Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
УДК 622.276.6=161.1=111
ББК 26.325
Л 88
Лысенко В.Д., Грайфер В.И.
Л 88 Разработка малопродуктивных нефтяных месторожде
ний. - М.: ОО О “Недра-Бизнесцентр” , 2001. - 562 с.: ил.
ISBN 5-8365-0074-6
В книге основной текст представлен на русском и английском язы
ках. Она посвящена важнейшей в нефтяном деле проблеме - созданию
экономически эффективной технологии разработки малопродуктивных
нефтяных месторождений. Таких месторождений много, их общие за
пасы нефти исчисляются миллиардами тонн, но они практически не
введены в разработку. Для ввода этих запасов нефти в активную раз
работку необходимо значительное усиление воздействия на нефтяные
пласты при обязательном обеспечении утвержденной нефтеотдачи и
сокращении экономических затрат.
Главными средствами достижения поставленной цели могут быть
представленные в книге: адаптивная система разработки нефтяных
пластов с рассредоточенным избирательным заводнением и индивиду
альной контролируемой и управляемой закачкой воды в нагнетатель
ные скважины, обработка нагнетательных скважин химреагентом по
лисил для значительного увеличения их приемистости и сокращения
их числа (доли), пологие и горизонтальные скважины, на многоплас
товых месторождениях многопластовые скважины, скважины-елки,
глубокая перфорация и гидравлический разрыв нефтяных пластов
и др.
Для специалистов-нефтяников, инженеров и ученых, непосредст
венно занятых разработкой нефтяных месторождений, для студентов
высших учебных заведений по данной специальности.
ISBN 5-8365-0074-6 © В.Д. Лысенко, В.И. Грайфер, 2001
© Оформление. ООО
“Недра-Бизнесцентр”, 2001
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.................................................................................................... 6
Глава 1. Инновационная система разработки нефтяных месторождений 9
1.1. Эффективная разработка малопродуктивных нефтяных месторож
дений................................................................................................................ 9
1.2. Инновационная система разработки малопродуктивных нефтяных
месторождений................................................................................................ 17
1.3. Адаптивная система разработки нефтяных месторождений
.............
21
1.4. Об эффективности применения полисила в нагнетательных сква
жинах ............................................................................................................... 29
Глава 2. Вы
1деление эксплуатационных объектов на многопластовык мес
торождениях .................................................................................................... 33
2.1. О рациональном объединении пластов в эксплуатационный объект 33
2.2. Классификация нефтяных пластов по среднему коэффициенту
продуктивности скважин............................................................................... 44
2.3. Критерий рациональности объединения нефтяных пластов в один
общий эксплуатационный объект
................................................................. 51
2.4. Учет прерывистости нефтяных пластов и аварийности скважин
при объединении пластов............................................................................. 60
2.5. Учет ограниченной долговечности скважин........................................ 65
2.6. Когда объединение пластов благоприятно во всех отношениях
.......
74
2.7. Расчет технологической и экономической эффективности объеди
нения пластов................................................................................................. 76
2.8. Эффективность объединения нефтяных пластов в эксплуатацион
ный объект на Енорусскинском месторождении
........................................ 88
2.9. Возможная утечка нефти за пределы небольшой нефтяной залежи 101
2.10. О целесообразности объединения пластов........................................ 109
Глава 3. Проблемы разработки нефтяных месторождений
.........................
117
3.1. Определение технологической эффективности мероприятий
.........
