CC BY
67Гидродинамические особенности разработки водоплавающих залежей нефти и их влияние на эффективность геолого-технических мероприятий
Куликов А.Н. [email protected]) (1), Дворкин В.И.
ЗАО "УфаНИПИнефть»
Одной из разновидностей залежей нефти с осложненными геологическими условиями являются водоплавающие залежи (ВПЗ). Разработка таких залежей отличается следующими особенностями:
• обводнение скважин преимущественно подошвенными водами;
• обычно низкая выработка запасов при высокой текущей обводненности продукции;
• обычно низкая успешность работ по изоляции водопритоков в добывающих скважинах;
• обычно низкая эффективность работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин закачкой гелевых составов.
С целью поиска гидродинамических механизмов, позволяющих повысить эффективность разработки ВПЗ, проведен анализ динамик обводнения ряда таких залежей. Анализ позволил отметить связь темпа обводнения продукции скважин ВПЗ с показателями энергетического состояния залежи и эффективности системы поддержания пластового давления (ППД). Для примера на рис.1 (позиция а) представлены динамики основных показателей разработки объекта БП9 Тарасовского месторождения. На рис.1 (позиция б) представлены такие же динамики основной залежи объекта БС5-6 Мамонтовского месторождения. На всех графиках в области высоких значений средней обводненности продукции отмечается ее снижение после каждого заметного увеличения закачки, отмеченного стрелкой вверх. Снижение же закачки, отмеченное стрелкой вниз, сопровождается ростом обводненности. Аналогичные динамики отмечаются по ВПЗ объектов БС8 и БС11 Мамонтовского месторождения, объекта БС10 Тепловского месторождения, объекта БС102 Южно-Сургутского месторождения, объекта БП10-ц Тарасовского месторождения, объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения и других.
Гидродинамическую природу наблюдаемого явления иллюстрируют результаты зонального анализа показателей разработки (на 01.07.03.) залежи БП10-11 Тарасовского месторождения, по которым отмечается прямая зависимость текущего КИН и обратная зависимость текущей обводненности продукции от пластового давления (рис.2).
И й 3
£ Х-
н
0.2
0.18
0.16
0.14
0.12
0.1
0.08
л К2 = 0.3341
л —. 1__ л
—
л *
• К2 = 0.6123
80.1
- т0.1
-- <>0.1
40.1
50.1 20.1
- 10.1
0.1
I й
в
3
I н
24.5 24Л 24.1» 25.1 25.3 25.5 25.7 25.19 26.1 26.3 Текущее пластовое давление, МПл
Рис 2 - Связь текущего К1Ш н текущей обводненности продукции с текущим пластовым давлением по данным зонального анализа разработки объекта БШ0-11 Тарасовского месторождения: 1 - средняя обводненность; 2 - К1Ш
Основной причиной описываемых явлений является уход части закачиваемой воды в водонасыщенную подошву пласта, отмечаемый на многих ВПЗ по результатам промыслово-геофизических исследований. Для примера на рис.3 (позиция а) представлена серия каротажных кривых нагнетательной скважины № 7234 залежи АС5-6 Мамонтовского месторождения, позволяющих анализировать неоднородность распределения закачки по разрезу пласта методом мониторинга радиогеохимической аномалии (РГА) по замерам естественного гамма-излучения пород (метод ГК) [1, 2]. Исследования методами ГК и термометрии показывают поступление до 60 % закачиваемой воды в невскрытую водонасыщенную часть пласта. Оно отмечается ростом гамма-излучения напротив водонасыщенной части пласта, по замерам, проведенным после длительного периода закачки (рис.3, позиция а). Неоднородность распределения закачки по разрезу отмечается также и по другим скважинам данного объекта №№ 7227, 7191, 1953, 7195. Так по скважине № 7227 до 80 % закачиваемой воды уходят в водонасыщенную часть разреза. В результате по данным анализа РГА в разрезах этих скважин отмечаются слабо охваченные заводнением интервалы продуктивного пласта. Так по скважине № 7234 они составляют до 10 м (рис.3, позиция а).
Совместный анализ кривых самопроизвольной поляризации пород (ПС) и ГК показывает, что уход основной части закачиваемой воды в водонасыщенную подошву происходит при близких значениях ПС разнонасыщенных частей разреза, т.е. при близких фильтрационных свойствах. Это объясняется преимуществом водонасыщенной части разреза по фазовой проницаемости для воды согласно кривым относительных фазовых проницаемостей (ОФП), представленных на рис.3 (позиция б).
