Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Повышение эффективности действующих систем заводнения применением технологий нестационарного воздействия 9
1.1 Общие положения 9
1.2 Основные вопросы создания и развития технологии нестационарного заводнения как метода повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости коллекторов 18
1.3 Условия эффективного применения технологий нестационарного воздействия 22
1.4 Разновидности технологий нестационарного воздействия 25
1.5 Вопросы технической реализации технологии нестационарного воздействия. 27
1.6 Опытно-промысловые испытания технологии нестационарного заводнения 29
Выводы по главе 1 31
Глава 2. Геологическое строение и разработка эксплуатационных объектов месторождения Кумколь 31
2.1 Общие сведения 31
2.2 Геологическое строение продуктивных горизонтов месторождения Кумколь 53
2.3 Свойства нефти 54
2.4 Анализ состояния разработки эксплуатационных объектов месторождения Кумколь (лицензионный участок АО «Тургай-Петролеум») 74
Выводы по главе 2
Глава 3. Теоретическое исследование применения нестационарного заводнения в условиях разработки залежей высокопродуктивных неоднородных коллекторов 76
3.1 Общие положения 77
3.2 Применение нестационарного заводнения в коллекторе с неоднородным по разрезу полем проницаемости. Используемая модель 80
3.3 Зависимость эффективности технологии нестационарного заводнения от соотношения проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемых слоев 83
3.4 Зависимость эффективности технологии нестационарного заводнения от «стартовой» обводненности добываемой продукции участка 91
3.5. Зависимость эффективности технологии нестационарного заводнения от продолжительности полупериода работы/простоя нагнетательных скважин в цикле 99
3.6. Технология нестационарного воздействия, предусматривающая периодическую работу добывающих и нагнетательных скважин в противофазе 101
Выводы по главе 3 103
Глава 4. Анализ применяемых на месторождении Кумколь технологий нестационарного заводнения (2009-2013 гг.) 104
4.1 Общие положения 104
4.2 Анализ эффективности нестационарного заводнения на участках эксплуатационных объектов месторождения Кумколь 131
Выводы по главе 4.
Глава 5. Анализ применяемой в 2014 году технологии нестационарного воздействия и рекомендации по развитию нестационарного заводнения на эксплуатационных объектах месторождения Кумколь 134
5.1 Общие положения 134
5.2 Анализ результатов программы нестационарного заводнения эксплуатационных объектов месторождения Кумколь в 2014 году 135
5.3 Рекомендации по применению технологии нестационарного заводнения в зимний период на участке № 2 первого эксплуатационного объекта 144
5.4 Сочетание нестационарного заводнения с периодической работой добывающих скважин 157
5.5 Рекомендации по расширению и дальнейшему развитию нестационарного заводнения на эксплуатационных объектах месторождения Кумколь 176
Выводы по главе 5 178
Основные выводы и рекомендации 179
Список использованных источников 182
- Основные вопросы создания и развития технологии нестационарного заводнения как метода повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости коллекторов
- Зависимость эффективности технологии нестационарного заводнения от соотношения проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемых слоев
- Анализ результатов программы нестационарного заводнения эксплуатационных объектов месторождения Кумколь в 2014 году
- Рекомендации по расширению и дальнейшему развитию нестационарного заводнения на эксплуатационных объектах месторождения Кумколь
Основные вопросы создания и развития технологии нестационарного заводнения как метода повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости коллекторов
Впервые положение о возможности эффективного применения циклического заводнения было сформулировано в конце 50-х годов М.Л. Сургучевым в результате проведенного анализа разработки месторождений Куйбышевской области. Было показано, что реконсервация залежи пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг и заводнение основного пласта Ново-Степановского участка Калиновского месторождения, которое по техническим и природно-климатическим причинам носило периодический характер, привели к снижению обводненности добываемой продукции и повышению эффективности нефтеизвлечения по этим объектам [90].
Приближенные расчеты, выполненные М.Л. Сургучевым для двухслойного пласта, показали, что создание в залежи нестационарного состояния путем изменения режима работы нагнетательных скважин приводит к интенсификации добычи нефти из продуктивного пласта [91, 92].