117
3.2. Потери из-за промедления.................................................................... 142
3.3. О дебите нефтяного пласта низкой продуктивности и высокой зо
нальной неоднородности............................................................................... 159
3.4. Определение продуктивности малопродуктивных пластов
............... 174
3.5. О применении химического реагента полисил в нагнетательных
скважинах........................................................................................................ 187
3.6. Технологическая эффективность изоляции обводненных нефтяных
слоев и пластов химическим реагентом....................................................... 193
Глава 4. Расчет разработки нефтяных месторождений............................... 200
4.1. Расчет разработки нефтяных пластов вертикальными и горизон
тальными скважинами................................................................................... 200
4.2. Последовательное применение вертикальных и горизонтальных
скважин............................................................................................................ 228
4.3. Дебит пологих скважин......................................................................... 245
4.4. Проектный расчет дебитов скважин..................................................... 251
4.5. Об эффективности скважины-елки....................................................... 259
4.6. Определение эффективности гидравлического разрыва нефтяного
пласта............................................................................................................... 266
Заключение..................................................................................................... 285
Список литературы........................................................................................ 287
Development of low-productive oil deposits ................................................ 289
5
ПРЕДИСЛОВИЕ
Нефтегазовый комплекс России по праву считается локомотивом
экономики страны. Крупный народнохозяйственный эффект снимается
в его завершающих переделах - нефтехимии и нефтепереработке. Одна
ко значительные валютные поступления от экспорта нефти и газа выво
дят на первый план экономики проблемы нефтедобывающего производ
ства. Ситуацию в этом секторе комплекса следует признать как крайне
сложную. Нынешний период стал как бы сосредоточением накопивших
ся в предыдущие годы негативных тенденций, часть из которых являет
ся следствием естественных горно-геологических и технологических
закономерностей, но большая часть, безусловно, связана с неудовлетво
рительным руководством этой важной отраслью народного хозяйства.
Эти тенденции раньше всего проявляются в радикальном измене
нии структуры запасов нефти. Уже более 55 % запасов относятся к
категории трудноизвлекаемых, требуют разработки новых технологий и
оборудования, крупных финансовых и трудовых затрат. Ухудшение
качества запасов вызвало снижение средних дебитов новых скважин.
Только за последние 10-15 лет средние дебиты снизились по разным
районам в 2-4 раза. Теперь для создания равных нефтедобывающих
мощностей необходимо бурить вместо одной до 4-х скважин. А если
учесть, что в период бурного “реформирования” было сокращено более
половины буровых бригад, становится понятным снижение возможнос
тей по созданию новых мощностей.
Работа по наращиванию новых, желательно “подвижных”, запасов
находится на самом низком уровне. Уже давно мы “проедаем” запа
сы, добывая нефти из них больше, чем приращиваем.
Важно отметить, что эксплуатируемые крупные месторождения, оп
ределяющие “лицо” отрасли, находятся в поздней стадии разработки
(Ромашкино, Самотлор, Муханово, Мамонтовское, Туймазинское и др.)
в связи со значительным исчерпанием запасов. К сожалению, аналогич
ных месторождений уже давно не открывается, хотя геологические
предпосылки для этого, безусловно, имеются.
Что касается “наземного” нефтяного хозяйства, то оно нуждается в
серьезной реконструкции и модернизации. Изношенность трубопроводов
и промыслового оборудования по различным районам составляет от 50
до 80 %. Надежность оборудования - низкая. Часты аварии, приводя
щие к серьезным экологическим последствиям. Качество и номенклатура
выпускаемых отечественными заводами труб, оборудования и агрега
тов не отвечает сложности новых технологических и экономических
требований.
Добившись от Госдумы Российской Федерации (РФ) включения в
6
Закон о Соглашении раздела продукции (СРП) положения о поставках
70 % собственного оборудования на месторождения, разрабатываемые
на основе этого Закона, часть наших производителей продукции нефтя
ного машиностроения упускают из вида необходимость радикального
улучшения качества своей продукции.
Отдельно следует сказать о совершенно неудовлетворительном со
стоянии отраслевой и академической науки, работающей в области гео
логии и разработки нефтяных месторождений. Даже то, что от нее оста
лось, разобщено по компаниям, и общей стратегии развития науки и
техники по нефти нет. В равной мере это касается и состояния средне
технического и высшего образования. Уже сегодня ощущается острый
недостаток в кадрах для нефтяных предприятий. Уровень оснащения
лабораторий и учебных производств в нефтяных вузах не идет ни в
какое сравнение с тем, что приходится видеть в ведущих университетах
мира.
