24828 (686634), страница 5
Текст из файла (страница 5)
По состоянию на 01.01.03 из Турнейских залежей Мишкинского месторождения отобрано 6500 тыс.т нефти, что составляет 37,5 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).Добыча нефти за 2002г. составила 386 тыс.т , жидкости 1535 тыс.т, обводненность продукции 78,8 %.
Основные показатели разработки залежи ниже проектных. Это различие в первую очередь связано с меньшей, чем предполагалось ранее, продуктивностью залежи. Так дебит нефти по новым скважинам ниже более чем в 2 раза ниже проектных значений.
Разбуривание месторождения производится более низкими темпами, чем предусмотрено проектными документами.
Технологической схемой предусматривалась разработка залежей с поддержанием пластового давления. В процессе эксплуатации выявилась недостаточная эффективность стационарного заводнения, в связи, с чем проводят работы по циклическому воздействию, что способствует обводненности продукции.
Разработка турнейской залежи черепетского горизонта Мишкинского месторождения ведется на режиме истощения с 1973г., опытные работы по оценке различных технологий воздействия - с 1985г. В табл. 10 приведены текущие результаты разработки опытных участков залежи по применению ТПВ (скв. 1413, 1415, 1417) и соседних участков, выбранных в районе скв. 1413: скв. 1411 - ХПВ и скв.1417 - заводнение или водное воздействие (ВВ). Сетка скважин опытных участков для ускоренного получения результатов выработки по сравниваемым технологиям дополнительно уплотнена еще шестью добывающими скважинами на каждый участок. При этом плотность сетки скважин уменьшилась до 5,3 га/скв. Для сопоставления в этой же таблице приведены данные выработки по всему объекту и по равнозначному опытному участку скв. 1408, где, как и на всей остальной площади залежи (кроме опытных участков), разработка ведется на естественном режиме истощения (ЕР). Как видно из данных этой таблицы, почти за 20-летнюю историю разработки коэффициент выработки в целом по залежи не превысил 0,08 от начальных балансовых запасов (НБЗ). Это свидетельствует о весьма низких темпах и общей неэффективности и нерациональности выработки запасов.
На опытных участках, где ведется воздействие, результаты значительно выше. Однако они существенно различны и для разных технологий. Наиболее высокими показателями выработки характеризуется участок термополимерного воздействия (ТПВ-1). При высоком (но не предельном) значении обводненности продукции скважин (85,5%) достигнутый коэффициент нефтеотдачи превысил запроектированное конечное его значение и составляет на начало 1995г. — 0,409. Несколько ниже показатели выработки по участку испытания холодного полимерного воздействия (0,337), и еще более низки показатели по участку заводнения необработанной водой (0,24). На рис. 1 приведена динамика нефтеотдачи по сравниваемым опытным участкам. Столь ощутимое различие в достигнутых результатах разных технологий воздействия находит объективное подтверждение в улучшении коэффициента охвата по участкам ПВ. Приведенные данные без всяких оговорок свидетельствуют о необходимости расширения объемов работ по технологии ТПВ и на другие участки этого пласта Мишкинского месторождения.
Возможность улучшения показателей выработки при переходе к технологии ТПВ после продолжительного периода разработки на истощение подтверждают результаты по участку скв. 1415. После перевода на технологию ТПВ (в 1987г.) дополнительная добыча по участку в 1994г. по сравнению с заводнением составила 1,78 тыс. т или 0,2 пункта повышения нефтеотдачи.
В конце 1994г. после анализа состояния разработки было принято решение о переводе на технологию ТПВ и участка скв. 1417, разрабатывающегося до этого при водном воздействии (ВВ). Переход к более эффективной технологии
Рис. 1. Изменение во времени коэффициента нефтеотдачи на опытном участке IV объекта Мишкинского месторождения:
1 - участок ТПВ-1 (скв. 1413), 2 - участок ХПВ (скв. 1411), 3 - участок ВВ (скв. 1417), 4 -участок ТПВ-2 (скв. 1416), 5 - объект IV в целом, 6 - естественньв1 режим - ЕР (скв. 1424).
