С.А. Жданов, Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков
Высокие показатели разработки нефтяных месторождений и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) можно получить только при рациональной эксплуатации объекта, соответствующем действенном и эффективном регулировании процесса фильтрации. Регулирование обеспечивается изменением темпов и распределением отбора жидкости по скважинам, изменением плотности размещения скважин, увеличением проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) и др.
При разработке нефтяной залежи воздействие на пласт осуществляется в дискретных точках - в нагнетательных и добывающих скважинах. Такое воздействие приводит к возникновению в нефте-насыщенной толще фильтрационных потоков и образованию как активно дренируемых, так и «застойных» зон, не охваченных в пласте процессом фильтрации.
Регулирование процесса фильтрации и управление им в нефтяном пласте возможно лишь при наличии определенного резерва в производительности добывающих и нагнетательных скважин, который во многом определяется состоянием ПЗП и ее фильтрационными характеристиками. Таким образом, на эффективность разработки нефтяных месторождений влияет состояние призабойных зон пласта всех скважин.
В настоящее время на месторождениях страны применяется большое число самых разнообразных методов воздействия на ПЗП: тепловые, гидродинамические, физико-химические. Как правило, цель осуществляемых в настоящее время обработок скважин - воз-действие на отдельные скважины, которые как бы «отрываются» от всего пласта и совокупности нагнетательных и добывающих сква-жин, участвующих в процессе разработки. С учетом ухудшения структуры запасов нефти и важности поддержания хороших коллекторских свойств ПЗП нагнетательных и добывающих скважин логично предположить, что системное применение имеющихся технологий обработки прискважинных зон пласта позволит улучшить регулирующие возможности совокупности нагнетательных и добывающих скважин, а также снизить материальные и трудовые ресурсы, необходимые для решения возникающих проблем.
На основе многочисленных лабораторных, теоретических и промысловых исследований ВНИИнефтью в конце 80-х годов была предложена системная технология воздействия на нефтяные пласты, которая в короткие сроки получила достаточно широкое применение [1,2].
К сожалению, в последние годы отмечается снижение активности недропользователей в апробировании и применении методов увеличения нефтеотдачи. Резко сократились объемы опытно-промышленных работ по испытанию новых технологий. Объем внедрения методов с закачкой болынеобъемных оторочек химических реагентов начал снижаться с начала 90-х годов, одновременно увеличились масштабы использования менее мощных технологий (обработок призабойных зон (ОПЗ) нагнетательных и добывающих скважин). Однако с конца 90-х годов объемы ОПЗ, включая применение системной технологии, снизились.
Вместе с тем, на современном этапе развития нефтяной промышленности и негативного изменения структуры запасов особую актуальность приобретает как повышение эффективности разработки и конечного КИН продуктивных пластов, так и снижение затрат на добычу нефти. Кроме того, за последнее время разработано и применяется достаточно много новых методов и технологий обработки скважин и интенсификации добычи нефти. В этих условиях системная технология снова приобретает важное значение, особенно с учетом ее дальнейшего совершенствования на основе последних достижений нефтяной науки и практики.
В соответствии со сложившимися к настоящему времени представлениями реализация системной технологии воздействия на пласт путем обработок призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин включает комплекс мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта в целом, интенсификацию процесса разработки и снижение объема попутно добываемой воды.
Применение системной технологии путем обработок призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин основывается на следующих принципах:
1) единовременность обработки ПЗП в нагнетательных и добывающих скважинах в пределах выбранного участка;
2) массовость обработки ПЗП (оптимальная последовательность и число обрабатываемых скважин);
3) периодичность обработки ПЗП в скважинах;
4) двухэтапность (многоэтапность) обработки ПЗП в скважинах, вскрывающих неоднородные коллекторы;
5) изменение направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин для обработки по заранее заданной программе;
6) выбор технологий обработки ПЗП для конкретных геолого-физических условий призабойных зон коллектора и месторождения в целом.
Соблюдение этих шести (иногда меньше) принципов при обработках призабойных зон скважин позволяет увеличить нефтеотдачу пласта, интенсифицировать добычу нефти, сократить извлечение попутно добываемой воды из пласта и несколько стабилизировать себестоимость добычи нефти.
Подробное описание принципов реализации системной технологии изложено в работе [2].
