научная статья по теме Проблемы промышленной экономически эффективной разработки малопродуктивных нефтяных пластов Геофизика
Текст научной статьи на тему «Проблемы промышленной экономически эффективной разработки малопродуктивных нефтяных пластов»
УДК 622.276.1/.4:553.98 © В.И. Грайфер, В.Д. Лысенко, 2003
Проблемы промышленной экономически эффективной разработки малопродуктивных нефтяных пластов
В.И. Грайфер, В.Д. Лысенко (ОАО «РИТЭК»)
Problems of industrial, economically efficient development of low productivity oil formations
V.I. Graifer, V.D. Lysenko (RITEK OAO)
Classification of oil formations by their productivity is given. Main components of a new technology are described which may ensure industrial efficiency of the development of low productivity oil formations. The expedience of uniting oil formations into a single productive formation to be developed, means of oil production stimulation, special methods of developing oil formations are reviewed.
мире и нашей стране наблюдается колоссальное разнообразие нефтяных пластов по продуктивности (среднему коэффициенту продуктивности добывающих скважин). Рассмотрим классификацию нефтяных пластов по продуктивности (см. таблицу). Все возможное разнообразие нефтяных пластов можно разделить на девять классов: 1 класс (нефтяные пласты гипервысокой продуктивности) по средней величине коэффициента продуктивности отличается от 5 класса (нефтяные пласты средней продуктивности) в 100 раз; в свою очередь 5 класс отличается от 9 класса (пласты гипернизкой продуктивности) в 100 раз. Таким образом, 1 и 9 классы по продуктивности крайности различаются в 100-100=10000 раз!
Все выделенные классы можно представить пластами реальных месторождений. Например, 3 класс - это девонский горизонт Бавлинского нефтяного месторождения (Татарстан); 4 и 5 классы - это девонский горизонт центральных и периферийных площадей Ромашкинского месторождения (Татарстан). Средние коэффициенты продуктивности добывающих скважин по нефти, приведенные в таблице, характеризовали первый период эксплуатации указанных месторождений до начала обводнения. Это один из самых главных параметров нефтяных пластов.
Малопродуктивные нефтяные пласты (низкой, ультранизкой и гипернизкой продуктивности) до настоящего времени, за редким исключением, не были введены в промышленную разработку вследствие экономической убыточности при обычной стандартной технологии. За прошедшие 3040 лет запасы нефти промышлен-
ной категории этих пластов только накапливались: их разведывали, подсчитывали и ставили на государственный баланс, но не разрабатывали. В настоящее время таких промышленных запасов нефти накопилось очень много: извлекаемых -миллиарды тонн, а геологических - много миллиардов тонн. Поэтому ввести эти запасы в промышленную разработку и научиться экономически эффективно их разрабатывать - задача большой государственной важности и очень трудная: для этих нефтяных пластов средний коэффициент продуктивности добывающей скважины в 10-30 раз меньше, чем для среднепродуктивных. Такое огромное различие пластов по продуктивности необходимо компенсировать за счет совершенствования технологии.
Вернемся к классификации нефтяных пластов по продуктивности (см. таблицу).
Принятая депрессия (10 МПа) удобна для расчетов. Конкретные рациональные депрессии (разности начального пластового давления и давления насыщения нефти газом) по разным месторождениям различные. Например, по девону Ромаш-кинского месторождения депрессия составляет 8 МПа, верхнему карбону многих мелких месторождений Татарии - 6 МПа,
Класс Характеристика продуктивности Коэффициент продуктивности 11, тДсут-МПа) Потенциальный дебит нефти добывающей скважины, т/сут'
1 Гипервысокая Более 1000 Более 10 000
2 Ультравысокая 300-1000 3 000-10000
3 Высокая 100-300 1 000-3 000
4 Повышенная 30-100 300-1 000
5 Средняя 10-30 100-300
6 Пониженная 3-10 30-100
7 Низкая 1-3 10-30
8 Ультранизкая 0,3-1 3-10
9 Гипернизкая Менее 0,03 Менее 3
При разности пластового и забойного давлений 10 МПа.
нефтяным пластам месторождений Западной Сибири - 10, 15, 20 МПа и более. Основная закономерность заключается в том, что чем больше глубина залегания нефтяных пластов, тем выше рациональная депрессия. Но существуют исключения - нефтяные пласты, в которых давление насыщения мало отличается от начального пластового и соответственно мала рациональная депрессия (например, месторождения Талинское Западной Сибири и Узень - в Казахстане). Более того, имеются нефтяные пласты, для которых минимальное давление фонтанирования скважин за счет высокого газового фактора значительно ниже давления насыщения, что создает угрозу самопроизвольного снижения забойного давления ниже давления насыщения.
Все девять классов классификации можно разделить на три группы: многопродуктивные пласты (1, 2 и 3 классы), среднепроду-ктивные пласты (4, 5 и 6 классы) и малопродуктивные пласты (7, 8 и 9 классы).
