НЕФТЯНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С НЕФТЯНЫМИ ОТОРОЧКАМИ И ПОДГАЗОВЫМИ ЗОНАМИ. ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С НЕФТЯНЫМИ ОТОРОЧКАМИ И ПОДГАЗОВЫМИ ЗОНАМИ

OIL FIELDS WITH OIL RIMS AND UNDER-GAS ZONES. INCREASING OIL RECOVERY IN FIELDS WITH OIL RIMS AND UNDER-GAS ZONES

Nikita Foshin

Student, Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields, Udmurt state University,

Russia, Izhevsk

Stepan Kuzminykh

Student, Department of Oil and Gas Well Drilling, Udmurt state University,

Russia, Izhevsk

Alexey Milovzorov

Scientific supervisor, candidate of Technical Sciences, Associate professor of the Department of BNGS, Udmurt state University,

Russia, Izhevsk

АННОТАЦИЯ

В данной статье рассматриваются методы повышения коэффициента извлечения нефти на месторождениях с подгазовыми зонами и нефтяными оторочками. Указаны проблемы разработки подгазовых зон и нефтняных оторочек. Представлены методы повышения нефтеотдачи пластов.

ABSTRACT

This article discusses methods for increasing the oil recovery factor in fields with sub-gas zones and oil rims. The problems of developing sub-gas zones and oil rims are indicated. Methods for enhancing oil recovery are presented.

Ключевые слова: подгазовая зона; нефтяная оторочка; газовая шапка.

Keywords: the word; the word; the word.

Разработка нефтяных месторождений с подгазовыми залежами весьма специфична и имеет свои особенности, поскольку в залежи имеются две неизолированные залежи - нефтяная зона и газовая шапка.

Условия при которых залегают нефть и свободный газ в подгазовой шапке обычно следующие:

- Наличие в пласте двух неизолированных залежей нефти и газа;

- Близкое расположение водо - и газонефтяных контактов;

- Низкая подвижность контуров нефтяной и газовой оторочки в процессе разработки;

- Распределение энергии пласта в основном равномерно по всему объему залежи;

- Практически одинаковое начальное пластовое давление и давление насыщения пластовой нефти.

Перечисленные выше условия существенно отличают процесс разработки подгазовой шапки нефтяного пласта и метод его проектирования, от технологии разработки традиционной нефтяной залежи.

До недавнего времени у российских нефтяных компаний не было большого спроса на извлечение газа и нефти из нефтяной оторочки.

Процесс извлечения углеводородов из подгазовой залежи достаточно трудоемкий и приносящий относительно небольшую прибыль, в сравнении с процессом добычи углеводородов из нефтяного пласта, в котором нет подгазовой шапки.

Различные особенности данных коллекторов осложняют их разработку и затрудняют процесс извлечения, приравнивая данные запасы к трудноизвлекаемым.

Так же, в отличии от стандартных пластов, на подгазовую шапку и нефтяную оторочку действуют 2 вытесняющих агента: сверху – давление газа, а снизу – давление воды, что в свою очередь усложняет процесс прогнозирования нефтеотдачи и проектирования, так-как приходится брать в расчет большее количество параметров.

Главная особенность разработки подгазовой шапки связана с прорывами газа и воды в добывающие скважины. Чтобы этого избежать, нужно поддерживать депрессию в скважинах на относительно низком уровне, в свою очередь, это повышает коэффициент извлечения нефти, но отрицательно сказывается на дебите скважин, которая напрямую зависит от величины депрессии на пласт.

В таких случаях добыча может оказаться нерентабельной. Поэтому нужно выбирать наиболее оптимальные способы извлечения углеводородов из нефтяных оторочек и подгазовых залежей.

Верейский горизонт Чутырско-Киенгопского месторождения представлен переслаиванием известняков и аргиллитов с подчиненными прослоями алевролитов, мергелей и доломитов. Пласты B-II, B-III(а+b) залегают в нижней части горизонта с большими газовыми шапками и небольшой нефтяной оторочкой.

Почти все скважины имеют среднесуточный дебит менее 8 тонн в сутки, это связано с тем, что толщина насыщенного нефтяного пласта низкая и в добывающих скважинах часто случаются прорывы газа.

Рассмотрим несколько видов воздействия на нефтяную оторочку и подгазовую шапку.

Барьерное заводнение – способ разработки нефтегазовых залежей, основанный на закачке воды на газонефтяном контакте через нагнетательные скважины, расположенные на линии внутри контура газоносности. Предназначено для формирования водного барьера, разделяющего основные запасы нефти, нефтяную оторочку и газ газовой шапки, предотвращая попадание газа в нефтяную скважину и нефти в газовую шапку. Позволяет ускорить темпы отбора нефти и повысить коэффициент нефтеотдачи.

Метод барьерного заводнения наиболее эффективен в следующих ситуациях: залежи пластового типа с крыльевыми нефтяными оторочками, узкими подгазовыми зонами и крупными газовыми шапками. Суть барьерного заводнения заключается в создании водяного барьера в зоне ГНК нагнетанием воды в скважины, расположенные в непосредственной близости от внутреннего газоводяного контакта (рис.1).

