Особенности вытеснения нефти в условиях неоднородных сложно построенных нефтяных месторождений

м. л. Карнаухов, ТюмГНГУ, л. м. Гапонова, ОАО «Газпром Нефть», ОАО «ГЕОНАЦ»,

Е. м. пьянкова, «ТНК-ВР», ООО «ТННЦ»

Рецензент - в.н. маслов заместитель генерального директора, ООО «Тюменьниигипрогаз»

особенности вытеснения нефти в условиях неоднородных сложно построенных нефтяных месторождений

В настоящее время большинство месторождений нефти вырабатывается на основе вытеснения нефти водой путем разрезания залежей нагнетательными скважинами на отдельные блоки и закачкой в эти скважины воды. При этом энергетическое состояние залежи не меняется, и пластовая система находится в состоянии, близком к первоначальному пластовому давлению. Это один из важнейших факторов рациональной разработки залежей нефти.

Предполагается, что при формировании фронта вытеснения при поступлении воды в залежь происходит смешивание воды с нефтью. В результате в зоне заводнения осуществляется совместное течение водонефтяной смеси. В лабораторных условиях в результате прокачки водонефтяных смесей с различными водонефтяными соотношениями определяются фазовые проницаемости по нефти и по воде. И, как правило, проницаемости по отдельным фазам получаются намного ниже абсолютной проницаемости коллектора. На рис.1 показаны характерные кривые фазовых проницаемостей.

Общая проницаемость смеси становится намного меньше и принимает минимальные значения в районе пятидесятипроцентного соотношения объёмов фильтрующихся фаз. Очевидно, при этом в зонах заводнения характер процесса движения флюидов должен бы быть более «тяжёлым» по сравнению с однофазной фильтрацией. Однако, наблюдаемые на практике процессы часто совершенно не соответствуют описанным выше: 1. зачастую наблюдаются очень быстрые прорывы воды в добывающие скважины с резким ростом обводнения,что никак не соответствует смешанному вытеснению с сильным снижением

проницаемости; 2. нередко, наоборот происходит равномерное движение фронта вытеснения, когда добывающие скважины длительное время работают безводно и уже после выработки основной доли приходящихся на скважину запасов катастрофически обводняются.

Характеристики вытеснения таких скважин не соответствуют «класси-

ческим», когда рост обводнённости носит закономерный характер. Отсюда следует вывод, что как преждевременные прорывы воды в начале эксплуатации скважин, так и катастрофическое обводнение скважин после выработки основной доли запасов свидетельствуют о происхождении в пласте явлений, существенно отличающихся от принятых и считающихся очевидными.

А

Рис. 1. Типичные кривые фазовых проницаемостей

на правах рекламы

123298 Россия, Москва

ул. Народного Ополчения, 40/3

Arch. Makariou III,

2-4 CAPITAL CENTER, 9th floor,

Рис. 2. Схема формирования «очагов вытеснения» в трехрядной системе разработки

1 месяц / ? месяцев

Рис. 3. Изменение фронта вытеснения при остановке скв. №3

Важно, что даже в результате включения системной технологии разработки с запуском скважин разрезающих блоков в работу, за редким исключением, происходит естественное формирование «очагов» разработки с очень интенсивным движением флюидов и образование застойных зон, совершенно не охваченных разработкой. Закономерности проявления таких процессов самые разнообразные и затруднительно заранее предугадать и спроектировать такие процессы. Но знания,полученные из опыта анализа расформирования системы разработки сразу же после введения месторождения в опытно-промышленную или промышленную разработку, позволяют более осмысленно вести как мониторинг разработки, так и проектирование режимов эксплуатации залежей. Например, при анализе процессов разработки месторождений в Ноябрьском регионе замечено следующее. В рядной системе разработки месторождения, например,трехрядной -наиболее распространенной системе

разработки, применяемой в Западной Сибири, ряд скважин нагнетательного ряда запускаются с предварительной отработкой (рис. 2). При этом исходно под нагнетание включаются скважины с чередованием: нагнетательная (1,3,5) - добывающая (2, 4). При интенсивном отборе в стягивающем ряду осуществляется прорыв воды от нагнетательных скважин к ближайшим к ним эксплуатационным скважинам из стягивающего ряда (скв. 9, 11). В итоге формируются заводненные зоны - очаги заводнения. А скважины стягивающего ряда (типа скв. 10), могут длительное время работать безводно, при этом отбираются запасы из таких скважин, намного превышающие запасы в их зонах дренирования. Предпосылкой к формированию ориентированных потоков от нагнетательных в сторону добывающих скважин в виде струй является неравномерная закачка воды с противоположных по отношению к добывающей нагнетательных скважин. Обычно при остановке одной из соседних нагнетательных скважин происходит резкое увеличение скорости потока и вытеснения жидкостей на таких участках пласта.