Ведущие ученые страны, работающие в области топливно
энергетического комплекса (ТЭК), по заданию Министра топлива и
энергетики РФ В. И. Калюжного разработали вариант стратегии разви
тия ТЭК, в том числе и нефтедобывающего производства. В целом вы
соко оценивая значение этой работы, нельзя не обратить внимание на
крайне высокие потребные капитальные вложения, масштабы которых
на реконструкцию и развитие только нефтедобычи выходят далеко за
рамки возможностей страны.
Выход из создавшегося положения специалисты и ученые ОАО РИ
ТЭК (Российская инновационная топливно-энергетическая компания)
видят в возможностях технического прогресса, развитии инноваци
онной деятельности.
Проведенные расчеты и оценки позволяют утверждать, что исполь
зование уже известных и частично освоенных новых технологий и обо
рудования позволяет примерно наполовину сократить потребные на пер
спективу инвестиции. Об одном из таких направлений говорится в
предлагаемой читателям книге - по принципам минимизации количества
скважин на многопластовых месторождениях, что позволяет кратно
сократить капитальные вложения на бурение и обустройство при сохра
нении оптимального уровня добычи нефти. Эти принципы фактически
реализуются на месторождениях ОАО РИТЭК, что позволило обеспе
чить достаточный уровень рентабельности нефтедобывающего производ
ства, тогда как освоение этих месторождений на общепринятых принци
пах экономических перспектив не имело.
Можно указать на ряд других направлений инновационной деятель
ности, которые реально откроют для нефтяных предприятий новые
фронты работ и позволят в той или иной мере изменить положение в
нефтедобыче к лучшему.
В первую очередь имеются в виду работы по оптимизации разработ
ки месторождений и повышению нефтеотдачи пластов. Значение этого
направления трудно переоценить, поскольку оно позволяет развернуть
широкомасштабные работы на действующих месторождениях с имею
щимися обустройством, инфраструктурой и трудовым коллективом.
7
Хотелось бы, естественно, предостеречь от упрощенчества в решении
этой проблемы, что зачастую сегодня имеет место, когда уже каждый
знает, что в недрах остается много нефти, и недоумевает, куда только
эти простаки-нефтяники смотрят.
Подход к решению этой проблемы требует серьезного пересмотра
сложившихся норм и правил, так называемых “основополагающих”
принципов и технологических регламентов. Предстоит обеспечить серь
езное развитие промысловой геофизики, создание геологических моде
лей месторождений, оперативных компьютерных систем управления
разработкой, использование новых и новейших технологий воздействия
на пласт и призабойную зону скважин, совершенствование технологии
вскрытия нефтяного пласта (включая разработку и производство забой
ного оборудования, позволяющего вести эксплуатацию многопластовых
залежей). Одним из основополагающих принципов этой программы
должно стать создание архива новых технологий, в который вошли б ы
все достижения отечественной и мировой науки и техники с определен
ным механизмом доступа к этим материалам, защищающим интересы
авторов - патентообладателей.
Особый разговор - проблемы нефтяного машиностроения. Недо
статки в этой области практически свели на нет достижения нашей науч
ной мысли в области передовых технологий. Примером может явиться
технология гидравлического разрыва пласта (ГРП), разработанная в
России. Еще в 50-х годах мы начали применение этого высокоэффек
тивного метода. Однако оборудование для ГРП так и не было создано,
и вот теперь покупается зарубежный “флот” ГРП или тратятся огром
ные деньги за сервис зарубежных компаний.
Такова же судьба горизонтального бурения, где мы потеряли идею
вместе с автором; газлифта, предложенного еще в прошлом веке инже
нером Шуховым; турбинных двигателей и др. Горько и обидно все это
перечислять. Радует, что есть обнадеживающие ростки - новые высоко
классные машиностроительные заводы нефтяного профиля появились в
Ижевске, Буланаше, Октябрьском (Республика Башкортостан).