Рисунок 1. Схема барьерного заводнения

Основным преимуществом является возможность одновременной разработки запасов нефти и свободного газа. Недостатком является то, что большое количество газа при вытеснении его водой оказывается защемленным в коллекторе. Барьерное заводнение иногда используется в сочетании с законтурным или другими видами заводнения.

Начальное пластовое давление по верейскому объекту Киенгопской площади составляет 116 атмосфер. По имеющимся данным пластовое давление оценивается на уровне 114 атмосфер.

Пластовое давление по объекту остается стабильным, близким к значению начального пластового давления, барьерное заводнение в данном случае является наиболее эффективным [1].

Следующий метод, это скважины с горизонтальным окончанием. Этот метод разработки характеризуется значительно большей площадью контакта с пластом и позволяет получить более высокие дебиты при меньшей депрессии. Снижение депрессии в свою очередь позволяет уменьшить риск преждевременного прорыва газа и понизить в целом газовый фактор.

Разработка верейского объекта ведется преимущественно горизонтальными скважинами и БГС. На начало 2021 года на Верейском объекте Чутырско-Киенгопского месторождения насчитывается порядка 110 горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, что составляет порядка 60% от всех добывающих скважин. Многозабойных скважин на объекте нет, однако, как отмечают авторы [2] данная технология является перспективным методом для маломощных карбонатных коллекторов на месторождениях ПАО «Удмуртнефть»им. В.И. Кудинова.

Первоначально скважина добывает нефть без газа; положение ГНК отражает распределение давления, необходимое для перемещения нефти. Мощность нефтяного пласта отвечает расстоянию от точки контакта до подошвы на значительном удалении от скважины в глубь пласта. Наклон поверхности контакта в каждой точке характеризуется величиной горизонтального градиента давления в пласте, непосредственно под точкой контакта.

При увеличении дебита нефти, например, при снижении давления в стволе скважины, градиент давления увеличивается. При определенных значениях, градиент у поверхности скважины возрастает (наклон контактной поверхности становится вертикальным) и происходит прорыв газа в добывающую колонну. На месторождениях с нефтяной оторочкой и подгазовой шапкой прорыв газа в горизонтальных скважинах более критичен, чем в вертикальных, поскольку снижает дебит нефти.

К примеру, по мнению авторов [3] на Чаядинском месторождении после прорыва газа в вертикальную скважину дебит упал в 1,3 раза. На Норвежском месторождении Troll с горизонтальной скважиной после прорыва газа дебит упал в 6,3 раза.

Однако следует отметить, что прорывы природного газа и пластовой воды - не единственная проблема при разработке нефтяных оторочек. Важной проблемой является так называемая "косая слоистость" нефтяной оторочки, которое оказывает существенное влияние на разработку залежи. Под косой слоистостью понимается угол наклона пласта по отношению к горизонту. В обычных пластах небольшие изменения угла наклона не приводят к осложнениям, но в нефтяных оторочках этот фактор может оказывать существенное влияние на процесс фильтрации в пласте. При разработке месторождений с многофазными потоками одной из причин снижения нефтеотдачи является неравномерное снижение пластового давления в залежи, что в конечном итоге приводит к смещению контакта флюидов и дальнейшей неопределенности разработки. В условиях высоких депрессий и опережающей добычи в газонефтеводяную зону (ГНВЗ) может быть введена нефтяная оторочка.

В области ГНВЗ для задержки прорыва газа и/или увеличения безгазового потока могут использоваться водные и гелевые барьеры.

Прорыв природного газа в добывающие скважины возможен как по вертикали (из-за отсутствия плотных участков пласта и высокой проницаемости), так и по горизонтали (газ, выходящий из газовой шапки). При этом эффективность изоляции ГНК зависит от радиуса проникновения газоизолирующего состава в раздел фаз газ – нефть, образованию конусов газа и закупорке каналов фильтрации. Радиус газоизоляционного экрана должен надежно перекрывать зону максимальной потери давления между забоем ствола скважины и пластом.

Таким образом, на основе вышеизложенной информации, можно сделать вывод о том, что перечисленные методы являются перспективными для применения на месторождениях с нефтяными оторочками. Однако следует учитывать, что каждый метод имеет свои преимущества и недостатки.

Список литературы:

1. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами. Диссертация на соискание степени кандидата технических наук, ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина, 1996.
2. И.П. Заикин; К.В. Кемпф; О.Л. Готлиб; С.В. Ефимов; С.В. Выхристюк; А.М. Насыров ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Удмуртнефть» Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть».
3. Определение местоположения в разрезах скважин Чаяндинского месторождения границ хамакинского продуктивного горизонта. Рыжков А.Е., Крикунов А.И., Рыжова Л.А., Канунникова Н.Ю., Саприна О.А. 12, Январь 2013 г., Вести газовой науки, стр. 174-183.