Сравнение дебитов добывающих скважин, представленных в классификации, с фактическими дебитами по нефтяным месторождениям, находившимся и находящимся в разработке, показывает, что фактические дебиты заметно или значительно ниже (по группе многопродуктивных пластов в 10-20 раз, среднепродуктивных пластов в 3-6 раз). Почему это произошло? - Из-за многорядного расположения добывающих скважин между рядами нагнетательных; заметного и значительного снижения репрессии и депрессии вообще и особенно по более производительным скважинам с целью их выравнивания с менее производительными; снижения продуктивности скважин в процессе их экс-
плуатации по причине недостаточного контроля и отсутствия мероприятий по оптимизации режима работы.
По группе среднепродуктивных пластов за счет значительного резерва репрессии и депрессии можно регулировать разработку соседних нефтяных пластов: выравнивать их по темпу отбора извлекаемых запасов нефти. Поэтому стало широко распространенным представление, что надо регулировать разработку пластов, для чего их следует разделять - выделять в отдельные эксплуатационные объекты. Но это представление нельзя (совершенно ошибочно!) распространять на малопродуктивные пласты, у которых нет и не будет резерва репрессии и депрессии. Соседние малопродуктивные нефтяные пласты как при объединении, так и при разъединении будут работать при одинаковой максимальной разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Таким образом, нет необходимости их разъединять и в несколько раз увеличивать общее число скважин.
Рациональность объединения нефтяных пластов в один эксплуатационный объект определяется по соответствующему критерию. На первом этапе при малом числе разведочных скважин критерий применяется в целом по пластам или по их большим участкам, при этом надо избежать ошибочного разделения пластов и увеличения числа сеток скважин. На втором этапе, когда уже пробурена и исследована первая основная сетка скважин, критерий применяется к каждой скважине, выделяются участки, где первую сетку скважин следует дополнить второй, а, возможно и третьей.
При разработке малопродуктивных нефтяных пластов, когда для промышленной экономически эффективной добычи нефти приходится приближаться к пределам увеличения репрессии и депрессии, особенно нужна достоверная информация о состоянии и текущей работе скважин, т.е. необходимы постоянный контроль за их работой и гидродинамические исследования. Причем гидродинамические исследования малопродуктивных пластов особенно трудно проводить. Однако при полном понимании серьезности проблемы имеется вполне удовлетворительное ее решение без экономически невозможного увеличения числа первых сеток скважин. Хотя геологическое строение малопродуктивных нефтяных пластов, возможно, даже сложнее, чем средне- и многопродуктивных, бурение новых нагнетательных и добывающих скважин должно иметь конкретное геологическое обоснование.
Рассмотрим основные компоненты новой технологии, которая должна обеспечить промышленную экономически эф-
фективную разработку малопродуктивных нефтяных пластов.
Применение максимального рационального забойного давления в нагнетательных скважинах. Забойное давление должно приближаться к давлению гидравлического разрыва пласта, но быть меньше него примерно на 10 %. Это исключит случайный неконтролируемый гидроразрыв. При проектировании разработки малопродуктивных нефтяных пластов приходится рассматривать вариант широкомасштабного применения (практически во всех скважинах) гидроразрыва. Однако при этом необходимо учитывать геологическое строение нефтяных пластов, толщину верхних и нижних непроницаемых пластов, защищающих нефтяные пласты от воды. Кроме того, некоторая часть скважин (примерно 10 %) выйдет из строя, их придется ликвидировать и заменять скважинами-дублерами. Иногда широкомасштабное применение гидроразрыва является решающим методом вовлечения в разработку запасов нефти однопластовых малопродуктивных месторождений и увеличения нефтеотдачи.
Для многих нефтяников согласиться на применение высокого давления нагнетания, близкого к давлению гидроразрыва, гораздо труднее, чем на применение гидроразрыва, так как применение гидроразрыва кратковременно, а высокого давления нагнетания постоянно (до конца разработки пластов). Многие полагают, что применение высокого давления нагнетания слишком дорого, однако повышение устьевого давления нагнетания до 30 МПа требует увеличения капитальных вложений на 10 %, а общая продуктивность скважин возрастает на 50 % и более.
Применение в добывающих скважинах минимального рационального забойного давления, равного давлению насыщения.
Забойное давление не должно снижаться ниже давления насыщения, поскольку при этом в ближайшей прискважинной зоне нефтяных пластов происходят разга-зирование нефти, разделение однородного флюида на газообразную, жидкую и твердую фазы, накопление твердой фазы, заметное снижение фазовой проницаемости для нефти и коэффициента продуктивности скважины по нефти.
Применение адаптивной системы разработки нефтяных пластов.
Компонентами этой системы являются.-
• квадратные сетки скважин, сетки составляют из одного дихометрического ряда квадратных сеток плотностью 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128 и 256 га/скв (например, рациональную сетку 25 га/скв составляют из двух сеток: более плотной 16 га/скв и более редкой 32 га/
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.