пока успел проявиться лишь в некотором снижении темпов обводнения по части скважин участка.
Анализ эффективности реализуемой системы разработки.
Результаты длительного промышленного внедрения технологии воздействия на залежь Мишкинского месторождения холодным полимерным раствором, горячим полимерным раствором и холодной необработанной водой показаны в табл.11. Приведенные в ней промысловые данные показывают высокую эффективность применения термополимерного метода. Текущая нефтеотдача на участке ТПВ превысила утвержденную ГКЗ СССР (39%) и составляет 40,9% от начальных балансовых запасов и 104,3% от начальных извлекаемых запасов. Фактические результаты разработки залежи показывают, что принятый ГКЗ коэффициент нефтеотдачи 39%. (при заводнении) оказался явно завышенным. Экспериментальные и расчетные исследования, выполненные во ВНИИнефть с использованием современных методик, показали, что для таких физико-геологических условий, как в черепетском горизонте Мишкинского месторождения, конечный коэффициент нефтеотдачи при использовании заводнения не превысит 25% от балансовых запасов (при реальной прокачке через пласт 1,5—2 поровых объемов пласта). Практика 18-летней разработки этого месторождения подтверждает эти выводы. За эти годы при достижении 80,8% обводненности продукции на участке (ВВ) скв. 1417 текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 21,9%. Накопленная добыча нефти на участке ТПВ составила 511,2 тыс. т, что превышает расчетную на 19,7 тыс. т. Эта нефть считается дополнительно добытой, т. к. она составляет прибавку к оценкам базового варианта при проектировании. Участок продолжает разрабатываться, средняя обводненность продукции составляет 85,5%. Среднесуточный дебит добывающих скважин равен 1,4 т/сут. При дальнейшей реализации запроектированной технологии ТПВ на этом участке конечный коэффициент нефтеотдачи будет значительно выше. Можно сделать вывод, что технология ТПВ оказалась очень эффективной. Примера таких высоких результатов в карбонатных, крайне неоднородных, коллекторах нет в мировой практике нефтедобычи.
Следует также обратить внимание на стабилизацию (1991—1994) величины обводненности продукции в скважинах участка, что говорит о хорошем вытесняющем процессе рабочим агентом «остаточной» нефти. На начало 1995г. на участке закачано 336,4 тыс. м3 горячего полимерного раствора, что составляет около 20% порового объема участка пласта. Такая величина оторочки горячего раствора ПАА была заложена теоретическими и экспериментальными исследованиями авторами метода. Поэтому в 1995г. на этом участке начинается закачка подогретой до 85— 90°С воды, с расходом 50—75 м3/сут.
Технология применения и оценка эффективности термополимерного воздействия пласт.
Разработка месторождений с нефтями повышенной и высокой вязкости методом традиционного заводнения, особенно в трещиноватых коллекторах, как правило, приводит к низким коэффициентам нефтеизвлечения (0,25-0,29). Теоретическое и экспериментальное изучение механизма вытеснения нефти водой по ВНИИ и ИГиРГИ показало, что низкие текущие и конечные коэффициенты нефтеизвлечения при заводнении залежей нефти повышенной и высокой вязкости связаны, прежде всего, с неустойчивым продвижением водонефтяных фронтов. С самого начала заводнения развивается явление вязкостной неустойчивости — вода в виде языков различной формы и размеров проникает в нефтяную часть пласта, оставляя за фронтом невытесненные целики нефти. Устойчивое, более равномерное продвижение водонефтяного контакта (ВНК) можно достичь за счет снижения отношения вязкости нефти и закачиваемого агента. Достигается это путем увеличения вязкости закачиваемой воды, загущением ее полимерными добавками. Известно, что использование полимерных растворов для увеличения нефтеизвлечения из пластов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, дает хорошие результаты, если коллектор является терригенным и в карбонатных коллекторах при небольшой их трещиноватости.
