О применении циклического заводнения на нефтяном месторождении

УДК 622.276

C.B. Чалов, В.В. Поплыгин

Пермский государственный технический университет

О ПРИМЕНЕНИИ ЦИКЛИЧЕСКОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Рассмотрена эффективность реализации циклического заводнения на участке бобриков-ской залежи Уньвинского нефтяного месторождения.

Повышение эффективности разработки нефтяных залежей может быть достигнуто за счет совершенствования и оптимизации технологических процессов поддержания пластового давления в продуктивных пластах, эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, сбора и промысловой подготовки скважинной продукции.

Заводнение продуктивных пластов является основным средством воздействия на эксплуатационный объект с целью интенсификации отборов и повышения нефтеотдачи.

Совершенствованием технологии заводнения можно существенно снизить количество попутно добываемой воды при одновременном увеличении запланированных коэффициентов извлечения нефти (КИН) [4, 6].

Основные направления совершенствования системы поддержания пластового давления (ППД): ввод новых нагнетательных скважин, проведение геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на уже существующих скважинах для увеличения их приемистости и изменение технологических режимов работы нагнетательных скважин для усиления их гидродинамического воздействия на продуктивный коллектор.

В работе произведена оценка возможности совершенствования системы ППД для бобриковской залежи Уньвинского поднятия Уньвинского месторождения, к которому приурочено 65 % извлекаемых запасов всей бобриков-ской залежи Уньвинского месторождения.

Гидродинамические методы регулирования разработки заводнением являются наиболее апробированными и распространенными на нефтяных месторождениях [2]. Механизм их воздействия основывается на увеличении охвата не вовлеченных в разработку участков продуктивных пластов. Нестационарное заводнение, применяемое для изменения направления фильтрационных потоков, позволяет вовлечь в разработку невыработанные запасы и снизить темпы обводнения залежи в карбонатных и терригенных коллекто-

pax [1, 5]. Оно приводит к возникновению градиента давления между высоко-и низкопроницаемыми прослоями, что способствует внедрению воды в прослои и зоны с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и их подключению в активную разработку [3]. Распространенной технологической его реализацией является использование циклических режимов работы нагнетательных скважин.

Современное состояние методов и средств математического моделирования процессов разработки позволяет спрогнозировать эффект от применения циклического заводнения, определить оптимальные режимы работы добывающих и нагнетательных скважин и избежать нежелательных явлений при внедрении нестационарного заводнения.

С помощью программного комплекса Tempest More спрогнозирована эффективность циклической работы нагнетательных скважин бобриковской залежи Уньвинского поднятия Уньвинского месторождения.

Геолого-физическая характеристика залежи Бб Уньвинского поднятия Уньвинского месторождения представлена в табл. 1.

Таблица 1

Геолого-физическая характеристика залежи Бб Уньвинского поднятия Уньвинского месторождения

№ п/п Параметры Значение

1 Средняя глубина залегания, м 2194

2 Средняя нефтенасыщенная толщина, м 9,3

3 Пористость, % 18

4 Проницаемость, мкм 0,471

5 Начальная пластовая температура, °С 30

6 Начальное пластовое давление, МПа 23,6

7 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас 1,25

8 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 0,745

9 Давление насыщения нефти газом, МПа 14,51

10 Г азосодержание, м3/т 116,3

Показатели, характеризующие состояние разработки поднятия на 01.01.2010, представлены в табл. 2.

Объемы добычи нефти по залежи превышают проектные уровни, а решения по закачке рабочего агента полностью не выполняются.

По картам изобар и текущей эксплуатации выделены участки залежи с пластовым давлением ниже среднего по залежи и обводненностью добывающих скважин выше средней (табл. 3).

