Обобщение опыта разработки нефтяных месторождений

1.

ФИЛИАЛ в г. ОКТЯБРЬСКОМ
Кафедра «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений»
ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Лектор:
Кандидат технических наук
доцент кафедры РРНГМ
Э.М. Альмухаметова
2024
Уфимский государственный нефтяной технический университет, филиал в
г.Октябрьском

2. Методы увеличения нефтеизвлечения пластов

Повышение газонефтеизвлечения пластов является
основным направлением интенсификации добычи нефти и
газа.
Уровень
нефтеизвлечения
количественно
характеризуется отношением массы добытой нефти к ее
запасам
S нач S кон
,
S нач
где Sнач, Sкон-соответственно начальная и конечная
нефтенасыщенность пласта, зависящая от геологофизических условий разработки залежи (месторождений).

3.

Влияние этих условий оценивается через коэффициенты охвата,
вытеснения и контактирования, которые являются сомножителями в
формуле
охв * выт * кон
Коэффициент охвата - отношение охваченной воздействием
нагнетаемого агента части пласта ко всему объему пласта, зависящее в
основном от относительной подвижности вытесняющей и вытесняемой
сред.
Коэффициент вытеснения – отношение вытесняемого объема
нефти ко всему количеству нефти в зоне воздействия рабочего агента.
Величина коэффициента зависит от физико-химических свойств горной
породы, насыщающих ее флюидов и вытесняющей среды.
Коэффициент контактирования (сетки) – зависит от наличия
или отсутствия физической или гидродинамической связи между
отдельными участками (блоками) продуктивного горизонта. При помощи
химических реагентов можно повысить значения
коэффициентов
вытеснения и охвата. Коэффициент контактирования можно увеличить
уплотнением сетки скважин.

4.

Все современные методы воздействия на пласт с целью
увеличения нефтеизвлечения можно разделить на следующие
группы:
- Рациональное размещение нефтяных и нагнетательных
скважин;
- Гидродинамической воздействие закачкой значительных масс
воды для поддержания или увеличения начального пластового
давления;
- Тепловое воздействие на систему пласт-насыщающие
жидкости;
- Физико-химические методы, основанные на использовании
химических реагентов, типа ПАВ, полимеров, кислот и др.;
- Газовые методы, основанные на использовании азота,
диоксида углерода, дымовых газов, природного газа и др.
веществ;
- Комбинированные методы, сочетающие одновременно
различные принципы воздействия.

5. Поддержание пластового давления

• Гидродинамическое воздействие на пласт закачкой
большей массы воды для поддержания пластового
давления (ППД) является основным методом увеличения
нефтеотдачи.
Наибольшее распространение получили следующие виды
заводнения:
- законтурное;
- приконтурное;
- внутриконтурное.

6.

При законтурном заводнении закачка воды ведется в
нагнетательные скважины, размещенные за внешним контуром
нефтеносности. Метод эффективен при разработке относительно
небольших месторождениях.
Приконтурное заводнение также используется на небольших
месторождениях, но в условиях, когда существенно снижена
проницаемость пласта в законтурной области и связь с
нефтенасыщенной частью затруднена.
Внутриконтурное заводнение предназначено для освоения
крупных месторождений и имеет несколько разновидностей.

7. Внутриконтурное заводнение

-
-
-
Метод «разрезания» залежи нефти нагнетательными рядами
скважин на отдельные площади или блоки для относительно
самостоятельной разработки;
Избирательное заводнение, когда нагнетательные скважины
выбираются из числа пробуренных по основной сетке скважин и по
результатам
предварительных
геолого-гидродинамических
исследований;
Площадное заводнение, при котором нагнетательные скважины
размещаются равномерно по площади;
Очаговое заводнение, при котором нагнетательные скважины
располагают в зонах недостаточного охвата основной системой
заводнения.

8. Технологии нестационарного воздействия

Низкопроницаемый, малопористый
Высокопроницаемый, высокопористый
а
б
К объяснению физической сути технологии нестационарного воздействия.
а - полуцикл повышения давления, б - полуцикл снижения давления.
Метод нестационарного заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия
на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное
распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и
газа. При этом в нефтяных пластах возникают условия для непрерывного проявления упругих
сил пластовой системы. В неоднородных пластах между участками с неодинаковыми
свойствами возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут
происходить перетоки жидкостей из одних зон в другие.

9. Критерии эффективного применения технологий нестационарного заводнения

для соотношения средних уровней закачки:
для времени начала нестационарного воздействия с
момента начала заводнения: 10лет>t*>0;
для толщинной проницаемостной неоднородности:
> 0,5 (проницаемостная неоднородность пласта
определяется как = (К1-1) (1- К 2), где К1 и К2 - безразмерные
значения проницаемости высоко - и низкопроницаемого слоя
(средняя величина проницаемости слоя относительно
средней проницаемости всего пласта));
для начальной нефтенасыщенности: 55% нач<75%;
для средней проницаемости пласта:
0,05 мкм2 <Кср < 0,6 мкм2..

10.

Возможные варианты технологии нестационарного
заводнения:
применение
НЗ
с
изменением
направления
фильтрационного потока;
- комплексная технология теплового нестационарного
заводнения;
- технология НЗ с периодической работой добывающих
скважин;
- технология теплового НЗ с периодической работой
добывающих скважин.

11. Требования к качеству рабочих агентов, закачиваемых в нагнетательные скважины

-
-
рабочие агенты, закачиваемые в продуктивные коллектора, должны иметь
качество, обеспечивающее наиболее полное вытеснение нефти, длительную и
устойчивую приемистость нагнетательных скважин при оптимальном давлении
нагнетании;
основными параметрами, определяющими качество рабочих агентов, являются –
химический состав, содержащие КВЧ и нефтепродукты;
Не должны оказывать вредное воздействие на пластовые флюиды и изменять в
худшую сторону качество извлекаемой и остающейся в пласте нефти, газа и воды
(окисление, сульфирование и т.д.);
Не должны формировать осадки, приводящие к кольматации пор и каналов
пласта;
Не должны приводить к выделению коррозионно-активных газов;
Не должны необратимо кольматировать своей массой каналы низкой и
повышенной проницаемости, блокировать, в связи с этим, возможность
последующего применения различных методов увеличения нефтеотдачи пластов;
Не должны приводить к неконтролируемому разрушению скелета пласта;
Не должны оказывать вредное воздействие на обслуживающий персонал,
оборудование, ОС.