На рис. 3 показан механизм появления «языка потока», прорываемого к добывающей скважине № 2, где показано изменение конфигурации фронта вытеснения через 1 и 5 месяцев после остановки закачки в скважине № 3.

Обычно такого рода прорывы воды к добывающим скважинам происходят после интенсивного заводнения с формированием вытянутых очагов заводнения от нагнетательного в сторону стягивающего ряда. Так, скважины нагнетательного ряда, ранее предназначенные под закачку и пущенные в отработку на непродолжительное время, но работающие длительное время безводно и отбирающие достаточно большие объемы продукции, на практике не сразу переводятся под закачку. В итоге они отбирают запасы, зачастую превышающие запасы из окружающих их зон.

Такие процессы наблюдались впервые годы разработки на многих месторождениях, в том числе на Вынгая-хинском, Вынгапуровском и других в Ноябрьском регионе. При этом важно, чтобы соседние к этим скважинам, и противоположно от них расположенные работали в одинаковых условиях при одинаковых режимах. Тогда

Рис. 4. Формирование очагов вытеснения на первых этапах разбуривания и формирования системы разработки Сугмутского месторождения

MOL-LUB Lubricant Production в России и странах СНГ

MEMBER OFTHE MOL GROUP

Универсальные решения для вашей техники.

100 летний опыт компании MOL на рынке смазочных материалов .уникальные базовые технологии и собственное сырье позволяет нам предлагать индивидуальные комплексные решения для бизнеса наших партнеров.

• опытные специалисты

• широкий ассортимент

• системы мониторинга и технической поддержки, Wearcheck и Coolcheck

• система сокращения затрат

• разработка уникальных продуктов для спецусловий

• гарантированное качество

115054, г. Москва Космодамианская наб., 52, стр. 3 Тел.: +7 (495) 514-00-85 Факс: +7 (495) 363-39-25

www.moldynamic.ru

mollub@mol.hu

Возбуждающая нагнетательная скважина Реагирующая добывающая скважина Расстоя- Расчет параметров пласта

№ пп № скв Q, м3/сут Изменение режима № скв Толщина пласта, м Время реакции, час ние ме жду сква жинами Рпл, ат Пьезо провод- н.,м2/с Проницаемо сть,мД

1 1747 220 остановка 1766 7 10 450 220 1.41 12.2

2 1571 300 пуск 1590 24 48 476 273 0.33 2.7

3 1574 390 остановка 1554 5 108 968 254 0.60 42.4

4 1801 244 остановка 1784 6.8 35 500 235 0.50 47.2

Таблица 1

формирующиеся очаги заводнения, направленные в сторону стягивающего ряда, по-видимому, усиливаются отбором из добывающей скважины в межскважинной (между нагнетательными скважинами) зоне.

Очаги заводнения с подвижными запасами могут формировать самые причудливые по конфигурации зоны, объединяя две, три и, в общем, любое количество скважин. И конфигурация таких очагов вытеснения зависит не только от выбранной системы разработки, и способа пуска скважин в эксплуатацию, создания системы ППД. Существенно зависят они также от геологических особенностей продуктивных зон пласта: слоистости и толщин отдельных слоев, неоднородности пласта, наличия подстилающих и краевых водонасыщенных зон. Примером такого неуправляемого формирования очагов вытеснения может быть фрагмент Сугмутского месторождения, где показаны схемы активного движения флюидов в пласте (рис. 4).

Видно, что в течение 4х лет ввода месторождения в разработку стали формироваться очаги вытеснение совершенно не соответствующие блокам между разрезающими рядами (пунктирными линиями).

Эти карты гидропроводности пласта на примере Сугмутского месторождения построены на основе изучения продуктивных характеристик скважин. Как видно, с самого начала разработки по мере ввода скважин в эксплуатацию стали вырисовываться очаги высокой продуктивности и образовываться невыработанные зоны пласта (рис. 4).

Наиболее эффективно выработка пласта с высокой продуктивностью порядка 6 м3/сут/МПа наблюдается

по центральным блокам разбуриваемого участка. Формируется высокопродуктивный очаг выработки запасов в южной части пласта, где продуктивность достигает 33,7 м3/ сут/МПа.

Что касается динамики обводнения по отдельным блокам месторождения, то отборы нефти с высокой обводнённостью пока наблюдаются только в отдельных скважинах и нет четкой закономерности изменения свойств пласта от обводнённости.

