CC BY
322
TECHNICAL SCIENCE / «ШУУШШУМ-ЛШШаИ» #1И7©), 2023
TECHNICAL SCIENCE
УДК 622.276
Койшина А.И.
доктор PhD, Каспийского университета технологии и инжиниринга имени Ш.Есенова,
Казахстан, г. Актау DOI: 10.24412/2520-6990-2023-11170-22-24 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНУТРИКОНТУРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ
Koishina A.I.
PhD, Caspian University of Technology and Engineering named after Sh. Yesenova,
Kazakhstan, Aktau
EFFICIENCY OF IN-CIRCUIT FLOODING
Аннотация.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что всех существующих в настоящее время методов регулирования разработки нефтяных залежей самым эффективным является внутрикон-турное заводнение. Abstract.
Experience in the development of oil fields shows that all currently existing methods of regulating the development of oil deposits are the most effective in-circuit flooding.
Ключевые слова: разработка, заводнения, нефть, газ, обводненность, нефтеотдача Keywords: development, flooding, oil, gas, waterlogging, oil recovery
Известно, что наиболее эффективна разработка нефтяных месторождений при водонапорном режиме, поэтому большую часть нефти во всех странах добывают из месторождений, разрабатываемых при режиме вытеснения нефти водой.
Существуют следующие основные виды заводнения:
1) законтурное;
2) приконтурное (нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в водо-нефтяной зоне);
3) внутриконтурное, которое можно разделить на следующие типы: разрезание залежи на крупные площади (участки), блоковая система, осевое (центральное), площадное, очаговое и избирательное очаговое заводнения.
Рассмотрим эффективность внутриконтурного (блоковое, площадное) заводнения.
При внутриконтурном заводнении залежи нефти можно разрабатывать практически любыми темпами. Даже залежи нефти с очень низкими кол-лекторскими свойствами или очень высокой вязкостью нефти можно разрабатывать сравнительно высокими темпами, применяя один из видов внутри-контурного заводнения.
При внутриконтурном заводнении питание залежи осуществляется через разрезающие нагнетательные ряды. Осваивая под закачку нагнетательные скважины через одну, можно создать сплошной фронт воды. При этом начальное положение фронта вытеснения близко к вертикальному, что способствует более равномерному продвижению закачиваемой воды. Неравномерность ее продвижения вызывается в основном лишь неоднородностью строения пласта. При законтурном же заводнении неравномерность продвижения воды вызывается не
только неоднородностью строения пласта, но и наличием начальной водо-нефтяной зоны. Все это приводит к тому, что при внутриконтурном заводнении обеспечивается более высокая нефтеотдача и более низкий водо-нефтяной фактор, чем при законтурном заводнении (блоковая система разработки) наибольшей промывке подвергаются центральные, более продуктивные зоны залежи, тогда как при законтурном заводнении - периферийные, менее продуктивные.
Известно, что возможны потери нефти в разрезающих нагнетательных рядах. Расчеты показывают, вследствие проведения закачки воды сразу во все нагнетательные скважины при постоянном режиме могут образоваться застойные зоны. Однако при закачке воды только в половину скважин нагнетательного ряда и отборе нефти до сравнительно высокой обводненности в промежуточных скважинах величина потерь резко сокращается.
Геолого-промысловые исследования на месторождениях, разрабатываемых при внутриконтур-ном заводнении, показали, что в районе расположения разрезающих нагнетательных рядов обычно обеспечивается высокая нефтеотдача, близкая к коэффициенту вытеснения нефти водой даже в течение нескольких лет разработки.
Показателен в этом отношении и характер обводнения эксплуатационных скважин. При законтурном заводнении вода в скважинах появляется быстро, и затем в течение весьма продолжительного времени обводненность постепенно увеличивается. При этом вместе с нефтью из скважин добывается большое количество воды. При внутрикон-турном заводнении скважины длительное время эксплуатируются без воды, затем после начала об-
«ШУШМУМ-ШУГМаУ» #1И7©), 2023 / ТЕСИМСЛЬ 8С1Е1ЧСЕ
воднения происходит бурный рост. Скважины почти полностью обводняются в течение нескольких месяцев (особенно невысокой вязкости нефти), и вместе с нефтью добывается меньшее количество воды. Такой характер обводнения указывает на более благоприятное протекание процесса вытеснения нефти водой. Здесь следует иметь в виду, что высокий темп роста обводненности в скважине возможен и при прорыве воды по трещине или одному из пропластков. Поэтому на обводнявшихся скважинах необходимо проводить специальные работы по выявлению характера промывки пласта.