На основании этих предварительных исследований в 1964 году на Покровском месторождении Куйбышевской области и в 1965 г. на Выгодской залежи Долинского месторождения на Украине были успешно проведены испытания циклического заводнения продуктивных пластов [2].
В области лабораторно-экспериментальных исследований, направленных на раскрытие физической сущности метода, известны работы В.Г. Оганджанянца, А.А. Боксермана, К.Э. Музафарова, М.Л. Коджаева, А.А. Кочешкова. [93-95 ] Экспериментальные исследования проводились на модели пористой среды. Лабораторные модели пористой среды воспроизводили наличие элементов малопроницаемых включений, блоков трещиновато-пористой среды, малопроницаемых слоев в слоистом пласте.
Из физической сущности нестационарного заводнения следует, что эффективность технологии зависит от степени капиллярного удержания воды, внедренной в малопроницаемые прослои. Исследованию этого вопроса была посвящена первая серия экспериментов. Боксерманом А.А. и др. изучалась зависимость полноты капиллярного удержания воды в малопроницаемых элементах пласта от продолжительности циклов [93]. На основе полученных результатов сделан вывод о том, что степень удержания малопроницаемыми слоями внедрившейся в них воды зависит от продолжительности полуцикла снижения давления нагнетания. Показатели циклического воздействия с точки зрения полноты использования воды, принудительно внедряемой в малопроницаемые элементы пласта, с увеличением продолжительности циклов улучшаются. Однако, чрезмерное увеличение продолжительности циклов приводит к снижению темпа извлечения нефти из пласта.
Эксперименты, проведенные Боксерманом А.А. и др. на моделях пористой среды, позволили установить важную особенность процесса: для обеспечения условий полного капиллярного удержания воды без существенного снижения скорости извлечения нефти продолжительности циклов должны быть неодинаковы, возрастая с некоторого минимального значения до максимальной экономически допустимой величины.
Вторая серия опытов показала, что для полного капиллярного удержания воды в пористой среде при максимально возможной скорости извлечения нефти продолжительности циклов должны возрастать по закону квадратичной параболы.
Эксперименты показали, что в пористой среде непрерывно происходит капиллярное перераспределение воды независимо от стадии процесса при повышении или понижении пластового давления. При этом наряду с капиллярным перераспределением воды, внедренной в пористую среду принудительно, при циклическом воздействии на пласт, так же как и при стационарном заводнении, происходит противоточное капиллярное вытеснение нефти водой. В пористых средах объем воды в высокопроницаемых слоях достаточно велик и капиллярная противоточная пропитка может наблюдаться на всех стадиях цикла. В этом случае эффективность циклического процесса определяется эффектами капиллярного перераспределения воды, принудительно закачанной в малопроницаемые включения повышением пластового давления, и противоточной капиллярной пропиткой, происходящей независимо от периодичности процесса заводнения. В трещиновато-пористых средах проявлением противоточной пропитки можно пренебречь, так как объем воды, содержащийся в трещинах, по сравнению с поровым объемом невелик и вода быстро капиллярно внедряется в нефтесодержащие блоки. В трещиновато-пористых коллекторах эффективность нестационарных процессов определяется прежде всего капиллярным перераспределением воды, принудительно внедренной в блоки.
При проведении экспериментов были воспроизведены следующие условия:
объем воды, содержащийся в высокопроницаемых участках или трещинах, неограничен и достаточен как для полного капиллярного перераспределения принудительно внедренной воды, так и для обеспечения процесса капиллярной противоточной пропитки при установленной оптимальной продолжительности циклов;
объем воды, содержащийся в высокопроницамых участках или трещинах, недостаточен для полного проявления противоточной капиллярной пропитки;
между стадиями повышения и понижения давления происходит только капиллярное перераспределение нефти и воды.