В целом, выполненный анализ динамики выработки запасов на данном опытном участке месторождения позволил выявить основные характеристики разрабатываемого участка. А именно:

• пласт вырабатывается с образованием очагов активного движения флюидов; распространение потоков в основном происходит в северовосточном направлении; проницаемые участки пласта, как правило, соответствуют монолитным про-пласткам;

• в водонефтяной зоне наблюдаются перетоки воды из нижележащих про-пластков; присутствие в продукции 10-15% воды не мешает процессу выработки пластов;

• при высоких депрессиях происходят катастрофические перетоки, и такие скважины требуют проведения ремонтно-изоляционных работ. Необычные условия вытеснения нефти выявляются также на основе гиро-

22. з гг-1

21.3

21-7

21

2) 3 7ЛЛ

г.мп*

Сев. 1766

Гцдрппр ог .іуїшіьаіиі*

гкважші

1747-1766

0- Ш 0-220

1 :» і*і" 2

МниСрь 1№ ОглСт*

27.35 г?.з 27.25 ГидрогшоГгТтліваїпі? СКБЭМШ \ 1571.1590

ХЇ.2 \ с*в,іт , ^

27.15 фтПО яАтуж

г?, і Щ Сея* 15Т1

27.05 О* гиірі. 1999 і.

ю іг м іб 1^ но 12 хл ни чп : з

19 21 23 Н П И Э1

Я-НЯ

т.л 2$,к

25.3

25-25

25.2

25-15

Си іІЯ

Г ІІДОЛТфІІГ-ГіуІІІ1ШШП1Г пізнім

1574-1554

в.

ітг.

д-зоп

Си,1№

23.0 23.7 23. Ь 23,5 23,4

азга

23.2

РрИПі

Г НДООППО ГЛЬ'ІІІІПі.'иПІІ» с квапиш

шиті

у

/

0*214 М-І'РГГ

н

См.ІНШ

14 ІЄ 10 Ж 22 34 % Я ЗД

Ь Я Ш 12 14 №

Рис. 5. Гидропрослушивание скважин Сугмутского месторождения

©те ест

РОСТОВ

15 000

километров трубопроводов на протяжении 15 лет

<5

гуу Адрес: 3440С4, г, Ростов-на-Дону, пер. Технологическни, 5 Т/Ф: (в&З) 277-44-01. £77-77-93. 27-34-66

ьллгш. де*е г и; е - гп а ¡1: е егчйде (е 51 гоа ; г е а! го^о^ г и;

прослушивания скважин - наиболее информативном методе ГДИ, позволяющие прямо определять направления фильтрационных потоков в пласте, параметры пласта в межскважинных зонах, скорости распространения упругих волн в пласте. На Сугмутском месторождении выполнена серия гидропрослушиваний, направленная на выявление особенностей работы продуктивного пласта в различных его зонах. Работы выполнялись в ноябре-декабре 1999 года. В табл. 1 приведены некоторые результаты выполненных определений. Исследования выполнялись путем спуска манометров в остановленные (реагирующие) скважины на период более 10 суток. На рис. 5 приведены диаграммы давлений, полученные в результате проведенного комплекса исследований. В одной из рядом расположенных скважин (возбуждающих) изменялся режим работы (как правило, это либо остановка, либо запуск из бездействия нагнетательной скважины) и фиксирования аномалий в поведении давления на реагирующих скважинах. При анализе и интерпретации результатов исследований

во всех расчетах пласт принимался однородным и бесконечным по протяженности, а возбуждающая скважина представлялась как «линейный источник».

При проведении операций в качестве возбуждающих выбирались нагнетательные скважины, а реагирующих - остановленные обводненные скважины.

Как видно, при расстоянии между скважинами 450-500 м сигнал после изменения режима работы нагнетательных скважин дошел до реагирующих через 10, 35, 48 часов соответственно в 1-м, 2-м и 4-м примерах. Пьезопроводность отличается в три раза. Значительное отличие пластовых давлений в северной части залежи (скв. 1571), где отмечается пере-компенсация, от давлений,близких к начальному пластовому давлению, в средней части (скв. 1574) и пониженных давлений в районе скв. 1747, где явно недостаточен режим поддержания пластового давления. Заметим, что по картам изобар, столь большое отличие в условиях разработки рассматриваемых участков залежи не обнаруживается.

В целом по результатам выполненных экспериментов удалось определить следующее: в северной зоне (пара скважин №№ 1574-1554) связь с выше-расположенными скважинами весьма слабая (возможно отсутствует); в северо-восточной зоне гидродинамическая связь между скважинами в меридиональном направлении намного лучше, чем в широтном (пара скважин №№ 1571-1590); в центральной зоне скважины имеют хорошее сообщение, и выработка запасов здесь идет наиболее активно, хотя отмечается некоторая недокомпенсация закачкой (пара скважин №№ 1747-1765); в восточной части центральной зоны пласта, где проводилось законтурное заводнение, связь со скважинами в широтном направлении отмечается, однако не столь активная как в центральной зоне (пара скважин №№ 1801-1784); пластовые давления существенно отличались по величине по площади месторождения с перепадом до 6 МПа, что свидетельствует о существенном различии коллекторских свойств в разных частях месторождения и сильно отличающейся эффективности выбранной системы

КЭМЗ «СВАРКА»

Производство специализированного сварочного оборудования для строительства и ремонта трубопроводов

тел.: +7 (495)500-75-19, 792-96-53 • Тел./факс: +7 (495) 721-19-91/67/97 • +39 (044) 429-7-426 www.svarka.kiev.ua • е-таіі: kemzsvarka@yandex.ru

на правах рекламы

п

1 '4li О

Рис. 6. Схема вытеснения в районе нагнетательной скважины №1747

разработки для различных участков месторождения.