Допустим, разрез нагнетательной скважины представлен двумя пластами, одинаковыми по толщине (Ь1 и Ь2) и по абсолютной проницаемости (Ю и разделенными непроницаемой перемычкой, а в цементном кольце имеется канал ухода закачиваемой воды в водонасыщенную часть разреза. Допустим, значения средней начальной водонасыщенности в водонасыщенной вместе с переходной и в продуктивной частях разреза равны соответственно 0.8 и 0.4. Тогда согласно кривыми ОФП (рис.3, позиция б) значения относительной фазовой проницаемости для воды составят соответственно 0.04 и 0.01, т.е. фазовая проницаемость в водонасыщенной части будет вчетверо выше.
Рис.3 - Анализ причин ухода закачиваемой воды в водонасыщенную подошву водоплавающей залежи
Согласно формуле (1) Дарси для нагнетательной скважины [3] объемная приемистость пропорциональна фазовой проницаемости для воды:
К№ * к * (рт - Рг )
Он =
Г Г г 1 1
141.2 Бш 1п| 1 + £
1 ^ )
(1)
где Kw - фазовая проницаемость для воды, h - толщина пласта, Рг - пластовое давление, Р^ - забойное давление, ^ - вязкость воды,
ге _ радиус контура питания, г№ - радиус скважины, Б - скин-фактор.
Поэтому при одинаковых значениях толщины и абсолютной проницаемости разнонасыщенных частей разреза, при едином начальном пластовом давлении Рг и при едином забойном давлении Pwf закачиваемая вода будет поступать в водонасыщенную подошву вчетверо интенсивнее. Это ведет к снижению пластового давления в нефтенасыщенной части пласта и к снижению притока нефти в скважину, что в условиях обводнения подошвенными водами ведет к росту обводненности продукции. В этих условиях увеличение закачки приводит к росту пластового давления в нефтенасыщенной части разреза, что приводит к росту притока нефти в скважины и к снижению средней обводненности продукции.
Снижение пластового давления в нефтенасыщенной части пласта в ходе ее эксплуатации при постоянном давлении в водонасыщенной части, следует считать основной гидродинамической особенностью разработки ВПЗ. Условиями ее проявления являются наличие и выдержанность непроницаемых глинистых и аргиллитовых разделов между разнонасыщенными частями разреза залежи, которые далее подразумеваются при использовании термина ВПЗ. Описанный механизм имеет место благодаря проявлению следующих геологических и физических факторов:
• связанность водонасыщенной подошвы залежи с водоносным горизонтом, с которым она составляет единый резервуар;
• вертикальная изоляция нефтенасыщенной части разреза от водонасыщенной благодаря непроницаемым глинисто-аргиллитовым разделам и проницаемостной анизотропии пород;
• частичная изоляция по горизонтали внутриконтурной нефтенасыщенной зоны пласта от законтурной водонасыщенной благодаря низкой фазовой проницаемости для воды во внутриконтурной зоне и низкой фазовой проницаемости для нефти в законтурной согласно кривым ОФП (рис.3, позиция б);
• законы элементарной физики, согласно которым изменение давления в жидкости при фиксированном изменении объема обратно пропорционально объему резервуара:
АР = АУ / -с V; (2)
где:
АР - изменение пластового давления; АУ - изменение объема;
V - объем резервуара; с - коэффициент сжимаемости жидкости. т. е. чем меньше объем резервуара, тем быстрее растет давление при введении или увеличении объемов закачки;
• незначительность нефтенасыщенного объема залежи по сравнению с водонасыщенным.
Добавим, что описанные особенности разработки ВПЗ обуславливают не менее парадоксальные результаты форсированного отбора жидкости. Анализ форсирования отборов на скважинах месторождений Западной Сибири выявил тенденцию снижения обводненности продукции в результате этого мероприятия на многих водоплавающих залежах, таких как объект АС5-6 Южно-Балыкского месторождения, объект БС12 Майского месторождения, объекты АС4 и БС6 Петелинского месторождения, объект БС11 Ефремовского месторождения, объект БС8 Кудринского месторождения, объекты БС5-6 и БС8 Мамонтовского месторождения, объекты БП9 и БП10-11 Тарасовского месторождения. Механизм этого явления описан в работе [4].