Максимальная эффективность нестационарного заводнения наблюдалась в первом случае при неограниченном объеме воды, содержащейся в высокопроницаемых участках или трещинах. Наихудший результат был получен в третьем случае. Условие последнего эксперимента ближе всего соответствует условиям осуществления циклического заводнения трещинно-пористых коллекторов, в которых объем трещин пренебрежимо мал по сравнению с поровым объемом блоков.
В работе [94] приведены результаты исследований влияния начальной водонасыщенности порового пространства на процесс капиллярного перераспределения нефти и воды при циклическом воздействии на пласт. Экспериментальные результаты, полученные Боксерманом А.А. и др., показали, что начальное водосодержание поровой среды способствует более скорому капиллярному перераспределению воды, принудительно внедряемой в малопроницаемые элементы неоднородного пласта; чем выше начальное водосодержание, тем интенсивнее происходит капиллярное перераспределение жидкостей.
В результате лабораторных исследований, направленных на изучение влияния вязкости нефти на эффективность нестационарных процессов, установлено, что при циклическом заводнении темп извлечения запасов нефти с увеличением вязкости до 10 мПас снижается незначительно. Был сделан вывод о целесообразности применения циклического заводнения в пластах, насыщенных нефтью средней вязкости [95].
Таким образом, экспериментальные исследования, проведенные в 60-х годах, позволили не только раскрыть физическую сущность циклического заводнения, но и выявить основные факторы, определяющие его эффективность.
Теоретическое обоснование циклического заводнения пластов было дано в 60-х годах М.Л. Сургучевым, А.А. Боксерманом, Ю.П. Желтовым, В.Г. Оганджанянцем и др. [96-99]. Первая оценка перетоков пластовых флюидов при переменном давлении на линии нагнетания была выполнена в 1967 году в работе А.А. Боксермана и Б.В. Шалимова [98]. C применением сложных формул был математически представлен первый цикл процесса, при этом решалась задача определения количества жидкости, перетекающей при импульсном нагнетании из одного пропластка в другой под влиянием градиента давления, направленного перпендикулярно напластованию. Ввиду сложности математического сопровождения методика расчета практического применения не нашла, но она послужила толчком для развития теоретических основ циклического метода заводнения.
В дальнейшем А.А. Боксерман и др. в работе [7] и В.Г. Оганджанянц [99] изучали вопросы неустановившейся фильтрации несмешивающихся жидкостей в пласте при периодическом изменении давления или расхода воды на линии нагнетания. Во всех этих работах реальный пласт представлялся в виде двухслойной системы с различной характеристикой слоев.
В начале 70-х годов во ВНИИ под руководством О.Э. Цынковой была создана математическая модель нестационарных процессов [100]. Это ускорило проведение теоретических исследований циклического заводнения и послужило основой для проектирования технологий нестационарного заводнения на нефтяных месторождениях. В основе математического моделирования процесса лежит двухслойная геологическая модель пласта. Реальный слоистый пласт, представляющий собой набор слоев с разной толщиной и проницаемостью, заменяется двухслойным. В первый слой группируются все прослои с проницаемостью больше средневзвешенной по толщине проницаемости эксплуатационного объекта, образуя высокопроницаемый слой модели. Ко второму слою отнесены прослои с меньшей проницаемостью по сравнению со средней по объекту - низкопроницаемый слой модели. Оба слоя характеризуются средними значениями проницаемости, толщин. В методике ВНИИ основным показателем является проницаемостная неоднородность пласта V= (К 1-1) (1-К2), где К 1 и К2 - безразмерные значения проницаемости высоко - и низкопроницаемого слоя (средняя величина проницаемости слоя относительно средней проницаемости всего пласта). Другим показателем геологического строения пласта является коэффициент литологической связанности прослоев по разрезу Ксв, выражаемый отношением площади слияния коллекторов к общей площади рассматриваемой залежи или участка пласта. Кроме того, геологическая модель пласта характеризуется такими параметрами, как коэффициент удержания воды 3, упругоемкость Р и пьезопроводность Х.
