассивный эксперимент) также можно определить наличие или отсутствие гидродинамической связи между ЭО. Например, по динамике давления в призабойных зонах ЭО 1 и Э0 2 можно с большой вероятностью сказать о наличии гидродинамической связи между этими объектами (либо через негерметично посаженный пакер, либо через заколонное пространство).

Более надёжное определение перетоков и герметичности посадки пакера можно осуществлять с помощью двухпакерной секции. При обычной посадке пакера герметичность его установки определяют опрессовкой затрубного пространства над ним и опрессовкой затрубного пространства под ним через НКТ.

При негерметичной ЭК и высокой приёмистости пласта по темпу падения давления невозможно судить о герметичности посадки пакера. В этих случаях рекомендуют использовать двухпакерную секцию. Производится опрессовка пространства между пакерами через НКТ. Успешная опрессовка подтверждает герметичность пакерной секции и НКТ с компоновкой. Данная технология успешно применяется в скважинных установках для изоляции объектов.

Трассерные (индикаторные) методы исследования эксплуатационных объектов многопластового месторождения

Для эксплуатационных объектов, состоящих из коллекторов смешанного строения, таких как трещинно-поровые, осложнённых тектоническими дизъюнктивными нарушениями, необходим особый подход в разработке, учитывающий структурные особенности коллектора.

Информация о положении разломов, трещин, разрывов коллектора позволяет эффективнее разрабатывать месторождения нефти и газа путём обоснованного проектирования сетки добывающих и нагнетательных скважин, или адаптивного размещения скважин под конкретные геологические условия.

Индикаторный метод контроля за разработкой нефтяных месторождений позволяет решать следующие задачи:

- наличие гидродинамически связанных каналов с аномально низким фильтрационным сопротивлением;

- определение направления каналов в продуктивном объёме пласта;

- объём каналов с низким фильтрационным сопротивлением, развиваемый одной нагнетательной скважиной;

- фазовые проницаемости каналов с низким фильтрационным сопротивлением;

- скорость фильтрации закачиваемой воды, меченной индикаторами;

- количество каналов с низким фильтрационным сопротивлением, характеризующие появление в добывающих скважинах во времени нескольких пиков (экстремумов) подъёма концентрации индикатора;

- раскрытость каналов с низким фильтрационным сопротивлением;

- количественное влияние давления нагнетания (перепада давления) на раскрытость высокопроницаемых каналов и коэффициента охвата;

- наличие или отсутствие фильтрации из каналов с низким фильтрационным сопротивлением в матрицу коллектора;

- непроизводительную фильтрацию закачиваемой воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением, не совершающей работу по вытеснению нефти [6].

Наличие каналов с низким фильтрационным сопротивлением довольно существенно влияет на процесс разработки в сторону снижения коэффициентов охвата и нефтевытеснния.

Одновременное использование нескольких, отличающихся друг от друга индикаторов позволяет не только значительно сократить время на проведение исследований, но также увеличить возможности метода контроля и расширить круг решаемых задач:

- определить нагнетательные скважины -- источники, основного обводнения добывающих скважин;

- определять зоны влияния различных нагнетательных скважин;

- изучить динамику вытеснения нефти водой, определять эффективность процесса вытеснения;

- осуществлять контроль за эффективностью применения методов повышения нефтеотдачи пластов и др.

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что закачивают в нагнетательную скважину при заданном устьевом давлении вместе с вытесняющим агентом трассирующий агент требуемой концентрации и регистрируют его концентрации в добывающих скважинах. При этом:

...