По результатам данного комплекса исследований были реализованы мероприятия по изменению энергетики пласта снижением закачки в северной части и усилением - в южной, осуществили интенсификацию скважин в слабо дренируемых зонах.

Наиболее интересный случай продвижения водонефтяного фронта проявился в результате замера реакции скважины № 1766 при остановке - пуске скважины № 1747. Как видно, из четырех пар замера реакций в остановленных добывающих скважинах а изменение режима закачки в нагнетательных скважинах скважин № 1766 «среагировала» совершенно необычным способом: наблюдается резкий скачок давления в момент достижения волны репрессии этой скважины с высоким темпом снижения давления, что не произошло в трех других парах при гидропрослушивании Подобного не наблюдалось в других исследованиях, известных нам, проведенных на других месторождениях Тюмени. При анализе данных в этом замере интерпретаторы столь резкую реакцию реагирующей скважины объяснили фактором наличия трещины между двумя скважинами: № 1747 и № 1766. Но в данном районе месторождения гидроразрывы не проводились, так как очень близко к пласту находились мощные водонасыщенные горизонты. И, кроме того, маловероятно прохождение трещины, если бы даже ГРП был выполнен в одной из этих скважин, прямо в направлении соседней скважины и следовало бы заполнить такую трещину проп-пантом. Результат данного замера объясняется другим явлением: между скважинами № 1747 и № 1766 сформировался высокопроницаемый очаг вытеснения, связанный с преждевременным прорывом воды в добывающую скважину № 1766, после чего очаг вытеснения стал равномерно

расширяться и монотонно вытеснять нефть к окружающим добывающим скважинам (рис. 6).

Скважины №1747 и №1766, а также окружающие их скважины были запущены в работу практически одновременно. Прорыв воды в скважину № 1766 произошел после стабильной безводной работы в течение 3 лет. К моменту прорыва воды скважина отобрала до 38 тыс. тонн нефти. Затем в этой скважине в течение нескольких месяцев обводненность достигла 99 % и она была остановлена. Окружающие же скважины, практически работая в одинаковых режимах с очень низкой обводненностью еще 3 года затем одновременно стали быстро обводняться. Все это свидетельствует о том, что созданный в начале запуска скважин на рассматриваемом участке пласта в работу создался очаг заводнения, который впоследствии стал равномерно вытеснять нефть по всему своему расширяющемуся контуру.

То, что зона заводнения оказалась с очень высокой проницаемостью и пьезопроводностью дает прямой расчет по данным известных значений расстояния между скважинами - г = 500 м и времени реакции наблюдательной скважины - t = 9 часов. При этом в соответствии с формулой распространения области влияния скважины, г = находим:

X = 5002 /(4 . 9 . 3600) = 1.93 м2/с.

Эта пьезопроводность соответствует проницаемости 579 мД. Заметим, что проницаемость пласта по данным ГДИ и ГИС в данной зоне находится в пределах 50 мД.

Продолжение читайте в следующем номере

ОАО 'АРМАВИРСКИЙ &

ОПЫТНЫЙ —

МАШИНОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЙОПЗ ЗАВОД"

4 ЧЧ-Ч-Ч ЧЧ 4 Ч ЧЧ Ч Ч ЧЧ Ч-Ч чЧ-Ч Ч "- Ч Ч Ч ЧЧ Ч ЧЧЧ Ч Ч ЧЧ 4 ЧЧ Ч 4 Ч Ч-Ч Ч Ч ЧЧ Ч Ч ЧЧ 4 Ч "- Ч 4 Ч ЧЧ Ч ЧЧЧ Ч

Оборудование для нефтебаз, нефтеперерабатывающих заводов и АЗС:

- рез е рвуарное оборудова н ие; |

--пожарно-тех н ическо е обору дован и е; |

- оборудование для АЗС; $

- оборудование для олива-налива нефтепродуктов;

- оборудование для разогрева нефтепродуктов.

НАДЕЖНОСТЬ - S~/

352905, Краснодарский край, г. Армавир, ул. Кирова, 93. тел /факс {861 371 7-30-20, 7-22-75, 7-39-59. 7-32-33

www.aofnz.ru e-mail: ¡nfo@aofnz.ru

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ \ 61