Надеемся, что представляемая на суд ученых и инженеров-нефтя-
ников книга хотя бы в небольшой степени послужит делу развития на
шей отрасли.
Глава 1
ИННОВАЦИОННАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1.1. ЭФФЕКТИВНАЯ РАЗРАБОТКА
МАЛОПРОДУКТИВНЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В России имеются миллиарды тонн трудноизвлекаемых за
пасов нефти, уже разведанных, но еще не введенных в про
мышленную разработку. Главный признак трудноизвлекаемых
запасов нефти - экономическая неэффективность их извлече
ния при применяемой привычной стандартной технологии.
Другой существенный признак - скважины, пробуренные на
такие нефтяные пласты, обладают крайне низкими коэфф ици
ентами продуктивности.
Все известные нефтяные пласты можно классифициро
вать - разделить на восемь классов по среднему коэффициен
ту продуктивности скважин: первый класс - нефтяные пласты
гипервысокой продуктивности - средний коэффициент продук
тивности по нефти более 100 т/(су т-ат); второй класс - неф
тяные пласты ультравысокой продуктивности - средний коэф
фициент продуктивности по нефти от 30 до 100 т /(с у т-а т),
примерами таких пластов были основные пласты Самотлорско-
го месторождения, с которых начиналась разработка место
рождения; третий класс - нефтяные пласты высокой продук
тивности - средний коэффициент продуктивности скважины
по нефти от 10 до 30 т /(су т-а т ), примером такого пласта был
девонский горизонт известного Бавлинского месторождения;
четвертый класс - нефтяные пласты повышенной продуктив
ности - средний коэффициент продуктивности скважины от 3
до 10 т/(су т-ат), примером такого пласта был девонский гори
зонт на центральных площадях и лучших участках некоторых
других площадей Ромашкинского месторождения; следующий,
пятый класс - нефтяные пласты средней продуктивности, у
которых средний коэффициент продуктивности скважины по
нефти от 1 до 3 т /(с у т-а т), такие пласты были на остальных
9
площадях Ромашкине кого месторождения, на многих давно
разрабатываемых не лучших нефтяных месторождениях З а
падной Сибири; шестой класс - нефтяные пласты пониженной
продуктивности - средний коэффициент продуктивности
скважины от 0,3 до 1 т/(су т-ат), такие пласты были и есть на
разрабатываемых малопродуктивных нефтяных месторождени
ях Западной Сибири и Татарстана; седьмой класс - нефтяные
пласты низкой продуктивности - средний коэффициент про
дуктивности скважины по нефти от 0,1 до 0,3 т/(су т-а т ), в
большинстве своем такие пласты пока не разрабатываются;
восьмой класс - нефтяные пласты ультранизкой продуктивно
сти - средний коэффициент продуктивности скважины по
нефти менее
0,1 т /(су т-а т ), такие нефтяные пласты пока, за
небольшим исключением, не разрабатываются.
Пласты 7-го и 8-го класса - низкой и ультранизкой продук
тивности - по своей продуктивности хуже основных пластов
Самотлорского месторождения в 100-1000 раз, хуже девонского
горизонта Ромашкинского месторождения в 10-100 раз.
Другие существенные признаки трудноизвлекаемых запасов
нефти:
1. Высокая зональная неоднородность по проницаемости и
прерывистость нефтяных пластов. Большое отличие общей
толщины от эффективной толщины - уменьшенная и малая
доля эффективной проницаемой нефтяной толщины в общей
толщине, многослойность - наличие многих проницаемых сло
ев и их разделяю щ их непроницаемых прослоев.
Такая многослойность нефтяных пластов при значительной
доле неэффективной толщины в их общей толщине резко
уменьшает эффективность горизонтальных скважин и закачки
теплоносителя в нагнетательные скважины.