Все описанное позволяет рекомендовать мероприятия по увеличению закачки на водоплавающих залежах. Узкой стороной этого технологического решения является увеличение уходов закачиваемой воды в водоносную часть разреза. Более экономичным путем повышения эффективности ППД на водоплавающих залежах является использование физико-химических технологий внутрипластового регулирования фильтрационных потоков.
Как описано в работах [5, 6], физико-химические потокоотклоняющие технологии на ВПЗ малоэффективны. Это объясняется слабой корреляцией между закачкой и отборами воды и жидкости на таких участках и низким влиянием закачки на внутрипластовые процессы.
Ярким исключением из этого правила стали результаты закачек большеобъемных гелевых составов (БГС) на основе химически сшитых водных растворов полимеров на основной залежи объекта АС5-6 Мамонтовского месторождения (рис.4, позиция а). Средняя дополнительная добыча нефти по окружающим добывающим скважинам в результате этих мероприятий составила до 10 тыс. тонн на обработку. С целью ответа на возникающий вопрос было проведено исследование механизма действия закачек БГС на примере обработанных нагнетательных скважин этой залежи методом мониторинга РГА по замерам ГК.
Закачки БГС проводились в 13 скважинах, начиная с декабря 1994 года по ноябрь 2000 года. По всем из них проанализированы результаты замеров ГК до и после обработок
БГС. В скв. № 7234 проведено пять закачек реагента: 12.1994 г., 11.1995 г., 01.1997 г, 06.1999 г., 11.2000 г., отмеченные зелеными стрелками на рис.4. Объем закаченной гелевой оторочки менялся от 4 до 8 тыс. м3. Промыслово-геофизические исследования после обработок БГС выполнены в августе 1995 г. и в сентябре 2000 г.
По данным термометрии от 08.1995. переток закачиваемой воды в водоносную часть после обработок БГС остался, однако согласно данным расходометрии 95 % закачиваемой воды поступают уже в продуктивную часть коллектора. По результатам мониторинга РГА отмечается рост аномалии в продуктивной части коллектора (рис.3, позиция а), что отображает переориентацию закачиваемой воды с водонасыщенной на нефтенасыщенную часть разреза.
Данные геофизических исследований подтверждаются промысловыми данными. После закачки оторочки БГС приемистость нагнетательной скв. .№ 7234 снизилась с 400500 т/сут до 150- 250 т/сут (рис.4), что указывает на ликвидацию ухода закачиваемой воды в подошву. По окружающим добывающих скважин наблюдается снижение обводненности продукции на 20-25 % (рис.4) и увеличение дебита нефти в 3,5-6,0 раз.
Приведенные геофизические и промысловые данные позволяют по-новому объяснить механизм работы реагентов-загустителей в условиях ВПЗ. Из-за поступления закачиваемой воды в водонасыщенную подошву залежи часть продуктивных интервалов пласта АС5-6 были слабо охвачены разработкой, что снижало охват пласта заводнением. Закачки БГС увеличили гидравлическое сопротивление в водонасыщенной части пласта, что привело к росту давления закачки и репрессии на пласт. Это позволило закачиваемой воде проникать в ранее не охваченные заводнением пропластки и вовлекать их в разработку. В результате восстановления пластового давления в этих пропластках увеличился приток нефти в добывающие скважины и снизилась обводненность добываемой жидкости.
Сравнительный анализ эффективности обработок различных нагнетательных скважин показал низкую эффективность обработок скважин № 7461 от 07.99. и № 1918Ь от 08.99., что можно объяснить отсутствием заметной неоднородности охвата пласта заводнением по разрезу по результатам геофизических исследований. Это позволяет рекомендовать использование метода мониторинга РГА для подбора наиболее целесообразных нагнетательных скважин для обработок гелевыми составами.
С целью выявления особенностей данного участка и объяснения его исключения из общего правила низкой эффективности подобных обработок на ВПЗ, проанализированы геологическое строение участка и характер корреляционных связей в окружении нгнетательной скважины № 7234 в период за год до первой обработки (1994 год). Скважина № 7234 расположена в сводовой части залежи, где в разрезе пласта доминирует нефтенасыщенная часть. Это обуславливает заметную долю закачиваемых вод в попутно добываемой, что подтвердил корреляционный анализ. В указанный период значения коэффициентов корреляции между закачкой и добычей воды, а также между закачкой и добычей нефти составили соответственно 0.58 и 0.516. Эти цифры отличают данный участок от большинства участков ВПЗ. Отличие заключается в заметном присутствии закачиваемой воды в добываемой при низком влиянии закачки на добычу нефти.
