СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГО-ВОСТОКА ТАТАРСТАНА

АННОТАЦИЯ

Статья посвящена актуальной проблеме повышения эффективности систем поддержания пластового давления (ППД) путем минимизации непроизводительной закачки воды. В работе проанализированы основные причины низкой эффективности заводнения, такие как прорывы воды по высокопроницаемым пропласткам, трещинам и зонам неоднородности, а также несоответствие текущей системы закачки изменившейся структуре запасов. Предложен комплексный подход к совершенствованию системы заоднения, включающий алгоритмы селективной изоляции промытых интервалов, оптимизацию режимов нагнетания на основе гидродинамического мониторинга и постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ). Представлены практические результаты применения предложенных мероприятий на примере конкретного участка месторождения, демонстрирующие снижение обводненности продукции на 12% и уменьшение объемов закачки в высокообводненные зоны без потери пластового давления. Результаты исследования могут быть использованы нефтегазодобывающими предприятиями для оптимизации затрат и увеличения коэффициента извлечения нефти.

Ключевые слова: система заводнения, непроизводительная закачка, поддержание пластового давления, обводненность, изоляция водопритоков.

Характеристика современного состояния проблемы разработки нефтяных месторождений на поздней стадии

На поздней стадии разработки месторождений ключевой проблемой является недостаточная изученность геологического строения, что снижает полноту извлечения запасов. Для повышения нефтеотдачи необходимо уточнение геологического строения многопластовых объектов и переоценка распределения запасов. Основные направления включают: проведение геологоразведочных работ (ГРР), внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и пересчёт запасов с учётом уточнённых данных. Показано, что ГРР на разрабатываемых месторождениях экономически эффективнее поиска новых. Однако применение традиционных МУН ограничено высокой себестоимостью. Наиболее перспективным подходом остаётся уточнение геологического строения, позволяющее оптимизировать систему разработки с учётом неоднородности пластов и показателей заводнения.

Анализ существующих технологий по заводнению на поздней стадии разработки месторождений

В рамках разработки нефтяных месторождений применяются различные системы заводнения, представляющие собой методы воздействия на пласт путём закачки воды через нагнетательные скважины, причём в зависимости от расположения скважин относительно залежи выделяют законтурное, приконтурное, внутриконтурное и очаговое заводнение, зачастую используемые в сочетании; так, законтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагают за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи, а эксплуатационные — рядами внутри контура, применяется для однородных залежей с маловязкими нефтями и небольшой водонефтяной зоной, однако на крупных площадях с числом рядов более пяти оно слабо воздействует на центральную часть и малоэффективно при высоковязкой нефти; приконтурное заводнение предусматривает размещение нагнетательных скважин между внешним и внутренним контурами нефтеносности и используется при ухудшении проницаемости законтурной зоны или плохой гидродинамической связи между водяной и нефтяной частями пласта, но не позволяет быстро достичь максимального уровня добычи, хотя и обеспечивает стабильную добычу в течение длительного периода; внутриконтурное заводнение, как более интенсивная система, предполагает расположение нагнетательных скважин внутри контура нефтеносности и включает такие разновидности, как разрезание залежи рядами на блоки или кольца, блоковая система с размещением рядов нагнетательных скважин вдоль короткой оси структуры и площадное заводнение с чередованием нагнетательных и добывающих скважин по равномерной сетке, причём внутриконтурное заводнение применяется при отсутствии связи с законтурной областью или при больших размерах залежей; очаговое заводнение, при котором нагнетание воды осуществляется в отдельные скважины или их группы, выбираемые преимущественно из числа уже выработанных добывающих, используется как дополнение к другим видам заводнения для вовлечения участков, не охваченных основными системами, при этом во многих случаях проектирование системы разработки предполагает рекомендацию двух или трёх разновидностей заводнения, а оптимальный вариант определяется на основе гидродинамических и экономических расчётов с учётом плотности сетки добывающих скважин и перепада давления между зонами нагнетания и отбора.

