ПРОБЛЕМЫ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Сен 10, 2013
0 1166

В данном статье попробуем разобраться в проблемах поздней стадии разработки нефтяных месторождений. В истории развития нефтедобывающей отрасли промышленности уже были две эры и наступает третья.

Во время первой эры на нефтяных месторождениях бурили только добывающие скважины, и нефть добывали на режиме истощения природной энергии со снижением пластового давления.

На месторождениях относительно небольших размеров в пластах высокой продуктивности с активной законтурной водоносной областью достигали высокой нефтеотдачи. А на месторождениях больших и гигантских размеров нефтеотдача оказывалась невысокой. И в среднем по всем месторождениям нефтеотдача была невысокой, до 20%.

Промышленная добыча нефти осуществляется более 100 лет, добыча нефти с помощью скважин более 140 лет, скоро будет 150 лет.

Первая эра в нефтедобывающей отрасли в передовых промышленно развитых странах завершилась более 50 лет назад.

Во время второй эры развития нефтедобывающей отрасли, кроме добывающих скважин, стали бурить нагнетательные скважины, и нефть стали добывать при режиме поддержания пластового давления путем закачки через нагнетательные скважины в нефтяные пласты воды или газа.

Надо отметить, что способ разработки нефтяных пластов путем закачки воды изобрели в США около 1900 года. Но очень медленно увеличивались масштабы применения этого способа и в 1953 году за счет этого способа в США добывали 18% годовой добычи нефти.

В нашей стране очень долго предпочтение отдавали закачке газа. Наверное, после  1943 года стали всерьез заниматься закачкой воды. Причем стали заниматься по команде сверху. Уже до 1950 года было решено все вновь вводимые крупные и крупнейшие нефтяные месторождения разрабатывать путем искусственного заводнения (сначала законтурного заводнения на Туймазинском месторождении, а затем внутриконтурного заводнения на Ромашкинском месторождении). Благодаря широкомасштабному применению искусственного заводнения наша страна вышла на первое место в мире по добыче нефти и проектной нефтеотдаче пластов.

Повторим, что решение о применении искусственного заводнения при разработке нефтяных месторождений было принято высшим руководством страны, несмотря на критические выступления очень многих ученых-нефтяников, и потому осуществлялось без помех и промедления.

Довольно скоро на собственном опыте наши нефтяники убедились, что закачка воды обеспечивает более высокую нефтеотдачу пластов, чем закачка газа. Но надо было правильно понять, почему это так!

По предложению А.П. Крылова коэффициент нефтеотдачи стали представлять в виде произведения двух коэффициентов: коэффициента вытеснения и коэффициента охвата пластов вытеснением.

Кстати напомним, что А.П.Крылов был первым главным проектировщиком разработки Туймазинского месторождения с искусственным законтурным заводнением и Ромашкинского месторождения с искусственным внутриконтурным заводнением.

При представлении коэффициента нефтеотдачи в виде произведения двух коэффициентов (вытеснения и охвата вытеснением) первый из них отражает влияние микронеоднородности пористой породы нефтяных пластов и взаимной нерастворимости нефти и вытесняющей воды, возникновение на их контакте поверхностных сил, в пористой породе – капиллярных сил, капиллярных давлений и градиентов капиллярного давления. Последние называют маленькими гигантами, поскольку они несравнимо велики против гидродинамических градиентов давлений, создаваемых в нефтяных пластах за счет разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Именно градиенты капиллярного давления на фоне микронеоднородности пористой породы замыкают и захороняют остаточную нефть. Снять блокаду остаточной нефти нельзя с помощью гидродинамических градиентов давления, но можно с помощью других градиентов капиллярного давления.

Коэффициенты вытеснения определяют в лабораторных условиях на маленьких образцах породы нефтяных пластов при достаточно большой прокачке вытесняющего агента, например, вытесняющей воды.

Второй коэффициент – коэффициент охвата пластов вытеснением отражает влияние макронеоднородности пластов по проницаемости и прерывистости, шага хаотической изменяемости и плотности сетки скважин (нефтяной площади, приходящейся на одну скважину проектной сетки), а также влияние геометрической неравномерности фильтрационного потока от точек – нагнетательных скважин – к точкам – добывающим скважинам; отражает влияние различия физических свойств нефти и вытесняющего агента и минимального экономически допустимого дебита нефти добывающей скважины или максимальной экономически допустимой доли вытесняющего агента, конкретно, при заводнении предельной максимально допустимой обводненности.