Из всех видов внутриконтурного заводнения в настоящее время широко применяют блоковое.
Площадное заводнение в настоящее время проводят сравнительно редко. Его применяют на залежах высоковязкой нефти и на залежах, приуроченных к пластам с низкими коллекторскими свойствами.
Наиболее универсальный вид внутриконтурного заводнения - блоковая система, т.е. разрезание залежи на блоки оптимальных размеров с расположением рядов нагнетательных скважин вдоль короткой оси структуры. В настоящее время это наиболее распространенная система заводнения [1], имеющая целый ряд преимуществ по сравнению с законтурным заводнением.
1. Недостаточная разведанность месторождения в меньшей мере отрицательно сказывается на системе разработки, чем при других видах заводнения. Блоковую систему разработки можно внедрять даже на отдельном, более разведанном участке, а попутно проводить доразведку остальной части месторождения.
2. Сокращение до минимума числа неудачных нагнетательных скважин. Например, при внедрении блоковой системы разработки на Кулешовском месторождении (пласты А3 и А4) все нагнетательные скважины оказались пригодными для заводнения.
3. Максимальная эффективность использования закачиваемой воды - отток воды за контур нефтеносности либо отсутствует вообще, либо утечки незначительны.
4. Возможность интенсифицировать разработку залежи нефти путем повышения давления на линии нагнетания выше начального пластового давления. При законтурном заводнении такое мероприятие проводит к резкому увеличению утечки воды в водоносную часть пласта.
5. Разработка залежи нефти высокими темпами. Выбором ширины блока можно добиться высоких темпов разработки даже при низких коллек-торских свойствах пласта и неблагоприятных соотношениях вязкостей нефти и воды.
6. Сокращение сроков ввода месторождения в разработку и достижения максимального проектного уровня добычи нефти. Примером этого могут служить Кулешовское (пласты А3 и А4) и Козлов-ское (пласты А3 и А4) месторождения.
7. Создание условий для достижения более высокой нефтеотдачи пласта, чем при законтурном заводнении.
23_
8. Возможность регулирования разработки участков с различными коллекторскими свойствами путем выбора различной ширины блоков на отдельных участках.
При внутриконтурном заводнении в какой-то мере можно регулировать профиль приемистости в нагнетательных скважинах. Хотя еще достоверно и не установлено, что выравниванием профиля приемистости можно заметно улучшить процесс вытеснения нефти водой, данный метод регулирования выработки пласта нельзя недооценивать. Проводить мероприятия по выравниванию профиля поглощения в законтурных нагнетательных скважинах, по-видимому, не рационально.
9. Эффективность применения блоковых систем на залежах с карбонатными коллекторами. Для этих залежей с терригенными коллекторами, свойственно ухудшение коллекторских свойств в области водо-нефтяного контакта, и законтурное заводнение здесь может оказаться полностью или малоэффективным.
Все залежи с карбонатными коллекторами в Куйбышевской области разрабатывают при внут-риконтурном заводнении. На таких залежах можно с уверенностью проектировать лишь внутрикон-турное заводнение и, в частности, блоковую систему.
10. Эффективность использования блоковых систем при разработке многопластовых месторождении.
При блоковой системе появляется возможность интенсифицировать разработку пласта с большими запасами и тем самым улучшить показатели разработки многопластового объекта.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что всех существующих в настоящее время методов регулирования разработки нефтяных залежей самым эффективным является внутри-контурное заводнение.
Следует отметить, что внутриконтурная система заводнения имеет и некоторые недостатки, несмотря на которые ее применение более предпочтительно, чем законтурное заводнение.
1. Возможность ухудшения показателей разработки при закачке холодной воды в залежь.
2. Использование для закачки пресной воды при внутриконтурном заводнении дает менее благоприятное соотношение вязкостей нефти и воды, чем пластовой, минерализованной воды. Однако приведенные расчеты показали, что при этом достигается более высокая нефтеотдача, чем при законтурном заводнении, при которой проявляется отрицательное влияние начальной водо-нефтяной зоны. [2]
Закачка попутной или специально добываемой из водоносных горизонтов пластовой воды может еще больше повысить эффективность внутрикон-турного заводнения.