12. Эксплуатация нагнетательных скважин. Общие положения:

Эксплуатация
нагнетательных
скважин
осуществляется
закачиванием рабочего агента централизованно (КНС), либо с помощью
индивидуальной насосной установки.
Оборудование для эксплуатации нагнетательных скважин
должно обеспечивать:
- Закачивание заданного объема рабочего агента в пласт при
соответствующем давлении нагнетании ( в соответствии с проектными
показателями и результатами исследования скважин);
- -высокие значения коэффициентов эксплуатации и МРП работы
скважин;
- - надежную и безаварийную работу скважины.

13.

• Коэффициент эксплуатации – отношение отработанного скважиной
времени, например за год, к календарного периоду.
• МРП – среднее время между двумя ремонтами за выбранный период
или отношение общего отработанного времени за год к количеству
ремонтов за этот же срок.

14. Технология закачки воды в пласт

Система закачки воды в пласт включает в
себя следующие элементы:
- источник;
- Низконапорная насосная станция;
- Установка подготовки воды;
- Магистральный трубопровод;
- Высоконапорная кустовая станция;
- Разводящий водовод;
- Нагнетательная скважина;
- Призабойная зона пласта.

15.

Источниками воды являются:
поверхностные водоемы – реки, озера, моря,
искусственные водохранилища;
водоносные пласты, расположенные выше
или ниже продуктивного горизонта;
попутно-добываемые воды;
сточные воды промысловых установок.
Часто используют одновременно несколько источников одного
или несколько типов. В процессе разработки источники воды меняются. В
начальной стадии основной объем воды от поверхностных источников,
на поздних стадиях увеличивается доля пластовой и сточных вод.

16.

Низконапорные станции бывают станциями первого и второго
водоподъема.
Установки подготовки воды могут иметь различные схемы в зависимости от
типа источника.
Установки подготовки поверхностных вод оснащены блоком химической
очистки – осветлителями песчано-гравийным фильтром. Для осветления используют
коагуляторы типа сернокислого алюминия или железного купороса.
Подготовка пластовой воды может осуществляться на пилотных
аппаратах(установках предварительного сброса), либо на комплексах по подготовке
нефти и газа.
КНС- для закачки очищенной воды в продуктивные пласты. Число КНС, их
расположение на месторождении, а также мощность устанавливаемых в них
агрегатов, определяется на основе проекта разработки месторождения и техникоэкономических расчетов. Во избежание больших гидравлических потерь в водоводах
при закачке воды в пласт, а также уменьшения возможности попадания в ПЗП
взвешенных механических примесей в виде продуктов коррозии КНС размещают
вблизи нагнетательных скважин.
В зависимости от числа скважин, на этих станциях устанавливаются от 2-8
центробежных насосов с давлением 4-20 МПа (1 или 2 резервных). Каждая КНС
обслуживает 15-20 скважин.

17. Факторы, влияющие на эффективность системы ППД и приемистость скважин

1. Факторы, определяемые особенностями конструкции скважин:
- Степень совершенства скважин;
- Наличие разделяемых пластов пакеров;
2. Факторы, определяющие свойства пласта: пористость, ее виды; размеры
каналов в местах сужения; характер распределения пор по размерам;
удельная поверхность и размеры частиц, слагающих породу;
трещиноватость; степень коммуникативности пор по горизонтали и
вертикали;
наличие связанной воды; наличие остаточной нефти и
соотношение фазовых проницаемостей; гидродинамическая связь между
блоками; изменение коллекторских свойств под влиянием давления;
естественная
деградация
(разрушение)
пласта;
наличие
глин;
гидрофильность пород; площадь фильтрации;
3. Качество закачиваемой жидкости: температура, плотность, вязкость,
наличие ПАВ, свойства флюидов; содержание КВЧ и их состав; содержание
капельной нефти в воде; содержание в закачиваемых флюидах агрессивных
компонентов; содержание продуктов коррозии; наличие бактерий;

18. Факторы, влияющие на эффективность системы ППД и приемистость скважин

4. Факторы совместимости: возможность выпадения осадков при нарушении
гидродинамических характеристик потока или химического равновесия смешиваемых
флюидов;
5. Факторы, влияющие на фильтрацию, связанные с кольматационными процессами:
разбухание глин; развитие бактерий; температура пласта;
6. Режимные факторы: степень согласованности отбора и закачивания; технология
закачки воды в пласты различной проницаемости через один забой; скорость
закачивания; режим нагнетания(постоянный или циклический); давление нагнетания;
ремонтные работы, связанные с ОПЗ и др.;
7.Внешние ремонтные работы: ремонтные работы на водоводах; ремонтные работы
на скважинах; промывка водоводов; очистка трубопроводов от отложений;
8. Степень защищенности системы ППД от сброса в нее загрязненной воды со
стороны объектов бурения, добычи нефти, подготовки нефти, КРС, ПРС и т.д.;
9. Несогласованность и отсутствие оценки взаимного влияния технологий бурения,
увеличения нефтеотдачи, добычи нефти, сбора и транспорта продукции скважин,
подготовки нефти, очистки закачиваемых вод, всех видов ремонтных работ на
промыслах с режимами закачивания и характеристиками пластов.