Зависимость эффективности технологии нестационарного заводнения от соотношения проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемых слоев
Одной из значительных проблем современного применения НЗ на эксплуатационных объектах месторождения Кумколь является вопрос об эффективности циклической закачки воды при высокой обводненности добываемой продукции. В настоящее время обводненность эксплуатационных объектов месторождения приближается к предельным значениям. Стоит ли в таких условиях использовать циклическое заводнение? Ниже постараемся ответить на данный вопрос.
Были рассчитаны модельные задачи для разных значений «стартовой» обводненности, т.е. обводненности, при которой начинается циклическая закачка воды (75 %, 85 %, 90 %, 95 %). Расчеты проводились для разных значений проницаемости низкопроницаемых слоев.
Время полупериода работы/остановки нагнетательных скважин составляло 10 сут.
Проницаемость низкопроницаемых слоев 100 мД (соотношение проницаемостей высоко- и низкопроницаемых слоев – 20). На рисунке 3.7 представлены относительные изменения текущего дебита нефти и абсолютные изменения обводненности в результате применения циклической закачки воды. Кривые получены при разных значениях «стартовой» обводненности. Подписи к кривым технологических показателей содержат значения «стартовой» обводненности.
Представленные на рисунках данные показывают, что в целом нестационарное заводнение остается эффективным при любой стартовой обводненности. Величина максимального прироста дебита нефти не превышает 26 %, снижения обводненности – 6 %. При этом в циклах наблюдаются снижение дебита нефти относительно базового на 12 % и повышение обводненности – на десятые доли процента.
На Рисунке 3.8 показана динамика относительного прироста за счет нестационарного воздействия накопленных отборов нефти (в долях от базового варианта) для разных значений стартовой обводненности. Видно, что максимальный прирост за счет применения НЗ (1.8 %) наблюдается при минимальной из рассмотренного диапазона «стартовой» обводненности. При этом для данного варианта применения НЗ имеется небольшой период отрицательной эффективности НЗ (переходный период [63]). Интересно, что зависимость от стартовой обводненности для коллектора с минимальной (из рассмотренных) проницаемостной неоднородностью не является монотонной. Относительные приросты накопленной добычи имеют близкие значения для стартовой обводненности 75 % и 90 %, при этом данный показатель при стартовой обводненности 80 % ниже и близок по значению показателю при стартовой обводненности 95 %. Отметим, что для всех рассматриваемых случаев эффект от НЗ нарастает достаточно быстро.
Представленные результаты показали, что нестационарное заводнение на послойно неоднородных по проницаемости коллекторах (с минимальным из рассмотренных значений проницаемостной неоднородности) является эффективным при любой стартовой обводненности. При этом есть некоторый немонотонный тренд – эффект от НЗ максимален при «высокой» стартовой обводненности и минимален при 85 %. Возможно, что при данном значении проницаемости низкопроницаемых слоев зависимость имеет два максимума, которые мы не видим из-за ограниченности диапазона рассматриваемых значений стартовой обводненности.
Проницаемость низкопроницаемых слоев 10 мД (соотношение проницаемостей высоко- и низкопроницаемых слоев – 200)
Рассмотрим послойно неоднородный коллектор с большой проницаемостной неоднородностью (слои отличаются по проницаемости в сотни раз). На рисунке 3.10 представлены относительные изменения текущего дебита нефти и абсолютные изменения обводненности в результате применения циклической закачки воды. Кривые получены при разных значениях «стартовой» обводненности. Подписи к кривым технологических показателей содержат значения «стартовой» обводненности.
Представленные на рисунках данные показывают, что в сравнении с предыдущим случаем нестационарное заводнение имеет более выраженный эффект, и при этом является эффективным при любой стартовой обводненности. Величина максимального прироста дебита нефти достигает 67 %, снижения обводненности – 9 %. При этом в конце разработки в циклах наблюдаются снижение дебита нефти относительно базового на 11 % и повышение обводненности – на десятые доли процента. Эффект проявляется сразу, после начала применения НЗ. Начальный период отрицательной эффективности отсутствует.