Следует подчеркнуть, что наиболее рациональным методом утилизации попутно добываемой вместе с нефтью воды является закачка ее в тот же самый пласт, откуда она была добыта.
24
TECHNICAL SCIENCE / «ШУУШШУМ-ЛШШаИ» #W№®), 2023
Если невозможно использовать для заводнения попутную пластовую воду, целесообразно в начальный период заводнения обрабатывать закачиваемую воду специальными веществами для повышения ее вымывающей способности и вязкости. После закачки определенного количества «облагороженной» воды для этого можно использовать обычную воду. В настоящее время представляется весьма эффективной закачка загущенной воды по залежам с высокой вязкостью нефти или с высокой степенью неоднородности пласта, которую целесообразно применять только при внутриконтурном заводнении. Следовательно, даже в этом отношении внутриконтурное заводнение может оказаться более эффективным, чем законтурное.
В заключение следует отметить, что, учитывая опыт разработки нефтяных месторождений, а также результаты гидродинамических и технико-экономических расчетов, внутриконтурное заводнение следует рассматривать как наиболее универсальный и рациональный способ воздействия на пласт, а законтурное заводнение проектировать лишь как исключение в отдельных специальных случаях.
Литература
1.В.Д. Лысенко «Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы», Москва, «Недра», 2009 г.
2.Анализ разработки месторождения Каражан-бас по состоянию 01.01.2015г. АО «КазНИПИму-найгаз» 2016.
УДК 622.276
Койшина А..И.
доктор PhD, Каспийского университета технологии и инжиниринга имени Ш.Есенова,
Казахстан, г. Актау DOI: 10.24412/2520-6990-2023-11170-24-26 АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
Koishina A.I.
PhD, Caspian University of Technology and Engineering named after Sh.Yesenova,
Kazakhstan, Aktau
ANALYSIS OF RESERVES DEVELOPMENT AT THE FIELD
Аннотация.
Увеличение из года в год объемов трудно извлекаемых запасов нефти в разрабатываемых месторождениях полуострова Мангыстау приводит к необходимости изучения и обоснования совершенствования технологий повышения эффективности их разработки.
Abstract.
The increase in the volume of hard-to-recover oil reserves in the developedfields of the Mangystau peninsula from year to year leads to the need to study and justify the improvement of technologies to increase the efficiency of their development.
Ключевые слова: пласт, запас, нефть, газ, обводненность, разработка
Keywords: formation, reserve, oil, gas, waterlogging, development
Для изучения текущего состояния выработки запасов нефти из участка месторождения, ограничено пятым и шестым разрезающими рядами нагнетательных скважин проведен анализ материалов геофизических исследований (ГИС) по контролю разработки. Конечной целью исследований является определение мер по наиболее полному и эффективному использованиюначальных запасов нефти, достижению максимального извлечения нефти из всех пластов, объединенных в один объект разработки. Объективная оценка остаточных запасов является основной для проектирования эффективных систем разработки с целью их извлечения.
Остаточные запасы, т.е. запасы, не охваченные воздействием нагнетания, определяются как разница между начальными запасами и начальными, находящимися в заводненных объемах горных пород.
Методика составления таких карт детально изложена в работах. Здесь отметим только, что для полноты информаций, наряду с результатами пря-
мых геофизических исследований по контролю разработки в действующих скважинах использовались и косвенные данные: фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пластов, определение по геофизическим исследованиям, проведенным в открытом стволе скважины и промысловые показатели работы скважин.
Геофизические исследования по контролю разработки на рассматриваемом участке проанализированы в 105 скважинах. Из 187 исследований, проведенных в этих скважинах, в 26 отмечаются недоходы приборов до забоев скважины, т.е. не все интервалы перфораций охвачены исследованиями, в 8 скважинах определены интервалы нарушения герметичности эксплуатационных коллон. По результатам исследований в эксплуатационных скважинах определены характер и степень обводнения вскрытых перфорацией коллекторов: выделены пласты, дающие притоки жидкости; в нагнетательных скважинах выделены интервалы приема нагнетаемого агента; определены эффективные толщины работающих интервалов.