Определение оптимальной длительности циклов при нестационарном заводнении

Для анализа эффективности нестационарного заводнения (НЗ) на объектах с различной неоднородностью и поиска оптимальных режимов (длительности простоя/работы нагнетательных скважин) было проведено стохастическое моделирование. Создано несколько реализаций типовых геологических моделей с разной степенью неоднородности по проницаемости, которая задавалась рангом вариограммы (от 100 до 2000 м) и стандартным отклонением (0,02 и 0,05 доли ед.). Для каждой модели было рассчитано шесть схем НЗ (рис. 1), отличающихся количеством и расположением попеременно отключаемых скважин. Дополнительно варьировались вязкость нефти (15, 30, 60, 150 мПа·с) и длительность полуциклов (1, 5, 14, 30 дней).

Таблица 1.

Рекомендуемая длительность полуциклов нагнетательных скважин при их нестационарном режиме.

Технология системного применения различных схем заводнения и соответствующих схем НЗ в зависимости от этапов разработки

Продолжительность цикла закачки и отбора изменяют во времени в зависимости от средней длины главных линий тока осуществляемой схемы заводнения и коллекторских свойств. Ожидаемый технический результат заключается в повышении эффективности способа разработки нефтяных залежей. Цель изложенной ниже технологии - повышение нефтеизвлечения и снижение обводнённости продукции скважин - достигается за счет последовательного вовлечения в активную разработку запасов в низкопроницаемой части пласта между нагнетательными и добывающими скважинами и застойных зон нефти, расположенных вдоль нейтральных линий тока применяемых схем заводнения. На первом этапе воздействия (первая, вторая стадия разработки) целью НЗ является увеличение охвата заводнением низкопроницаемых коллекторов и застойных зон в области дренажа нагнетательных скважин. На втором этапе воздействия (третья стадия разработки) – в межскважинном пространстве. На третьем этапе воздействия (первая половина четвертой стадии разработки) – в зоне отбора добывающих скважин, на четвертом этапе (вторая половина четвертой стадии разработки) – на всей нефтяной залежи. На каждом этапе осуществляют от 3 до 5 циклов с изменяющимися от цикла к циклу расстоянием и частотой воздействия.

Применение способа осуществляется в следующей последовательности операций:

а) залежь нефти, представленную неоднородными коллекторами, разбуривают по проектной сетке скважин, проводят геофизические и гидродинамические исследования с целью определения коллекторских свойств, пъезопроводности, балансовых запасов, потенциального дебита, зональной и послойной неоднородности залежи, вязкости пластовых жидкостей. Строят карты: структурные, разработки, изобар, начальной и текущей нефтенасыщенности и нефтенасыщенных толщин с нанесением контуров нефте-газоносности, выделением высоко - и малопроницаемых зон, замещения коллекторов, водоносных окон;

б) используя полученные данные, выделяют зоны самостоятельной разработки.

Рисунок 1. Длительность работы и простоя добывающих и нагнетательных скважин в зависимости от радиуса воздействия

Пример 1

Залежь площадью 29,6 млн. м2 содержит 50 млн. т геологических запасов.

Вязкость нефти в пластовых условиях 4,4 мПа∙с, вязкость воды – 1,6 мПа∙с.

Коэффициент вытеснения нефти водой составляет 0,4 доли ед. Коэффициент проницаемости - 0,48 мкм2. Провели исследования скважин, построили карты разработки, изобар, нефтенасыщенных толщин. Выделили зоны самостоятельной разработки. Залежь разбурили по сетке плотностью 16 га/скв. двенадцатью нагнетательными скважинами и пятьюдесятью добывающими скважинами. При этом нагнетательные скважины размещают в пониженной части нефтенасыщенной структуры по многорядной системе заводнения. Через нагнетательные скважины провели НЗ согласно рисунку 7.2 с продолжительностью периодов полуцикла пять месяцев.

Продолжительность НЗ ограничивается достижением обводненности 20 %. Далее разделили фонд добывающих и нагнетательных скважин на две группы: - к первой группе отнесли 37 скважин с продуктивностью выше 0,5 м3/(сут.МПа) с забойным давлением на уровне давления раскрытия вертикальных трещин, равного 10 МПа; - ко второй группе отнесли 25 скважин с продуктивностью ниже 0,5 м3/(сут∙МПа) с забойным давлением равным 8 МПа. При этом НЗ провели сначала в пассивном режиме, т.е. попеременно увеличивая и уменьшая объемы закачки по группам скважин с изменением режимов их работы.