19. Основы эксплуатации водозаборных скважин в системе ППД

Эксплуатация водозаборных скважин целесообразна на тех
нефтяных и газовых месторождениях, где существуют проблема
нехватки воды при бурении скважин, для закачивания в
нагнетательные скважины системы ППД, где отсутствует установки
сбора и подготовки нефти и предварительного сброса пластовой
воды (УПН, УПС, ДНС),
а строительство водоводов для
подачи сточной воды экономически не оправдано.
Одним из рабочих агентов, закачиваемых в пласт является
пластовая вода водоносного горизонта (ПВВГ), добываемая с
помощью водозаборных скважин. При выборе объекта
эксплуатации (при возможности выбора) водозаборными
скважинами предпочтение отдается пластовым водам водоносных
горизонтов, наиболее близким по своим физическим и
химическим свойствам с пластовой водой продуктивного пласта.

20.

Водозаборная скважина –это специальная скважина,
предназначенная для добычи воды из водоносных
горизонтов, пластов в целях технического, хозяйственного и
др. водоснабжения.
В процессе подъема ПВВГ на дневную поверхность и
транспорта к нагнетательным скважинам происходит
изменение термобарических условий, что может привести к
выпадению неорганических солей различных составов.
Механические примеси, присутствующие в ПВВГ,
могут иметь различное происхождение. Часть их может
выноситься из водоносных горизонтов вместе с добываемой
водой, а часть может образовываться в результате
нарушения солевого равновесия, коррозии металлов,
окисления и др.
В ПВВГ могут присутствовать следы нефти.

21. Требования к качеству пластовых вод, добываемых из водозаборных скважин

1 ПВВГ, добываемые из водозаборных скважин для закачки в
продуктивные горизонты, должны иметь такое качество, чтобы
обеспечить наиболее полное вытеснение нефти, длительную и
устойчивую приемистость нагнетательных скважин при
оптимальном давлении закачивании воды;
2 При выборе объекта отбора ПВВГ должна учитываться
совместимость воды, добываемой из водозаборных скважин и
пластовой воды продуктивного пласта. В ПВВГ могут также
содержаться различные механические примеси, нефть,
сероводород, растворенный кислород и др. компоненты,
вызывающие осложнения при осуществления ППД;
3 При коррозионной активности (свыше 0,1 мм/год)
необходимо
предусмотреть
мероприятия
по
антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования;

22.

7 Допустимое содержание механических примесей в ПВВГ,
добываемой из водозаборных скважин для закачивания в
Проницаемость пласт сКоэффициент
Допустимое
продуктивный
целью ППД:
пористой среды,
мкм2
относительной
трещиноватости
коллектора
содержание в воде
механических
примесей, мг/л
До 0,1 вкл
Свыше 0,1
-
До 3
До 5
До 0,35
Свыше 0,35
От 6,5 – 2 вкл
Менее 2
До 15
До 30
До 0,6
Свыше 0,6
От 3,5-3,6 вкл
Менее 3,6
До 40
До 50

23.

Контроль за качеством пластовой воды, добываемой из
водозаборных скважин и периодичность отбора проб
1 Контроль за качеством ПВВГ осуществляется путем отбора проб на устье
водозаборных скважин и их анализа в химической лаборатории;
2 Периодичность контроля качества ПВВГ (содержание нефти, механических
примесей и кислорода) устанавливается по согласованию технологической и
геологической службами предприятия, в зависимости от свойств и характеристики
продуктивных коллекторов, но не реже 1 раза в три месяца;
3 Одновременно отбирают 2 пробы ПВВГ ( 0,5 л для определения содержания нефти;
0,5 л для определения содержания механических примесей). Пробы ПВВГ отбирают
путем многократной смены заполняемого объема бутылки под пробу для исключения
контакта с кислородом. Бутылки с пробами должны иметь этикетки со следующей
информацией: дата, время, место отбора пробы, фамилия оператора, отбиравшего
пробу. Бутылки с пробами следует хранить в темном месте при температуре не выше
20 С. Время между отбором проб и их анализом в химической лаборатории не
должно превышать 48 часов.
Определение концентрации кислорода в добываемой пластовой воде
водозаборной скважины производиться при отборе пробы на устье скважины с
использованием специального индикатора (компоратора) кислорода;
4 При несоответствии качества ПВВГ, необходимо подготавливать добываемую воду
перед закачкой в нагнетательные скважины.

24. Контроль за качеством пластовой воды, добываемой из водозаборных скважин и периодичность отбора проб

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ ПО ВЯЗКОСТИ
Вязкость нефти в пластовых условиях,
мПа*с.
Типы нефти:
до 5,0 - незначительной вязкости;
от 5,1 до 10,0 – маловязкая;
от 10,1 до 30,0 - повышенной вязкости;
от 30,1 до 200,0 - высоковязкая;
более 200,0 – сверхвязкая.

25. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ ПО ВЯЗКОСТИ

ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
В настоящее время залежи высоковязкой нефти (ВВН)
привлекают повышенное внимание нефтедобывающих компаний. Это
связано как с повсеместным распространением таких залежей, так и с
хорошими перспективами наращивания добычи нефти за счет ввода в
разработку месторождений «тяжелой» нефти. По разным оценкам
запасы ВВН и битумов в мире составляют нескольких сотен млрд. т (до 1
трлн. т.). В России запасы битумов и ВВН оцениваются в десятки млрд. т.
Интерес к ВВН связан также и с исчерпанием запасов
традиционной «легкой» нефти. При этом подходы и методы разработки,
применяемые для выработки запасов «легкой» нефти, не подходят для
залежей ВВН. Созданные для разработки залежей битумов и
высоковязкой нефти технологии являются высокозатратными. С другой
стороны, высоковязкая нефть относится к низкосортной нефти и цена на
нее ниже, чем у маловязкой нефти. Эти два фактора приводят к ситуации,
когда, несмотря на значительные геологические запасы, залежи ВВН
разрабатываются по остаточному принципу.

26. ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

По существующей классификации плотность
тяжелой нефти изменяется в интервале 920–1000 кг/м3, а
ее вязкость - от 10 до 100 мПа•с. Природные битумы
имеют плотностью более 1000 кг/м3 и вязкость выше
10000 мПа•с. Между этими двумя категориями
расположены сверхтяжелые ВВН с вязкостью от 100 до
10000 мПа•с и плотность около 1000 кг/м3 [119].
Основная проблема в разработке залежей ВВН –
низкая рентабельность. Малая подвижность высоковязкой
нефти обуславливает низкие дебиты добывающих
скважин, а также малый охват воздействием. Это
приводит
к
низким
значениям
коэффициент
нефтеизвлечения (КИН) при эксплуатации залежи на
естественном режиме или при заводнении.