1. Единовременность обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин
Применение системной технологии предусматривает практически единовременную (в наиболее сжатые сроки) обработку ПЗП как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах в пределах каждого характерного участка месторождения, т.е. основная часть скважин того или иного участка должна быть обработана в течение как можно меньшего периода времени, не превышающего 1-2 мес. Реализация этого условия позволит получить наибольший технологический эффект по суммарному приросту добычи нефти из скважин определенного участка. Важное условие получения максимального эффекта от обработок - сохранение равенства объемов закачки и отбора.
2. Массовость обработок скважин (оптимальная последовательность и число обрабатываемых скважин)
При оценке эффективности воздействия на ПЗП единичной скважины необходимо учитывать ее интерференцию с соседними скважинами. В результате взаимовлияния скважин возможно, что увеличение, например, дебита обработанной скважины будет сопровождаться уменьшением общего дебита соседних с ней добывающих скважин.
Так, для оценки интерференции работы скважин после проведения гидроразрыва пласта (ГРП) на Ватинском месторождении было выбрано семь участков (пять на пластах AB1 -AB2 и по одному на пластах АВ3-5 и ЮВ1), где в результате ГРП были получены большие приросты дебитов нефти по скважинам.
Оценка изменения работы окружающих скважин в пределах участка основывалась на данных по добыче нефти и воды до и после проведения ГРП в выбранной скважине. Как показал анализ, средний дебит нефти снизился (на 0,9-11,9 т/сут) в 15 скважинах, окружающих скважину с ГРП, повысился (на 0,4-16 т/сут) - в 9 скважинах и практически не изменился - в 4 скважинах.
Из практики реализации системной технологии следует, что в результате интерференции воздействие на скважины, расположенные на разных расстояниях, дает неодинаковый эффект с точки зрения общего изменения текущей добычи нефти. Поскольку единовременная обработка всех скважин, вскрывших продуктивный пласт в пределах какого-то выделенного участка или всей залежи, довольно затруднительна, а иногда и просто невозможна, важной задачей является выбор таких скважин, первоочередная обработка которых позволит получить наивысший эффект при минимальных затратах.
3. Периодичность обработок призабойных зон скважин
Продолжительность проявления технологического эффекта от обработки скважин разная - от нескольких недель и месяцев до года и более. Поэтому для достижения долговременного технологического эффекта предусматривается периодическая повторная единовременная обработка нагнетательных и добывающих скважин характерных участков.
4. Двухэтапность (многоэтапность) обработок призабойных зон скважин в неоднородных коллекторах
В среднем 40 % нефтенасыщенного пласта не охватывается заводнением. Именно эта часть пласта является главным резервом увеличения КИН. Для этого предусматривается проведение двухэтапной (многоэпатной) обработки призабойной зоны скважин в слоисто-неоднородном пласте для последовательного вовлечения в разработку зон с различными геолого-физическими характеристиками.
5. Системное изменение направлений фильтрационных, потоков в пласте
В процессе разработки формируются направления преимущественной фильтрации закачиваемого агента и извлекаемой нефти также направления со слабой фильтрацией или вообще застойные зоны. В этих условиях изменение фильтрационных потоков в пласте, несомненно, приведет к повышению его нефтеотдачи. В низкопроницаемых пластах с ухудшенными свойствами призабойных зон эффективного изменения фильтрационных потоков можно достичь периодической обработкой добывающих и нагнетательных скважин по специальным программам.
6. Выбор технологии обработки призабойной зоны скважин для конкретных геолого-физических условий ПЗП и месторождения в целом
На нефтяных месторождениях применяется большой набор технологий обработки призабойной зоны скважин (физико-химические, механические и тепловые) для изоляции водопротоков, выравнивания профилей приемистости и отдачи пластов, а также для интенсификации нефтеизвлечения из низкопроницаемых пластов и прослоев. Для каждого конкретного нефтяного месторождения на разной стадии его разработки выбираются свои наиболее эффективные технологии обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. Обосновываются условия наиболее эффективного применения технологий.
Необходимость соблюдения каждого из указанных принципов системной технологии должна определяться на основании комплекса исследований, включающего данные о геологическом строении пласта, состоянии его выработки и др. Рекомендуемый порядок реализации системной технологии, который обеспечит наибольшую эффективность в конкретных геолого-физических условиях, представлен на блок-схеме (см. рисунок).