Далее по мере продвижения фронта вытеснения на более удаленные зоны от нагнетательной скважины НЗ осуществили в активном режиме, попеременно прекращая закачку по группам скважин. По промысловым данным добыча нефти составила 122,7 тыс.т, конечный коэффициент извлечения нефти - 0,5 доли ед. Для повышения эффективности воздействия на данном этапе применяют поверхностно-активные вещества для увеличения нефтеотмывающей способности воды в объеме 3,5 м3.

Заключение

Эффективность метода определяется путем сравнения с базовым вариантом разработки рассматриваемого объекта без применения метода. За базовый вариант разработки месторождения принимается обычное заводнение пластов без изменения режимов эксплуатации скважин. При определении эффективности применения метода на стадии проектирования базовый вариант обосновывается на основе опыта разработки и фактического состояния разработки объекта. Технологический и экономический эффекты определяются для месторождения в целом, отдельно для залежи или для опытного участка.

Технологическая эффективность применения метода xapaктеризуется:

- динамикой обводнения;

- темпом отбора нефти и воды;

- изменением приемистости нагнетательных скважин;

- дополнительной добычей нефти за счет метода;

- приростом нефтеотдачи пласта.

Технологический эффект определяется двумя способами: с использованием характеристик вытеснения и математических моделей процесса вытеснения нефти из неоднородных пластов. По объектам, которые имеют фактические промысловые данные по применению базового метода (обычного заводнения), дополнительную добычу нефти определяют по характеристикам вытеснения с использованием фактических данных разработки и осуществляют следующим путем:

- математическая обработка фактических промысловых данных разработки при обычном заводнении по зависимостям, основанным на применении характеристик вытеснения;

- экстраполяция полученных результатов на период применения метода;

- сравнение фактических промысловых данных применения метода с экстраполированными показателями обычного метода заводнения.

Использовать предлагаемые зависимости по характеристикам вытеснения рекомендуется при обводнении добываемой продукции от 25 % до 95 %, так как в этом интервале достигается наибольшее совпадение статистических данных с предлагаемыми зависимостями. Для определения технологического эффекта используются характеристики вытеснения, при расчетах которого было определено увеличение добычи нефти за счет применения предлагаемого метода на 19.3 тыс. тонн с начала 2025 года.

Список литературы:

1. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. – М.: Недра, 1986. – 304 с.
2. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Ширковский А.И. Основы технологии добычи нефти. – М.: Недра, 1986. – 590 с.
3. Каштанов В.А., Мессерян Р.А. Повышение нефтеотдачи пластов: Справочное руководство. – М.: Недра, 1990. – 285 с.
4. Крылов А.П., Глаголева Г.И. Технология поддержания пластового давления. – М.: Недра, 1974. – 256 с.
5. Lake, L.W., Johns, R., Rossen, W.R., Pope, G.A. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery. – Society of Petroleum Engineers (SPE), 2014. – 497 p.
6. Sorbie, K.S. Polymer-Improved Oil Recovery. – CRC Press, 1991. – 360 p.
7. Sheng, J.J. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies. – Gulf Professional Publishing, 2013. – 662 p.
8. Закачка умягченной / «умной» воды (LowSal/Smart Water) Austad, T., Rezaeidoust, A., Puntervold, T. Chemical Mechanism of Low Salinity Water Flooding in Sandstone Reservoirs // SPE Improved Oil Recovery Symposium, 2010. – SPE 129767.
9. Morrow, N., Buckley, J. Improved Oil Recovery by Low-Salinity Waterflooding // Journal of Petroleum Technology (JPT). – 2011. – Vol. 63(5). – P. 106-112.
10. Литвин В.И., Умрихин И.Д. Влияние состава закачиваемой воды на эффективность вытеснения нефти // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 52-55.