27.

С широким внедрением технологий
горизонтального бурения проблема низких
дебитов нефти может быть решена. Однако,
для
повышения охвата
воздействием
необходимо
применение
специальных
технологий, таких как тепловое воздействие,
смешивающееся вытеснение и др. Опыт
внедрения таких технологий показал их
ограниченность и высокую стоимость.

28.

В настоящее время сложилась тенденция комбинирования различных
технологий и создания комплексов технологий, которые на разных этапах
разработки залежей позволяют поддерживать уровни добычи высоковязкой
нефти.
На
рисунке
1.1
приведена
схематическая
классификация
применяемых в разработке залежей ВВН технологий.
Технологии разработки
залежей высоковязкой
нефти и природных
битумов
Первичные
«Холодные»
методы
добычи,
CHOPS
Тепловые
Паровое
воздействие:
ПТОС,
заводнение,
SAGD
Внутрипласт
овое горение:
TDC, THAI
Нетепловые
Заводнение,
газовое
воздействие,
химическое
воздействие,
VAPEX
Комбинированные технологии
Последовательное применение технологий

29.

Применяемые в разработке залежей ВВН
технологии можно разбить на три большие группы:
1 - «холодные» способы разработки; 2 – тепловое
воздействие, 3 – нетепловые технологии (включают
различные методы вытеснения нефти).

30.

Вторая и третья группы технологий разработки залежей
ВВН основаны на следующих соображениях. Основная сложность
выработки запасов ВВН – это высокая вязкость нефти. Обычно,
соотношение вязкостей вытесняемого (нефть) и вытесняющего
(например, вода) агентов для залежей ВВН составляет сотни
единиц. В таких условиях заводнение, как метод разработки,
теряет свою эффективность. Для повышения эффективности
разработки необходимо либо снизить вязкость нефти, либо
повысить вязкость вытесняющего агента, либо воздействовать в
обоих этих направлениях одновременно. Тепловые методы, а
также
технологии
смешивающегося
или
частично
смешивающегося вытеснения, направлены на снижение вязкости
нефти. Технологии, повышающие вязкость вытесняющего агента –
это
полимерное
заводнение,
химическое
воздействие,
водогазовое (пенное) воздействие, эмульсионное, щелочное
заводнение и др. К комплексным технологиям относятся
технологии, сочетающие ряд наиболее эффективных методов
воздействия – паропенное, термополимерное, термощелочное,
конденсатополимерное воздействия и другие.

31.

Обзор технологий разработки месторождений
высоковязкой нефти
Карьерный и шахтный способы применяются
для разработки залежей природных битумов. При
карьерном методе разработки насыщенная битумом
порода извлекается открытым способом. Область
применения данного метода ограничена глубиной
залегания пластов до 50 метров. Для данного способа
разработки характерны не значительные капитальные
и эксплуатационные расходы, но на переработку
извлеченной породы и отделение битумов требуется
значительные затраты. КИН данной технологии
высокий и составляет 0.65-0.85 д.ед. Для выемки
породы
применяют
землеройные
машиныэкскаваторы, скреперы, бульдозеры и т.п.

32. Обзор технологий разработки месторождений высоковязкой нефти

При шахтном методе разработке возможно
применение двух модификаций:
1.
очистная шахтная – предусматривает подъем
насыщенной нефтью (битумом) породы на поверхность.
Метод применим до глубин 200 м, имеет высокий КИН
(0.450 д.ед.), однако может обладать низкой
рентабельностью из-за большого объема проходки по
пустым породам.
2.
шахтно-скважинная – предусматривает проводки
горных выработок в надпластовых породах и бурением из
них кустов вертикальных и наклонных скважин на
продуктивный пласт для сбора нефти в горных
выработках. Метод применим до глубин 400 м, имеет
более низкий КИН. Для повышения эффективности, метод
комплексируют паротепловым воздействием на пласт, что
позволяет увеличить КИН (до 0.500 д.ед.).

33.

«Холодные» методы извлечения ВВН. К данным
методам добычи тяжелой высоковязкой нефти относится
метод CHOPS. Метод CHOPS предполагает извлечение нефти
вместе
с
песком
в
результате
разрушения
слабосцементированного коллектора (рисунок ).

34.

Для
данного
метода
характерны
низкие
капитальные и эксплуатационные затраты, в то же время
КИН
не
превышает
10%.
Применяется
специализированное насосное оборудование (винтовые
насосы), позволяющее вести откачку смеси пластового
флюида и песка. При данном способе разработки в
коллекторе образуются «кондуиты», представляющие
собой длинные (до 200 м) высокопроницаемые каналы.
Данные образования в коллекторе позволяют кратно
увеличивать дебиты нефти, и, в конечном счете, КИН.
Однако, как показывает практика применение данной
технологии ограничено рядом жестких условий
применимости, быстрым обводнением скважин за счет
притока воды по сети «кондуитов», быстрым выходом из
строя скважинного оборудования и др.

35.

Тепловые методы разработки.
Тепловые методы получили наибольшее
распространение в Канаде, США (Калифорния),
Венесуэле и Индонезии. Все применяемые
тепловые методы можно разделить на две большие
подгруппы, отличающиеся между собой способом
передачи тепловой энергии в пласт: в ряде из них
теплоноситель готовится на поверхности и подается
в скважину через устьевое оборудование, в других
тепло создается непосредственно в скважине или в
пласте.

36.

В качестве теплоносителей для нагнетания в
пласт тепла в настоящее время применяются вода и
насыщенный
водяной
пар.
Именно
эти
теплоносители характеризуются наибольшим среди
известных рабочих агентов теплосодержанием и,
следовательно, дают возможность обеспечить
лучшую эффективность теплового воздействия на
пласт. Наиболее предпочтительным из них является
водяной пар. Основные преимущества пара по
сравнению с горячей водой заключаются в
следующем:

37.