На рисунке 3.11 показана динамика относительного прироста за счет нестационарного воздействия накопленных отборов нефти (в долях от базового варианта) для разных значений стартовой обводненности. Видно, что максимальный прирост за счет применения НЗ (12.5 %) наблюдается при минимальной из рассмотренного диапазона «стартовой» обводненности 75 %, а минимальный прирост (9.6 %) – при максимальной стартовой обводненности 95%. Интересно, что зависимость максимальных приростов накопленных отборов нефти от стартовой обводненности, в отличие от предыдущего случая, является монотонной. Отметим, что для всех рассматриваемых случаев эффект от НЗ нарастает достаточно быстро.
Как и в предыдущем случае, видно, что нестационарное заводнение на послойно неоднородных по проницаемости коллекторах является эффективным при любой стартовой обводненности. При этом эффект имеет хорошо выраженный максимум во времени, по истечении которого технология начинает снижать свою эффективность.
На Рисунке 3.12 показаны зависимости конечного КИН и его прироста относительно базового варианта для вариантов НЗ с разной «стартовой» обводненностью. Видно, что минимальный прирост КИН технология НЗ дает при максимальной стартовой обводненности.
В заключении отметим, что в зависимости от соотношения проницаемостей нестационарное заводнение имеет разные тренды от значения «стартовой» обводненности. Здесь мы видим монотонное снижение эффективности НЗ при росте «стартовой» обводненности.
Анализ результатов программы нестационарного заводнения эксплуатационных объектов месторождения Кумколь в 2014 году
В 2014 году недропользователь проводил нестационарное заводнение только на дополнительном (втором) участке первого эксплуатационного объекта (горизонт М1). В связи с рядом технических сложностей по организации периодической закачки в нагнетательные скважины первого объекта и значительным изменением в системе ППД участка программа НЗ на первом эксплуатационном объекте была адаптирована к новым условиям. При выполнении первого этапа автором совместно со специалистами недропользователя решен ряд вопросов практической реализации программы нестационарного заводнения, определены основные виды исследований в ходе выполнения программы НЗ.
Нестационарное воздействие на участке № 2 первого эксплуатационного объекта начато 20 мая 2014 г.
Дополнительный участок НЗ первого эксплуатационного объекта месторождения Кумколь (участок НЗ №2) [53]
Участок НЗ № 2 первого эксплуатационного объекта представлен на рисунке 5.1.
В 2014 г. до начала применения технологии НЗ на участке велась закачка 19 нагнетательных скважин. Это скважины 1076, 2180, 3178, 1083, 2216, 1067, 3201, 2161, 3397, 1075, 2497 – первая группа, 2584, 1079, 2149, 2165, 1086, 1072, 1080, 2166 – вторая группа. В качестве реагирующих добывающих скважин рассматривались скважины 2145, 1261, 3087, 1061, 1262, 1062, 23r, 1269, 1268, 1068, 2179, 1069, 1369, 1070, 2382, 1077, 2182, 2383, 1071, 2183, 2485, 1078, 2201, 1084, 2184, 1294, 1394, 1085, 1272, 1395 – всего 30 добывающих скважин.
В программе НЗ 2013 г. [53] предлагались симметричные циклы с пятисуточным периодом работы/простоя групп нагнетательных скважин. Фактически при реализации НЗ на участке № 2 первого эксплуатационного объекта пятисуточный период работы/остановки скважин выдерживался (рисунок 5.2).
Циклическое заводнение было начато 20.05.2014 г. с отключения нагнетательных скважин первой группы.
В таблице 5.1 и на рисунке 5.3 представлено изменение технологических показателей разработки участка со временем. Хорошо видно, что к началу реализации НЗ динамика показателей характеризуется падающим дебитом нефти при нарастающей обводненности.
За период 2013-2014 гг. фонд нагнетательных скважин участка вырос до 20 шт. при 32 действующих добывающих скважинах. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин равно 1.6, что позволяет считать систему разработки интенсивной. Вместе с тем, в настоящее время добыча нефти на участке характеризуется устойчивым трендом падения дебита нефти при нарастающей обводненности добываемой продукции. На 05.2014 г. обводненность составляет 98.3 %. Среднемесячный дебит нефти снизился до 12.1 т/сут при дебите жидкости 702 т/сут. Среднемесячная приемистость 687 м3/сут.