Однако значительные запасы нефти повышенной и высокой вязкости содержатся в карбонатных коллекторах, обладающих повышенной кавернозностью и сильно развитой трещиноватостью. Применительно к Удмуртии подобного типа залежью является черепетский горизонт турнейского яруса Мишкинского месторождения. Залежь нефти приурочена к пластам с трещинно-поровыми карбонатными коллекторами, содержащими нефть высокой вязкости 78 МПа-с в пластовых условиях. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8м. Общая толщина залежи нефти в турнейском ярусе составляет 36м. Проницаемость коллектора — 0,213 мкм2, пористость — 16,4%, начальная нефтенасыщенность — 88,0%. Нефть тяжелая, высоковязкая, содержание парафина в нефти — 6%, смол и асфальтенов — 20,5-25%. Давление насыщения нефти — 9,5 МПа, газовый фактор — 7 м3/т. В пластовых условиях средняя плотность нефти равна 0,91 г/см3. Начальные геологические запасы — 43,6 млн. т. Коэффициент нефтеотдачи, утвержденный ГКЗ, равен 0,39. Глубина залегания пласта — 1500м.
На основе анализа разработки Мишкинского нефтяного месторождения и научных исследований был создан и внедрен принципиально новый высокоэффективный комбинированный метод термополимерного воздействия (ТПВ) на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-поровым коллектором. Промышленное внедрение этого метода проводится с 1976г. по настоящее время на черепетском горизонте Мишкинского нефтяного месторождения Удмуртии.
Механизм нефтеизвлечения при использовании метода ТПВ представляется следующим образом: нагретый до 90°С водный раствор полиакриламида, имея вязкость 1,5-2 МПа-с, при закачке в пласт поступает прежде всего в естественно существующую в карбонатном коллекторе систему трещин и далее проникает в глубь пласта. Таким образом, часть залежи оказывается охваченной воздействием горячего агента, что приводит к снижению вязкости нефти, содержащейся в блоках (матрице) трещиновато-порового коллектора. По мере продвижения горячего раствора ПАА по трещинам происходит его остывание. Эффективная вязкость его при этом существенно увеличивается (до 10—15 МПа-с). Одновременно с увеличением вязкости возрастают и общие гидравлические сопротивления пласта. В связи с этим увеличивается доля раствора, поступающего из трещин в матрицу, т. е. основная емкостная часть пласта оказывается охваченной воздействием закачиваемого агента. Снижение вязкости нефти за счет нагрева пласта и наличие ПАА в растворе приводит к улучшению смачиваемости пористой среды, что активизирует процесс капиллярной пропитки матрицы. Если система трещин, в пласте достаточно разветвленная, то эффективность от закачиваемого горячего раствора ПАА будет выше в сравнении с воздействием горячей воды, которая, в основном, вытесняет нефть по макротрещинам. Преимущество метода ТПВ заключается в ограничении общего количества рабочего агента, которое необходимо нагревать, так как для создания необходимого «теплового охвата» не потребуется таких больших количеств закачиваемого теплоносителя, как в случае нагнетания простой горячей воды.
На рис. 2 представлены зависимости изменения вязкости нефтей Мишкинского меторождения.
Как видно, повышение температуры до 60 °С позволяет почти на порядок снизить их вязкостную характеристику.
На рис. 3 представлены зависимости изменения вязкости водных растворов полимера (ПАА) от температуры и концентрации ПАА в растворе. Сопоставление этих зависимостей позволяет определить значения температуры нефти и раствора полиакриламида (ПАА), при которых соотношение вязкостей нефти и воды µ0 не будет превышать критического значения μ0=10—15. При больших значениях µ0 режим вытеснения даже для однородных сред теряет устойчивость и характеризуется образованием языков вытесняющего агента — вязкостной неустойчивостью.
На рис. 4 для иллюстрации представлены зависимости, полученные для различных технологий воздействия. Эффективность ТПВ (кривая 3) в сравнении с холодным полимерным воздействием (кривая 2) и, тем более, обычным заводнением (кривая 1) очевидна. Эффективно применение ТПВ и после предварительно проведенного заводнения (кривая 4).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