теплосодержание (энтальпия) пара значительно выше
теплосодержания горячей воды;
приемистость нагнетательных скважин по пару в
большинстве случаев намного выше приемистости их по воде изза существенной разницы вязкости указанных теплоносителей;
если в качестве теплоносителя используется пар, то
благодаря теплоте парообразования потери тепла до
определенных количеств не приводят к снижению температуры
теплоносителя. Это означает, что применение в качестве
теплоносителя пара может обеспечить воздействие на пласт более
высокой температурой, чем в случае закачки в пласт горячей воды
при тех же условиях. Если в качестве теплоносителя используется
вода, то по мере ее движения по трубопроводам, в скважине и
пласте снижается температура теплоносителя.

38.

В настоящее время при разработке
месторождений ВВН в основном применяются
следующие технологии нагнетания пара в пласт:
циклическая закачка через добывающие
скважины (пароциклические обработки скважин
(ПТОС), имеет также название «cyclic steamstimulation» (CSS) или “huff and puff”),
вертикальный
гравитационный
дренаж
(SAGD),
стационарная
закачка
пара
через
нагнетательные
скважины
(паротепловое
воздействие (ПТВ), имеет также название «steam
flood»).

39.

Технология ПТОС подразумевает использование
одной скважины для нагнетания пара и последующей
добычи нагретой нефти через эту же (рисунок 1.3) или
другие (рисунок 1.4) скважины, при этом технологический
цикл состоит из следующих этапов:
закачка пара,
остановка на пропитку,
последующая добыча.

40.

Параметры технологии зависят от геологотехнологических условий. Продолжительность этапов
обычно следующая: первый (фаза «закачка») - от 1 до 6
недель, второй (фаза «пропитка») - от 3 до 7 дней и
третий (фаза «добыча») до нескольких месяцев. Далее
цикл работ повторяется. Общее число циклов может
составлять несколько лет, необходимость применения
технологии
определяется
экономическими
показателями. Согласно разным данным, конечный КИН
при применении данной технологии не превышает 0.150.20 д.ед.

41.

Рисунок 1.3 - Добыча высоковязкой нефти
методом ПТОС

42. Рисунок 1.3 - Добыча высоковязкой нефти методом ПТОС

Рисунок 1.4 - Добыча высоковязкой нефти
вертикальными скважинами при пароциклической
обработке пласта через горизонтальные скважины

43. Рисунок 1.4 - Добыча высоковязкой нефти вертикальными скважинами при пароциклической обработке пласта через горизонтальные

Применение
технологии
SAGD
(разработана в 1977-78 гг. Р. Батлером)
осуществляется в результате бурения двух
горизонтальных скважин, расположенных на
расстоянии 4-6 метров одна над другой.
Нагнетание пара осуществляется через верхнюю
скважину, в результате чего пласт прогревается,
вязкость нефти снижается. Добыча нефти
производится через нижнюю скважину. При
паровом воздействии образуется паровая
камера. Нагретая нефть стекает по стенкам
камеры к добывающей скважине (рисунок 1.5).

44.

Рисунок 1.5 - Схема технологии SAGD

45. Рисунок 1.5 - Схема технологии SAGD

Технология
SAGD
получила
множество
модификаций, отличающихся как использованием
совместно с паром различных растворителей, так и числом
и конструкцией добывающих и нагнетательных скважин.
Метод
постоянной
закачки
пара
(ПТВ)
предусматривает тепловое воздействие за счет закачки
пара через систему нагнетательных скважин. Отличием от
обычных систем разработки является небольшие
расстояния между нагнетательными и добывающими
скважинами для быстрого увеличения температуры в
пласте. Данная технология обеспечивает наибольший
охват воздействием (более 0.50 д.ед.). С другой стороны,
осуществление технологии имеет ряд технических
трудностей (повышенные требования к конструкции и
оборудованию паронагнетательных скважин).

46.

Метод ПТВ также имеет ряд модификаций.
В
частности,
российским
специалистами
разработаны ресурсосберегающие технологии,
сочетающие в себе методы ПТВ, ПТОС и закачку
холодной воды. К данным методам относятся
импульсно-дозированное тепловое воздействие
(ИДТВ) на пласт, его модификация с паузами
(ИДТВ/П),
технология
теплоциклического
воздействия на пласт ТЦВП. Наибольшее
распространение данные методы нашли на
месторождениях Удмуртии в карбонатных
трещиновато-пористых коллекторах.

47.

Сущность технологии ИДТВ заключается
в циклическом, попеременном вводе в пласт
теплоносителя и холодной воды в строго
расчетных
пропорциях.
При
этом
формируются волновые тепловые процессы в
области коллектора, где температура имеет
такое значение, выше которого прогрев
пласта не приводит к существенному
приросту подвижности нефти. Данная
величина температуры также определяется и
экономическими показателями технологии.

48.

Технология нагнетания в пласт нагретой воды
(ВГВ) (рисунок 1.6) мало отличается от технологии
обычного
заводнения. Однако эффективность
вытеснения нефти нагретой водой ниже её
вытеснения водяным паром. Энтальпия нагретой
воды ниже энтальпии водяного пара. Процесс
нагнетания нагретой воды менее устойчив, чем
процесс нагнетания пара. Поэтому использовать
нагретую воду рекомендуют в тех случаях, когда
нагнетание пара неприемлемо, например, если в
пласте присутствует глина, разбухающая в пресной
воде. Нагнетание горячей воды может быть
предпочтительнее нагнетания пара и при разработке
глубокозалегающих пластов, когда теплоноситель
должен подаваться под большим давлением.

49.

Рисунок 1.6 - Неизотермическое заводнение

50.