Накопленные отборы нефти составили 3576 тыс. т, жидкости 36346 тыс. т, закачка воды 22607 тыс. м3. Водожидкостный фактор достиг 90.2 %, водонефтяной фактор 9.16 отн. ед.
Анализируя выработку запасов участка, можно заметить следующее. Согласно данным детализации строения залежи горизонта М1 месторождения Кумколь [45], объем геологических запасов участка составляет 6528 тыс. т (таблица 5.2)
Текущий КИН участка достигнут на уровне 0.556 д.ед. при проектном КИН равном 0.590 д.ед. (рисунок 5.4). Анализ структуры начальных геологических и подвижных запасов нефти показывает, что около 1400 тыс. т подвижной нефти сосредоточено в области дренажа скважин участка. Из них 322 тыс. т сосредоточено в низкопроницаемых слоях коллектора. Таким образом, в настоящее время остаточные запасы нефти в основном сосредоточены в низкопроницаемых слоях коллектора и в застойных, слабо дренируемых зонах. Дальнейшая выработка запасов будет осуществляться при высокой обводненности добываемой продукции.
Применение нестационарного заводнения с увеличением амплитуды воздействия со стороны нагнетательных скважин позволяет значительно повысить эффективность нефтеизвлечения участка.
Отметим, что добывающие скважины участка работают с высокой обводненностью добываемой продукции, близкой и даже выше предельной обводненности (98 %). В качестве дальнейшего развития технологии НЗ необходимо применять не только нестационарное заводнение, но и периодическую эксплуатацию высокообводненных добывающих скважин. Это, с одной стороны, будет способствовать более полному вовлечению запасов низкопроницаемых прослоев в разработку, с другой, позволит существенно снизить добычу попутной воды, восстановить пластовое давление, снизить объемы закачиваемой воды и рационально разгрузить систему сбора и подготовки.
Расчет технологической эффективности нестационарного заводнения на участке НЗ №2 первого эксплуатационного объекта месторождения Кумколь
Оценка эффекта от применения действующего варианта НЗ осуществлялась согласно РД по оценке эффективности применяемых технологий. Текущая обводненность добываемой продукции скважин участка выше 70 %. Так как имеется достаточное количество данных, указывающих на характер изменения в технологических показателях разработки, вызванных применением технологии, то условия применения характеристик вытеснения для оценки технологического эффекта являются кондиционными.
Определение технологического эффекта от применения НЗ производилось на основе метода ХВ с использованием программы QIZV 5.2. На Рисунке 5.5 в качестве примера приведена характеристика вытеснения участка нестационарного заводнения.
Результаты расчета технологической эффективности НЗ на втором участке НЗ первого эксплуатационного объекта месторождения Кумколь представлены в таблице 5.3.
Заметим, что величина эффекта сильно разнится для разных ХВ – от 2.8 до 5.9 тыс. т. За окончательную величину эффекта от НЗ принимается среднее значение, полученное по наилучшим (по коэффициенту Тейла) ХВ. Таким образом, величина эффекта от применения НЗ на 01.11.2014 г. составила 4367 т дополнительно добытой нефти.
Для однозначного определения знака и величины технологического эффекта рассчитаны эффекты от применения НЗ по реагирующим добывающим скважинам по отдельности.
Рассмотрим, как прореагировали добывающие скважины на циклическую закачку воды + ИНФП (в период 05.2014-10.2014 гг.). В таблице 5.4 представлены результаты расчетов эффектов от НЗ+ИНФП по скважинам участка. В целом суммарный обоснованный эффект от НЗ+ИНФП по скважинам с учетом потерь равен 6.864 тыс. т дополнительно добытой нефти. Из скважин с обоснованным эффектом от нестационарного воздействия положительно со значимой величиной эффекта отреагировало 17 шт., значимый отрицательный эффект у 6 скважин, незначительный отрицательный эффект имеют 2 скважины.