Очень важно понять: почему при вытеснении нефти водой коэффициент нефтеотдачи выше, чем при вытеснении нефти газом? На многих нефтяных месторождениях Западной Сибири коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,5, а коэффициент охвата пластов вытеснением равен 0,7. В итоге получается коэффициент нефтеотдачи . В тех же условиях коэффициент вытеснения нефти газом равен 1,0, потому что газ растворим в нефти, а коэффициент охвата пластов вытеснением равен 0,25, потому что велико соотношение подвижностей газа и нефти, и в итоге коэффициент нефтеотдачи получается равным , что в  раза меньше, чем при вытеснении нефти водой.

Возникает резонный вопрос: а нельзя ли соединить преимущества закачки газа и закачки воды – от газа взять высокий коэффициент вытеснения нефти 1,0, а от воды взять достаточно высокий коэффициент охвата пластов вытеснением 0,7 и в итоге получить коэффициент нефтеотдачи близкий к , т.е. вместо обычного заводнения осуществить газовое заводнение и почти в 2 раза увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов и соответственно почти в 2 раза увеличить начальные извлекаемые запасы нефти при одних и тех же начальных балансовых геологических запасах нефти?!

А если процесс разработки нефтяной залежи был осуществлен путем закачки газа и завершен (почти завершен) с нефтеотдачей пластов , то после этого возможно применение закачки воды с последующим чередованием закачек газа и воды, и в результате нефтеотдача пластов может быть близкой к нефтеотдаче при газовом заводнении, но, наверное, увеличенной будет прокачка газа.

А если залежь высоковязкой нефти (с вязкостью до 100 спз и более) была разработана (почти разработана) путем закачки воды с коэффициентом нефтеотдачи , то на этой залежи в дальнейшем может быть применена чередующаяся закачка воды (90%) и небольшой части (10%) добытой и дегазированной высоковязкой нефти, и за счет увеличения коэффициента охвата пластов вытеснением с 0,35 до 0,80 может быть увеличен коэффициент нефтеотдачи с  до , т.е. в  раза.

Приведем еще один важный пример возможного значительного увеличения добычи нефти и нефтеотдачи пластов.

Рассматриваемая нефтяная залежь содержит нефть с высоким начальным газосодержанием 250 м3/т, с высоким давлением насыщения нефти газом 170 ат, имеет очень низкое минимальное забойное давление фонтанирования добывающих скважин 40 ат и пластовое давление 220 ат. Средний коэффициент продуктивности скважины по нефти 1 т/(сут.ат). Разработка нефтяной залежи сначала осуществлялась при фонтанном способе эксплуатации добывающих скважин. С помощью штуцера устьевое давление поддерживалось на уровне 70 ат, а забойное давление – на уровне давления насыщения 170 ат. При этом депрессия составляла  ат и средний дебит нефти добывающей скважины  т/сут.

По указанию каких-то руководящих работников добывающие скважины с фонтанного способа эксплуатации перевели на более современный (более привычный) глубиннонасосный способ эксплуатации. Хотели депрессию увеличить в 3 раза и в 3 раза увеличить дебит нефти с  т/сут до  т/сут. Но как только перестали с помощью штуцера искусственно поддерживать высокое устьевое давление и забойное давление на уровне давления насыщения, так сразу самопроизвольно забойное давление снизилось до минимального давления фонтанирования 40 ат, коэффициент продуктивности по нефти снизился в  раз и дебит нефти добывающей скважины не увеличился с 50 т/сут до 150 т/сут, а уменьшился до  т/сут. Но произошло это не мгновенно, а в течение нескольких дней, и поэтому катастрофическое уменьшение дебита нефти не было замечено. А позже уменьшение дебита нефти объяснили действием совсем других причин и вместо возврата к прежнему высокому забойному давлению совершили много других мероприятий, но все напрасно, устойчивого положительного результата так и не получили. В полной мере беда обнаружилась после начала обводнения. Произошел катастрофически быстрый рост обводненности и конечная нефтеотдача пластов (КИН) оказалась по сравнению с запроектированной сниженной в 4 раза. Как будто нефть стала высоковязкой, как будто ее вязкость увеличилась в 50 раз и соответственно снизилась нефтеотдача, которая стала соответствовать безводному периоду.

Это явление повышения эффективной вязкости нефти в упор не видят и не учитывают, наверное, потому что применяют математические модели разработки нефтяных пластов с геофизическими электрическими определениями проницаемости, не используя действительные значения проницаемости по гидродинамическим определениям, вообще не используя результаты гидродинамических исследований, как будто гидродинамические исследования скважин вообще не нужны.