Внутрипластовое
горение
основано
на
инициировании в пласте очага экзотермической
окислительно-восстановительной
реакции
и
продвижении фронта этой реакции по пласту (рисунок
1.7). Несомненным преимуществом данного метода
является возможность использования его в широком
диапазоне глубин залегания продуктивных пластов.
Среди существенных недостатков - сложность
контроля процесса горения, низкий охват пласта
воздействием, технологические проблемы, связанные
с повышенными температурами и опасностью
образования взрывоопасной смеси в добывающих
скважинах и т.д.

51.

Рисунок 1.7 - Внутрипластовое горение

52. Рисунок 1.7 - Внутрипластовое горение

В качестве топлива для горения при
реализации технологии используется часть не
вытесненной нефти, оставшаяся в пласте после
процесса вытеснения различными агентами
(газами горения, водяным паром, водой,
испарившимися фракциями нефти и т.д.). При
этом в результате выгорания теряется 5–25%
запасов нефти. Установлено, что с увеличением
плотности и вязкости нефти расход сгорающего
топлива увеличивается, а с увеличением
проницаемости уменьшается.

53.

Основные модификации технологии связаны с
попытками усиления вертикальной составляющей
фильтрации пластовых флюидов при продвижении очага
горения, что приводит к увеличению охвата пласта
воздействием. В технологии TDC (Top-Down Combustion)
закачка воздуха осуществляется через вертикальные
скважины, перфорируемые у самой кровли продуктивного
интервала, добывающие горизонтальные наоборот
располагаются у подошвы продуктивного пласта [134], в
результате очаг горения движется от кровли к подошве
залежи. Метод THAI (Toe to Heel Air Injection) основан на
закачке
воздуха
через вертикальную скважину,
расположенную на небольшом удалении от забоя
горизонтальной добывающей скважины (рисунок 1.7).
Применение метода TDC и THAI возможно лишь в
условиях достаточно монолитного разреза.

54.

При влажном внутрипластовом горении в
пласт вместе с воздухом закачивается в
определенном количестве вода. В процессе
нагрева в пластовых условиях закачиваемая
вода испаряется. Образуемый пар увлекается
потоком газа, что позволяет переносить теплоту
в область впереди фронта горения. При этом в
пласте перед фронтом горения образуются
обширные зоны прогрева. Добавление агента с
более высокой теплоемкостью приводит к
повышению эффективности технологии.

55.

Методы смешивающегося и частично смешивающегося
вытеснения:
Данная группа методов основана в основном на использовании
чередующихся закачек газов, углеводородных растворителей и воды.
В связи с тем, что достигнуть полного смешивания для неглубоко
залегающих вязких нефтей и нагнетаемых углеводородных газов
достаточно
сложно,
всё
больше
применяются
методы
несмешивающегося вытеснения. При этом основной эффект достигается
после многоконтактного взаимодействия нагнетаемого газа и нефти,
вязкость которой в результате может снижаться в несколько раз.
Внедрение данного метода позволяет увеличить коэффициент
нефтеизвлечения на 3% по абсолютной величине по сравнению с
обычным заводнением. Закачка в пласт углекислого газа дает
максимально возможный эффект приращения КИН 5 – 10 %. Технология
эффективна для вытеснения ВВН из гидрофильных низкопроницаемых
коллекторов (до 100 мД).

56.

Одной из технологий использующих принцип
частично смешивающегося вытеснения является
технология VAPEX, предусматривающая закачку
растворителя в пласт в режиме гравитационного
дренажа. В данном способе воздействия используется
пара горизонтальных скважин (рисунок 1.8). При
закачке растворителя в верхнюю скважину создается
камера растворения, в которой нефть изменяет свою
плотность и вязкость за счет диффузии в нее
растворителя. В результате нефть под действием
гравитационных сил стекает по границам камеры к
добывающей скважине. КИН доходит до 0.60 д.ед.,
однако, темп выработки запасов очень низкий.

57.

Рисунок 1.8 - Принцип действия технологии VAPEX

58. Рисунок 1.8 - Принцип действия технологии VAPEX

Методы,
увеличивающие
вязкость
вытесняющего агента
Наиболее широкое распространение из данной
группы методов воздействия на залежи ВВН получило
полимерное
заводнение.
Результаты
применения
полимерного заводнения в России (в т.ч. Башкирии и
Татарии), Казахстане и других странах мира показали их
высокую эффективность. Прирост нефтеотдачи по
сравнению с обычным заводнением составляет 6-10%.
Среди
полимерных
композиций
наиболее
распространены
такие
как
гидролизованный
полиакриламид (ПАА), полимеры нового поколения БП-92
и Темпоскрин. В качестве метода, снижающего текущие
затраты на осуществление технологии полимерного
заводнения, используют чередующуюся закачку оторочек
воды и раствора полимера.

59.

Один из недостатков полимерного заводнения
связан с высокой вязкостью полимерного раствора и,
соответственно, низкой приемистостью при его
нагнетании в пласт. Второй недостаток –
технологический эффект бывает отсрочен от момента
начала воздействия на длительный срок, что приводит
к длительному периоду начала окупаемости затрат на
применение технологии.
Другой
разновидностью
технологий,
позволяющих
регулировать
подвижность
вытесняющего агента, является эмульсионное
заводнение, при этом эмульсия может быть получена
как в пластовых условиях, так и подаваться с
поверхности.

60.

К первому виду технологий можно отнести
щелочное заводнение. Помимо формирования эмульсий в
пласте щелочь также оказывает влияние на отмывающую
способность закачиваемого агента вследствие протекания
химических реакций, продуцирующих поверхностноактивные вещества, и изменения поверхностного
натяжения на границе нефть-вода. Эффективность данного
метода подтверждается работами и делает щелочное
заводнение перспективным методом воздействия на
залежи нефти с ВВН. Недостатком щелочного воздействия
является возможность значительных потерь реагента в
результате воздействия с минералами породы-коллектора
и минерализованными пластовыми водами. В некоторых
случаях в зависимости от концентрации раствора
величина адсорбции может достигать 1 кг/м3 породы.

61.