Рекомендации по расширению и дальнейшему развитию нестационарного заводнения на эксплуатационных объектах месторождения Кумколь
Ранее в работе [53] была разработана и предложена к внедрению программа внедрения нестационарного заводнения на эксплуатационных объектах месторождения Кумколь. Предложенная программа охватывала практически все участки первого и третьего эксплуатационных объектов. На втором эксплуатационном объекте рекомендовано провести полномасштабное разукрупнение горизонтов Ю1 и Ю2 посредством широкого применения техники ОРЭ и ОРЗ, после чего можно внедрить технологию нестационарного заводнения и на данном объекте.
Предложения программы нестационарного заводнения 2013 года не были реализованы. В связи с этим, в 2014 году было принято решение предложить недропользователю сосредоточиться на реализации рекомендаций по совершенствованию действующей технологии НЗ на втором участке первого эксплуатационного объекта, а также рассмотреть возможности применения НЗ на двух участках первого и третьего объектов в сочетании с периодической работой добывающих скважин.
Согласно выводам главы 3 применение технологии нестационарного заводнения в сочетании с периодической эксплуатацией добывающих скважин в противофазе позволяет не только получить дополнительно добытую нефть, но и существенно снизить объемы попутно добываемой воды.
Обе эти проблемы – поддержание уровней добычи нефти и снижение объемов добываемой воды – являются крайне актуальными особенно для первого и третьего эксплуатационных объектов.
До настоящего времени нестационарное заводнение на третьем эксплуатационном объекте не применялось. Применяемые на данном объекте для повышения нефтеотдачи потокоотклоняющие технологии (ВПП) в настоящее время не имеют высокой эффективности (за исключением технологии «геллан»). Более того, технологии ВПП, применяемые на одном и том же участке повторно снижают свою эффективность.
Другое, не менее важное соображение заключается в том, что в настоящее время в связи со снижением мировых цен на нефть необходимо больше внимания уделять снижению себестоимости добываемой нефти. Потокоотклоняющие технологии повышают себестоимость продукции, нестационарное заводнение – ее снижает.
Ниже мы рассмотрим наиболее перспективные участки для внедрения нестационарного заводнения.
Первый участок нестационарного заводнения третьего эксплуатационного объекта месторождения Кумколь.
Участок применения технологии нестационарного заводнения ограничен нагнетательными скважинами 3048, 3074, 3076, 3077, 3065, 3052, 2131, 4104. Воздействие названных нагнетательных скважин распространяется на следующие добывающие скважины: 3064, 3062, 2115, 2315, 2317, 413, 1142, 2091, 3336, 3363 - 10 скважин (рисунок 5.10).
В таблице 5.10 и на Рисунке 5.11 представлено изменение показателей разработки участка со временем. Хорошо видно, что к настоящему моменту динамика показателей характеризуется падающим дебитом нефти при нарастающей обводненности.
За период 2012-2014 гг. фонд нагнетательных скважин участка вырос с 5 до 7 шт. при 10 действующих добывающих скважинах. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин равно почти 1.5, что позволяет считать систему разработки интенсивной. Вместе с тем, в настоящее время добыча нефти на участке характеризуется устойчивым трендом падения дебитов нефти при нарастающей обводненности добываемой продукции. На 10.2014 г. обводненность составляет 98.5 %. Среднемесячный дебит нефти снизился до 7.3 т/сут при дебите жидкости 483 т/сут. Среднемесячная приемистость 825 м3/сут.
Накопленные отборы нефти составили 1621 тыс. т, жидкости 8348 тыс. т, закачка воды 12684 тыс. м3. Водожидкостный фактор достиг 80.6 %, водонефтяной фактор 4.15 отн.ед.
Анализируя выработку запасов участка, можно заметить следующее. Согласно данным детализации строения залежи горизонта Ю3 месторождения Кумколь [45], объем начальных геологических запасов участка составляет 4126 тыс. т. (таблица 5.11) Текущий КИН участка достигнут на уровне 0.393 д.ед.