Если правильно понять причину беды – крутого падения добычи нефти и нефтеотдачи пластов, то такие старые давно разработанные месторождения можно вернуть в разработку, увеличить экономически эффективную добычу нефти и нефтеотдачу пластов в 1,5-2 раза и даже в 4 раза, а по таким новым месторождениям сразу применять правильную технологию эксплуатации скважин и не допускать потери добычи нефти и нефтеотдачи пластов. Но это будет принципиально новая интеллектуальная разработка нефтяных месторождений, когда по всем работающим скважинам постоянно осуществляют контроль удовлетворительной точности и регулярно проводят гидродинамические исследования; и самое главное – знают для чего проводят и какая большая от этого получается технологическая и экономическая эффективность! Сейчас те, кто экономят на гидродинамических исследованиях скважин, не знают, к каким большим экономическим потерям это приводит.

Итак, завершается вторая эра и начинается третья эра в развитии нефтедобывающей отрасли промышленности. Если первая эра завершается средней нефтеотдачей разрабатываемых месторождений до 20%, вторая эра с поддержанием пластового давления и вытеснением нефти водой или газом завершается средней нефтеотдачей месторождений около 40%, то в третьей эре нефтеотдача месторождений увеличится в 1,5 и более раз до 60% и более.

Какие явные признаки у третьей эры? – Вы уже много раз слышали: интеллектуальная скважина, интеллектуальный нефтедобывающий промысел, интеллектуальная разработка нефтяного месторождения.

У интеллектуальных технологий есть две стороны: настоятельная потребность в них и техническая возможность их создания. Конечно, главной является настоятельная потребность в них.

Так, если вы понимаете, что совместная разработка нескольких нефтяных пластов одной общей сеткой скважин в несколько раз уменьшает капитальные затраты, то вы сумеете применить внутрискважинное оборудование для раздельного контроля работы пластов и раздельного управления их работой.

Если вы понимаете, что из-за отсутствия удовлетворительного контроля за работой скважин (прежде всего за обводненностью) и регулярных гидродинамических исследований скважин нельзя осуществить их рациональную работу и по этой причине общая добыча нефти уменьшена в 1,5 раза и более, то вы найдете возможность организовать регулярный контроль и регулярные исследования всех работающих скважин, а не каких-то 10%, быстрый сбор и передачу информации и оперативную оптимизацию работы скважин – расчет оптимизации и оперативное ее осуществление.

Если вы понимаете, что на месторождении нефти с высоким начальным газосодержанием и низким минимальным забойным давлением фонтанирования добывающих скважин нельзя забойное давление снижать ниже давления насыщения и тем более допускать его самопроизвольное снижение, то вы найдете (хотя это совсем не так просто!) технические возможности эксплуатировать скважины при рациональном режиме, не допуская катастрофического снижения текущей добычи и конечной нефтеотдачи пластов.

Применительно к нефтяным месторождениям, уже находящимся на поздней стадии разработки, кроме самых благополучных уже достигших высокой нефтеотдачи, на всех других можно осуществлять какую-то высокоэффективную технологию, например, одну из упомянутых здесь, и совершать возрождение месторождений.

По нашему представлению, технологии третьей эры будут составлены по принципу системной оптимизации из уже известных компонентов и блоков в соответствии с геологическим строением и продуктивностью пластов; в соответствии с коэффициентами вытеснения нефти, вязкостью, начальным газосодержанием и другими свойствами нефти. Существенным отличием этих технологий будет учет реальной очень высокой созданной природой зональной неоднородности пластов по продуктивности, по эффективной толщине и по удельной продуктивности на единицу эффективной толщины. Пока эту зональную неоднородность почти не учитывают; применяемые математические модели разработки нефтяных месторождений обычно бывают построены по геофизическим электрическим определениям проницаемости, которые, грубо говоря, никакого отношения к делу не имеют: слишком велики ошибки этих определений, в чем может убедиться любой любознательный инженер по разработке нефтяных месторождений, а специалисты более высокого уровня уже давно должны знать.

Технологии третьей эры будут интеллектуальными, основанными на эффективном использовании большого количества достоверной информации. Получаемые большие технологические и экономические эффекты будут, можно сказать, из ничего – из информации, из ее использования.

Россия, российская нефтедобывающая отрасль промышленности, должна одной из первых войти в третью эру с интеллектуальной высокоэффективной разработкой нефтяных месторождений с увеличением при одних и тех же балансовых геологических запасах нефти в 1,5 раза и более извлекаемых запасов нефти.