Применение
закачки
готовой
эмульсии
рассмотрено в ряде работ. В частности использование
эмульсии на основе конденсата испытано в лабораторных
условиях на керне Русского месторождения и показало
хороший технологический эффект. Недостатком данных
эмульсий является то, что они сложны в приготовлении и
для их подготовки требуется значительное количество
конденсата.
В работе рассмотрен и обоснован метод
циклической закачки нефти (либо эмульсии вода в нефти)
и
воды.
Данная
технология
применялась
на
месторождениях
Татарстана
(Вишнево-Полянское
месторождение (вязкость нефти около 100 мПа∙с)),
Казахстана (месторождения Каламкас (вязкость нефти
около 30 мПа∙с) и Каражанбас (вязкость нефти около 300
мПа∙с)).

62.

Потокоотклоняющие и
потокорегулирующие технологии:
Перспективный класс технологий представляют
потокоотклоняющие
и
потокорегулирующие
технологии с глубоким прониканием тампонирующих
агентов в пласт. В качестве технологических составов
используются
гелеполимерные
и
гелеполимердисперсные составы, композиции с
применением неорганических вяжущих, твердеющих
и гелирующих компонентов, пены, водоэмульсионные
системы и т.п. Высокую эффективность применения на
месторождениях ВВН показали гелеполимерные и
пенные системы.

63.

В технологии с применением гелеполимерной смеси (ГПС) в
результате закачки в коллектор смеси полимера со сшивателем при
пластовой температуре образуется гель, представляющий собой
трехмерную сетку сшитых полимерных молекул с пространственной
структурой, которая придают ему вязкоупругие, псевдопластичные
свойства и ограниченную прочность. При объеме закачки менее 10 %
порового
объема
участка,
технология
ГПС
относится
к
потокоотклоняющим технологиям. В этом случае доля полимерного
вытеснения незначительна и ограничена областью нагнетания.
Применение ГПС в разработке залежей ВВН имеет ряд особенностей.
Одна из них заключается в том, что состав будет избирательно проникать
в наиболее промытые (а значит и более проницаемые) зоны пласта и
образовывать там гель. Однако, из-за неоднородности промывки
высокопроницаемых зон при высокой разнице вязкостей воды и нефти
для залежей ВВН, образовавшийся гель будет пористым, что приведет к
нарушению целостности формирования гелевого экрана. Вторая
особенность состоит в возможном переключении потока за гелевым
барьером обратно в промытые зоны коллектора в силу значительной
неоднородности
подвижности
флюидов
на
участке
работы
нагнетательной скважины.

64.

Комплексные
(комбинированные)
технологии.
Комплексные технологии объединяют сильные
стороны базовых технологий. К комплексным
методам можно отнести термополимерное,
термощелочное
заводнение,
водогазоконденсатное воздействие (в цикле
ШФЛУ – газ – вода закачивается горячая вода) и
т.д. В мировой практике воздействия на пласты с
вязкой нефтью данные методы не нашли
широкого
применения
и
эффективность
большинства из них подтверждается лишь
лабораторными экспериментами.

65.

В России на месторождениях Удмуртии в карбонатных
коллекторах были испытаны технологии термополимерного
воздействия, показавшие их высокую эффективность. Подробное
описание принципов и промыслового опыта применения
технологии термополимерного воздействия содержится в
монографии [72].
Модификацией
и
дальнейшим
развитием
комбинированного полимерного и теплового воздействия
является циклическое внутрипластовое полимерно – тепловое
воздействие (ТВПТВ). Эта технология предусматривает строго
расчетное чередование закачки в пласт теплоносителя (горячей
воды, водяного пара и др.) и холодного раствора полимера в
циклическом режиме. Технология ТВПТВ осуществляется в
результате многократных циклов закачки теплоносителя и
раствора полимера. При этом достигается увеличение охвата
пласта рабочим агентом, более полное извлечение запасов нефти,
экономия тепловой энергии и полиакриламида.

66.

Технология термощелочного заводнения
сочетает в себе положительные стороны,
теплового заводнения и воздействия холодной
щелочью, и предусматривает предварительный
прогрев пласта горячей водой с последующим
нагнетанием в пласт горячего раствора щелочи.
При этом достигается: выравнивание фронта
вытеснения при эмульгировании остаточной
нефти в предварительно промытых зонах, а
также уменьшение расхода реагента (щелочи) на
осуществление процесса.

67.

Гидродинамические методы: форсированный отбор
жидкости (ФОЖ), нестационарное заводнение (НЗ)
Одним
из
наиболее
распространенных
гидродинамических методов повышения нефтеотдачи является
форсированный отбор жидкости. ФОЖ осуществляется при
постепенном увеличении дебитов добывающих скважин, что
позволяет создать более высокие градиенты давления в
околоскважинной зоне.
Считается, что ФОЖ применяется с целью интенсификации
добычи нефти. Однако, применение форсированного отбора
жидкости позволяет вовлечь в разработку ранее недренируемые
области остаточной нефти в неоднородных обводненных пластах,
преодолеть начальные градиенты сдвига нефти неньютоновского
типа, что увеличивает объем подвижной нефти. В этом случае,
ФОЖ выступает как технология МУН.

68.

Форсированный отбор жидкости позволяет
также преодолеть загрязнение ПЗП, несколько
понизить гидрофобность коллектора.
Технология ФОЖ успешно применяется на
обводненных
скважинах
(обводненность
продукции более 80-85 %), с высокой
продуктивностью и высокими забойными
давлениями, при условии наличия возможности
увеличения дебитов жидкости.
Согласно общепринятым представлениям
ФОЖ
становится
нерентабельным
после
увеличения обводненности выше 90 %.

69.

Нестационарное заводнение является распространенной
технологией повышения охвата воздействием в разработке
неоднородных по проницаемости коллекторов. Реализация
нестационарного заводнения довольно проста, не требует
дополнительных затрат, а эффект от технологии существенен.
Поэтому данная технология широко применяется в разработке
нефтяных месторождений. К настоящему моменту накоплен
большой опыт применения нестационарного заводнения в
различных геолого-технологических условиях. В основном,
нестационарное заводнение применялось и применяется на
залежах нефти малой и средней вязкости. Например,
Ромашкинское месторождение длительное время является
полигоном для испытания различных видов нестационарного
воздействия. Имеются также сообщения о возможности
применения НЗ на залежах нефти с повышенной вязкостью (до 100
мПа•с).