2. Высокая расчетная послойная неоднородность, которая
учитывает послойную неоднородность по проницаемости всех
нефтяных пластов, объединяемых в один общий эксплуатаци
онный объект, и геометрическую неоднородность (нерав
номерность) движения вытесняющей воды в пределах отдель
ного однородного слоя, обусловленную геометрией сетки
скважин, схемой взаимного расположения добывающих и на
гнетательных и точечностью (малостью) самих скважин по
сравнению с размерами эксплуатируемых нефтяных площа
дей. При объединении нефтяных пластов в эксплуатационный
объект из-за их различия по удельной продуктивности на
единицу эффективной толщины общая неравномерность вы
теснения нефти закачиваемой водой увеличивается, соответст
венно уменьшается средняя доля в суммарном отборе жидкости.
10
Объединение пластов оправдано, если при этом произведе
ние начального максимального (амплитудного) дебита нефти
и средней доли нефти в суммарном отборе жидкости увели
чивается. Значит, при неизменном среднем числе скважин,
как для одного пласта, при условии извлечения утвержденных
извлекаемых запасов всех объединяемых пластов их объедине
ние не только значительно увеличивает начальный максималь
ный (амплитудный) дебит нефти, но также увеличивает сред
ней дебит нефти.
3. Пониженная и низкая начальная нефтенасыщ енность
пластов, из-за чего при заводнении бывает низкий коэфф ици
ент вытеснения нефти водой и еще более низкий коэфф ици
ент нефтеотдачи пластов, представляющий собой произведе
ние коэффициента вытеснения нефти водой в микрообъеме
пласта и коэффициента охвата пластов вытеснением.
4. Малые размеры чисто нефтяных площадей и участков -
сложность определения их границ, риск разместить и пробу
рить проектные скважины за пределами этих границ.
Это могут быть водонефтяные пласты - нефть в виде ост
ровов в море воды; нефть находится в куполах и бывает за
щищена снизу от воды непроницаемыми прослоями и непро
дуктивными пластами.
Это могут быть газонефтяные пласты, где нефть находится
в пониженных зонах. Н ефть может быть защищена сверху от
газа и снизу от воды непроницаемыми прослоями и пластами.
Эффективная разработка возможна только защищенной
нефти, имеющей естественную природную защиту в виде не
проницаемой породы сверху от газа и снизу от воды.
5. Близость давления насыщения нефти газом к начальному
пластовому давлению плюс заметное или даже значительное
содержание в нефти твердых компонентов - асфальтенов,
смол и парафинов. Ограниченность депрессии на нефтяные
пласты при снижении забойного давления добывающих сква
жин только до давления насыщения и опасность значительного
снижения коэффициента продуктивности по нефти при сни
жении забойного давления ниже давления насыщения - сни
жения в 2, 3 и даже в 10 раз. После начала обводнения сква
жины такое снижение продуктивности по нефти равносильно
значительному увеличению вязкости нефти со всеми следую
щими отсюда отрицательными последствиями.
Большой бедой может обернуться высокое газосодержание
нефти и низкое забойное давление фонтанирования, намного
более низкое, чем давление насыщения. Тогда при отсутствии
постоянного контроля и жесткого регулирования (рацио
11
нального повышения с помощью штуцера устьевого и забойно
го давления фонтанирования) происходит самопроизвольное
снижение забойного давления ниже давления насыщения и
соответственно резкое падение коэффициента продуктивности
и дебита нефти.
6 . Высокая вязкость нефти, в десятки и сотни раз превос
ходящая вязкость воды.
При невысокой проницаемости и невысокой эффективной
толщине нефтяных пластов их ультранизкая продуктивность
образуется из-за высокой вязкости нефти. А при высокой вяз
кости нефти возникает высокое соотношение подвижностей
вытесняющей воды и нефти. Поэтому после прорыва вытесня
ющей воды в добывающие скважины по небольшой части неф
тяных пластов (по наиболее проницаемым слоям и линиям то
ка) происходит быстрый рост обводненности отбираемой жид
кости, быстрое снижение дебита нефти и процесс разработки
заверш ается невысокой нефтеотдачей пластов, близкой к без
водной нефтеотдаче и примерно равной 10-20 %.