Основные показатели, характеризующие состояние разработки залежи Бб Уньвинского поднятия Уньвинского месторождения на 01.01.2010

№ п/п Показатели Значение

1 Текущее пластовое давление, МПа 20

2 Среднегодовая обводненность, % 27

3 Фонд скважин на конец года:

добывающих 80,00

нагнетательных 16,00

4 КИН текущий, доли ед. 0,28

5 Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой, % 79,5

6 Выработка запасов, % 71,2

Таблица 3

Параметры работы скважин по участкам

Номер участка Номер скважины Тип скважины Пластовое давление в зоне дренирования скважины, МПа Обводненность, %

118 Нагнетательная 14,7 -

477 Добывающая 17,9 96,28

400 Добывающая 14,6 95,24

1 282 Добывающая 17,8 80,46

288 Добывающая 16,7 73,17

270 Добывающая 16,1 2,69

419 Добывающая 16,2 64,21

263 Нагнетательная 16,1 -

273 Нагнетательная 16,05 -

576 Нагнетательная 15,9 -

255 Добывающая 15,71 5,61

549 Добывающая 15,77 32,79

2 420 Добывающая 15,77 44,4

272 Добывающая 16,17 38,5

82 Добывающая 15,77 2,82

81 Добывающая 15,14 35,37

274 Добывающая 16,4 52,97

285 Добывающая 16,1 54,82

302 Нагнетательная 18,9 -

293 Добывающая 16,65 67,37

301 Добывающая 16,79 92,09

3 457 Добывающая 16,2 57,68

309, Тл-Бб Добывающая 16,2 59,19

308 Добывающая 15,3 31,17

310 Добывающая 16,82 29,05

459 Добывающая 17,37 85,93

366 Нагнетательная 16,37 -

4 470 Добывающая 15,69 47,58

318 Добывающая 14,5 24,43

612 Добывающая 16,86 94,85

Смоделируем на участке 1 залежи возможность работы нагнетательной скв. №118 в циклическом режиме.

За базовый вариант приняты результаты моделирования при текущем состоянии разработки участка. С помощью гидродинамической модели рассчитаны варианты, отличающиеся объемами закачиваемой воды и параметрами циклики при нестационарном воздействии. Все расчеты выполнены на период продолжительностью 10 лет, начиная с 01.01.2010 г.

а б

Рис. 1. Фрагмент карты изобар (а) и текущих отборов (б) залежи Бб Уньвинского поднятия Уньвинского месторождения

Таблица 4

Результаты гидродинамического моделирования

Вариант Время работы/простоя нагнетательных скважин, сут Годовой объем закачки относительно базового, доли ед. Накопленная добыча нефти, тыс.м3 Обводненность, доли ед. Пластовое давление на участке 01.01.2021, МПа

Базовый Стационарный - 1662,84 0,641 12,24

1 15/15 0,25 1712,57 0,576 5,634

2 15/15 0,5 1712,93 0,580 9,074

3 15/15 1 1700,42 0,60 11,902

4 15/15 2 1628,3 0,72 19,134

5 30/30 0,25 1712,10 0,578 5,764

6 30/30 0,5 1712,46 0,582 9,403

7 30/30 1 1694,31 0,61 12,350

8 30/30 2 1606,89 0,76 20,038

9 180/180 0,25 1708,10 0,567 4,899

10 180/180 0,5 1707,49 0,571 7,533

11 180/180 1 1687,04 0,59 9,649

12 180/180 2 1605,1 0,738 14,62

Результаты гидродинамического моделирования вариантов разработки представлены в табл. 4. С увеличением объемов закачиваемой воды эффективность заводнения возрастает. Наилучший вариант циклической закачки воды получается при остановке (включении) нагнетательных скважин через 30 сут. Стоит отметить, что низкие пластовые давления в вариантах 10-12 связаны с полугодовым простоем нагнетательной скважины. Реализация циклической закачки на участке 1 бобриковской залежи Уньвинского месторождения позволит увеличить коэффициент нефтеотдачи при одновременном снижении обводненности добываемой продукции.

Список литературы

1. Васильев В.В., Тонков Л.Е. Оценка применимости циклического заводнения на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2004. № 12. - С. 36-38.

2. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Научно-технические основы энергосберегающих технологий повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 3. - С. 28-30.

3. Анализ результатов применения технологии нестационарного воздействия на Родниковом месторождении / Н.П. Захарова [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 12. - С. 58-62.

4. Оценка энергетических потерь, возникающих при неконтролируемой закачке воды в пласт через систему поддержания пластового давления / Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 12. - С. 28-31.

5. Медведский Р.И., Ишин А.В. Увеличение нефтеотдачи путем длительного ограничения закачки воды в пласт до уровня добычи нефти // Нефть и газ. - 2000. - № 6. - С. 24-29.

7. Энергосберегающие технологии в нефтяной промышленности / Ш.Ф. Тахаутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 7. - С. 18-20.

Получено 27.04.2010