После обработки БГС скважины № 7234 коэффициент корреляции закачки с добычей нефти немного вырос до 0.522, а коэффициент корреляции закачки с добычей воды вырос до 0.7. При значительном снижении самой обводненности продукции, рост
корреляции закачка-добыча воды следует интерпретировать как рост доли закачиваемой воды в попутной, или, другими словами, снижение доли подошвенных вод. Снижение обводненности продукции скважин за счет снижения добычи подошвенных вод, выявляемое корреляционным анализом, подтверждает вышеописанный механизм.
Другим отличием рассмотренного участка являются большие объемы закаченных гелей, обеспечивающие кольматацию каналов холостой циркуляции воды как в водонасыщенной подошве, так и в промытых высокопроницаемых пропластках нефтенасыщенной части пласта. Это позволяет рекомендовать БГС для применения на ВПЗ. Кроме того, выявленная физика процессов, обуславливающих эффективность БГС на водоплавающей залежи, позволяет рекомендовать закачивать вслед БГС реагент -гидрофилизатор, в качестве которого может выступить раствор ПАВ. Это позволит повысить проницаемость для воды не охваченных заводнением интервалов продуктивной части разреза, облегчив вовлечение их в разработку.
Проведенный анализ позволяет сделать следующие рекомендации по повышению эффективности разработки водоплавающих залежей:
• разработку водоплавающих залежей рекомендуется вести с сохранением начального пластового давления в продуктивной части разреза;
• с этой целью необходимо проводить систематический контроль эффективной компенсации отбора закачкой и мероприятия по ее поддержанию;
• таким мероприятием может быть простое повышение объемов закачиваемой воды;
• более эффективным мероприятием является внутрипластовое регулирование потоков закачиваемой воды обработкой нагнетательных скважин БГС;
• при выборе участков воздействия гелевыми системами рекомендуется использование методов корреляционного анализа динамик закачки с динамикам добычи воды и нефти;
• выбор скважин для обработок гелевыми составами рекомендуется проводить с предварительной оценкой не охваченных заводнением нефтенасыщенных толщин методом мониторинга РГА;
• при этом условием пригодности участка для внедрения потокоотклоняющих технологий в условиях водоплавающей залежи являются:
о доминирование нефтенасыщенной части в разрезе пласта;
о расчлененность коллектора и выдержанность непроницаемых разделов между разнонасыщенными частями разреза залежи;
о присутствие неохваченных или слабоохваченных заводнением интервалов в
разрезах нагнетательных скважин; о присутствие корреляционной связи динамики закачки с динамикой добычей воды, причем более высокой, чем ее связь с динамикой добычи нефти.
• преимущество БГС по сравнению с другими физико-химическими потокоотклоняющими технологиями заключается в большом объеме полимерной оторочки, обеспечивающей кольматацию как водонасыщенной подошвы пласта, так и промытых высокопроницаемых пропластков продуктивной части пласта;
• с целью повышения эффективности применения БГС на ВПЗ рекомендуется последующая закачка реагента - гидрофилизатора, в качестве которого может выступить раствор ПАВ;
• на водоплавающих залежах с выдержанными глинистыми перемычками и высокой обводненностью продукции рекомендуется выдерживать форсированный режим отбора жидкости.
Список использованных источников:
1. Дворкин В.И. Использование радиогеохимического метода в нагнетательных скважинах для контроля для выработки запасов нефти.// НТВ «Каротажник», Тверь: АМС. - 2003. - № 111 - 112. - С. 179-196.
2. Дворкин В.И. Методика контроля за выработкой запасов нефти. //Геофизический вестник. - 2002. - № 11. -С. 8-11.
3. Д.Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении. - М: ЮКОС, 2001. - 141 С.
4. Куликов А.Н., Закиров В.Р. О гидродинамическом механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи пластов. Электронный журнал "Исследовано в России", 241, стр. 2577-2793, 2004 г.
5. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Середа И.А., Тазиев М.М. О методологии выбора участков для применения МУН на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения// Нефтепромысловое дело.-1999.- № 3.- С.43-50.
6. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Игдавлетова М.З. Методология выбора участков для воздействия МУН// Вестник инжинирингового центра ЮКОС. - 2002. - №5.-С.6-9.