Для таких нефтяных пластов с трудноизвлекаемыми запа
сами нефти и ультранизкой продуктивностью РИТЭКом была
запроектирована и уже осуществляется инновационная систе
ма разработки, включающая такие компоненты:
1. Рациональная максимальная депрессия на неф т яны е
пласты в добывающих скважинах. При этом забойное давле
ние приближается к давлению насыщения нефти газом, плас
товое давление по возможности повышается выше первона
чального уровня, но так, чтобы добывающие скважины экрани
ровали воздействие внутриконтурной закачки воды, чтобы на
линии крайних периферийных добывающих скважин пласто
вое давление было равно первоначальному законтурному и не
возникала опасность оттока и потери части запасов нефти во
внешней водоносной области. Это - контролируемое и управ
ляемое повышение пластового давления.
Рациональная максимальная репрессия на неф т яные пла
сты в нагнет ательных скважинах. При этом забойное давле
ние максимально возможно повышается, но остается ниже дав
ления гидроразрыва пласта. Такое высокое забойное давление
нагнетания при постоянной закачке и периодической цикли
ческой закачке обеспечивает объем закачиваемой воды, строго
соответствующий объему отбираемой жидкости. Но создание
рациональной максимальной депрессии и рациональной мак
симальной репрессии - непростое дело, требующее опреде
ленных технических решений и специального оборудования.
Все необходимое для этого имеется у РИТЭКа.
12
2. На новых вводимых в разработку нефтяных месторожде
ниях применяется адаптивная система разработки, позволяю
щая сочетать промышленный процесс добычи нефти и закачки
воды с доразведкой геологического строения нефтяных
пластов.
Адаптивная система позволяет оперативно на основе ин
формации, полученной при бурении и исследовании скважин,
изменять и совершенствовать сетку разбуривания скважин и
схему размещения добывающих и нагнетательных, переходить
от расчетного площадного заводнения к избирательному завод
нению.
Установленная по технологическим и экономическим расче
там сетка скважин рациональной плотности, которая может
быть любой, формируется из квадратных сеток стандартного
дихотомического ряда. Этот ряд квадратных сеток образуется
путем удвоения площади на скважину и включает плотности:
1, 2, 4, 8 , 16, 32, 64, 128 и 256 г а /ск в . Если по расчетам полу
чается, что рациональная плотность сетки скважин равна
25 г а /ск в ., то такую сетку составляют из двух сеток 32 и
16 га /с к в ., причем 32 га/ск в . будет на 72 % нефтяной площа
ди с пониженной эффективной толщиной нефтяных пластов,
а 16 га /с к в . будет на остальных 28 % нефтяной площади с
повышенной эффективной толщиной нефтяных пластов; и на
чинать можно будет с плотности 32 га/ск в ., при необходимос
ти без промедления сгущая до 16 га/ск в . Разбуривание неф
тяной площади осуществляется по направлению от известного
к неизвестному: от центра к периферии сначала по плотности
256 и 128 г /ск в . (это будет плотность кустов - плотность пер
вых вертикальных скважин кустов при кустовом бурении
скважин), затем при подтверждении эффективной нефтяной
толщины пластов сгущается до плотности 64, 32 и 16 га/ск в.
При расчетной рациональной плотности сетки скважин 25 г а /
скв. ближайшая более густая сетка стандартного дихотомичес
кого ряда 16 га /ск в. является базовой; все проектные скважи
ны рассматриваемого объекта могут размещаться только в точ
ках базовой сетки.
При выделении двух и более эксплуатационных объектов по
каждому из них определяется базовая сетка и эти сетки так
смещаются относительно друг друга, чтобы все вместе по мес
торождению образовали максимально возможно равномерную
общую сетку.
При такой общей сетке те скважины, которые оказались
ненужными на своих проектных эксплуатационных объектах
(например, попали в зоны неколлектора), переводятся на дру
13