70.

При нестационарном воздействии (например,
при
циклической
закачке
воды)
между
гидродинамически связанными слоями коллектора с
различной проницаемостью возникают градиенты
давления, инициирующие интенсивные перетоки
пластовых флюидов. Таким образом, технология НЗ
позволяет вовлечь в процесс фильтрации запасы
нефти, сосредоточенные в недренируемых зонах
пласта, тем самым увеличивая коэффициент охвата
воздействием.
При
этом
эффективность
НЗ
обеспечивается двумя основными процессами –
проникновением
воды
в
малопористые
низкопроницаемые слои коллектора и дальнейшим
капиллярным ее удержанием.

71.

Нестационарное воздействие на пласты осуществляется в
результате
периодических
включения
и
отключения
нагнетательных и/или добывающих скважин или изменения
объемов нагнетаемой воды и отбираемой жидкости. Циклическая
закачка воды зачастую комбинируется с технологией изменения
направления фильтрационных потоков (ИНФП).
Технологии НЗ характеризуются низкой стоимостью, при их
реализации
отсутствуют
капитальные
вложения,
эксплуатационные расходы не увеличиваются. При низкой
стоимости технология НЗ обладает значительной технологической
эффективностью. Как показал опыт применения технологий НЗ в
различных геолого-технологических условиях, эффект от
нестационарного воздействия может достигать 20% от
накопленных отборов нефти за период применения технологии.
Вместе с тем, технология НЗ имеет особенность «старения» (т.е.
снижения эффективности) при длительном ее применении без
каких-либо изменений .

72.

Применение нестационарного заводнения на
залежах
высоковязкой
нефти
практически
отсутствует. Это связано с тем, что сам метод
заводнения на месторождениях ВВН не является
эффективным в виду высоких различий в вязкости
нефти и закачиваемой воды. Тем не менее,
существует мнение, что применение НЗ при
заводнении залежей ВВН будет способствовать
снижению вязкостной неустойчивости, что позволит
существенно улучшить показатели разработки.
Данное заключение касалось залежей нефти с
вязкостью более 90 мПа*с .

73.

Имеется опыт применения НЗ на залежах ВВН
с вязкостью от 20 до 40 мПа*с (в основном с
карбонатным коллектором двойной пористости
(проницаемости)). На таких месторождениях при
применении
НЗ
наблюдался
резкий
рост
технологического
эффекта
от
применения
нестационарного воздействия, затем эффективность
технологии снижалась. Дальнейшее изменения
применяемых схем нестационарного воздействия
приводило к увеличению эффективности метода,
поэтому для сохранения эффекта от НЗ необходимо
постоянно модифицировать технологию.

74.

Попытка
дать
универсальный
критерий
эффективного
применения
нестационарного
воздействия осуществлена в работе. В качестве
основного параметра эффективного применения НЗ
предложено использовать величину недренируемых
подвижных запасов нефти. Отмечается, что «чем
больше величина потенциальных подвижных запасов
нефти, которые не могут быть освоены действующей
стационарной системой разработки, тем выше эффект
от применения технологий НЗ + ИНФП».

75.

ВВН
Комплексные технологии разработки залежей
Выше уже отмечалась перспективность применения
комплексных технологий в разработке залежей ВВН.
Можно отметить, что эффективная технология увеличения
нефтеотдачи на месторождении ВВН должна:
1) одновременно увеличивать как коэффициент
вытеснения, так и коэффициент охвата, вовлекая в
извлечение нефть как в уже частично выработанных, так и
в неохваченных вытеснением зонах коллектора;
2) блокировать сток вытесняющих агентов в трубки
тока с малой остаточной нефтенасыщенностью или
суперколлектора, и развитие новых, быстрых прорывов
агента к добывающим скважинам; 3) минимизировать
изменение ФЕС коллектора и его негативное влияние на
разработку; 4) иметь экономическую целесообразность.

76.

Перспективными в преодолении указанных специфичных
проблем разработки месторождений высоковязкой нефти являются
комплексные (гибридные) технологии. Комплексные технологии - это
способы разработки месторождения, которые в той или иной мере: 1)
сочетают совокупность различающихся по физическому, физикохимическому принципу или времени воздействия методов увеличения
нефтеотдачи (МУН), взаимно увеличивая их эффективность, расширяя
диапазон условий эффективности и (или) нивелируя негативные аспекты
влияния на параметры разработки и остаточные запасы нефти; 2)
используют особенности горно-геологических условий месторождения и
геолого-физических свойств пород и флюидов как элемент технологии
разработки; 3) учитывают историю разработки, текущее состояние
коллекторов и системы разработки, структуру ОИЗ, а также их нечеткость
и неопределенности; 4) интегрируют систему разработки, скважины и
скважинное оборудование в технологический дизайн; 5) сочетают
дифференцированные по объектам и территориальным элементам
способы разработки с интегрированием их в единый технологический
комплекс, оптимизирующий добычу в целом по месторождению.

77.

Принцип комбинирования МУН уже вошёл в
практику разработки месторождений ВВН. В качестве
комплексных технологий воздействия на продуктивные
пласты залежей ВВН рассматриваются следующие:
комбинирование теплового воздействия и закачки
химических реагентов (полимеров, ПАВ, щелочей,
термогелей и пр.) с поверхности; комбинирование
теплового воздействия с внутрипластовой генерацией
различных реагентов, увеличивающих вытеснение и охват;
сочетание теплового воздействия и закачки в пласт
растворителей; комбинирование теплового и волнового
воздействия; совместная закачка в пласт теплоносителей и
различных газов; термогазовое воздействие, основанное
на
внутрипластовой
генерации
газа
за
счет
низкотемпературного окисления нефти и другое.