Анализ структуры начальных геологических запасов нефти показывает, что около 821 тыс. т подвижной нефти сосредоточено в области дренажа скважин участка. Из них 327 тыс. т сосредоточено в низкопроницаемых слоях коллектора. Таким образом, в настоящее время остаточные запасы нефти, в основном, сосредоточены в низкопроницаемых слоях коллектора и в застойных, слабо дренируемых зонах. Дальнейшая выработка запасов будет осуществляться при высокой обводненности добываемой продукции.
Наряду с высокой обводненностью добываемой продукции, вторым осложняющим разработку фактором является сниженное пластовое давление. Несмотря на высокие значения текущей и накопленной компенсации отборов жидкости закачкой воды (132 % и 145 % соответственно), участок характеризуется пониженными значениями пластового давления. На рисунке 5.12 представлен фрагмент карты пластового давления. Хорошо видно снижение пластового давления в области отборов.
Таким образом, в разработке участка выделяются две основные проблемы - высокая обводненность добываемой продукции и низкое пластовое давление при высоком уровне компенсации. Очевидно, что данные проблемы необходимо решать в комплексе. Поэтому для реализации на данном участке рекомендуется комплексная технология, предусматривающая циклическую закачку воды в сочетании с периодической работой добывающих скважин в противофазе (НЗ+ПЭ).
Такая технология, с одной стороны, будет способствовать более полному вовлечению запасов низкопроницаемых прослоев в разработку, с другой, позволит существенно снизить добычу попутной воды, восстановить пластовое давление, снизить объемы закачиваемой воды и рационально разгрузить систему сбора и подготовки. Внедрение технологии НЗ+ПЭ с увеличением амплитуды воздействия со стороны нагнетательных скважин позволит значительно повысить эффективность нефтеизвлечения участка.
Технология НЗ на горизонте Ю3 не была опробована. Рассчитанные времена распространения импульса давления в коллекторе горизонта Ю3 приведены в таблицах 5.12 и 5.13. В среднем по данным исследований по всему горизонту Ю3 время остановки нагнетательных скважин составляет 8 сут. Для начального этапа технологии НЗ на участке № 1 длительность полупериода работы/остановки скважин примем равным 8 сут.
Итак, для повышения эффективности нефтеизвлечения на данном участке предлагается циклическую закачку воды сочетать с периодической работой добывающих скважин в противофазе.
Порядок применения технологии нестационарного воздействия
На первом этапе на 8 сут останавливают все добывающие скважины участка. Нагнетательные скважины участка работают в штатном режиме. В остановленных добывающих скважинах проводятся ГДИ методом КВД (КВУ) и определяются (или уточняются) основные параметры, характеризующие фильтрационные параметры пластов в области отбора (гидропроводность, пьезопроводность и т.д.).
Через 8 сут простоя добывающих скважин нагнетательные скважины участка прекращают закачку воды в пласты горизонта Ю3. Добывающие скважины участка вводятся в эксплуатацию. В остановленных нагнетательных скважинах проводятся ГДИ методом КПД и определяются (или уточняются) основные параметры, характеризующие фильтрационные параметры пластов в области воздействия нагнетательных скважин (гидропроводность, пьезопроводность и т.д.). Длительности полуциклов работы и простоя нагнетательных скважин уточняются с поступлением новых данных.
Полный цикл составляет 16 сут. По истечении 16 сут цикл повторяется снова с полупериодом 8 сут.
В течение всего цикла проводятся наблюдения за технологическими показателями работы реагирующих добывающих скважин (дебит жидкости, динамический уровень и обводненностью добываемой продукции), причем замеры этих параметров проводят не реже одного раза в день. В периоды простоя добывающих скважин замеряют статические уровни.
Во время проведения нескольких первых циклов комплексного нестационарного воздействия на основе полученных результатов ГДИС определяются средние показатели времени работы и простоя нагнетательных скважин.
Нестационарное воздействие проводят до тех пор, пока не будет достоверно определена технологическая эффективность предложенной технологии.
Реализация рекомендуемой для внедрения и опробования технологии нестационарного воздействия на третьем эксплуатационном объекте месторождения не требует дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат.