Комплексное воздействие на нефтяные залежи при нестационарном заводнении пластов на Покачёвском месторождении Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

и.Е. платонов, Тюменский государственный нефтегазовый университет

комплексное воздействие на нефтяные залежи при нестационарном заводнении пластов на покачёвском месторождении

В последнее время в нефтедобывающих компаниях широко внедряются гидродинамические методы воздействия на продуктивные пласты нефтяных залежей. Одним из таких эффективных методов является нестационарное (циклическое) заводнение.

Впервые гипотеза об эффективности циклического заводнения была предложена в конце 50-х годов прошлого столетия на основе анализа разработки месторождений Куйбышевской области [1]. Применение циклического способа заводнения в последующие годы реализовалось по трем направлениям:теоретические, лабораторно - экспериментальные и опытно-промышленные исследования в промысловых условиях. Данная проблема анализировалась на основе результатов теоретических и экспериментальных исследований, а также накопленного опыта применения циклического заводнения на месторождениях Западной Сибири [2]. Накопленный материал позволяет утверждать, что с целью снижения влияния межпластовых (заколонных) перетоков должны выдерживаться следующие основные положения предлагаемого циклического воздействия:

• одновременность воздействия на обоих объектах;

• одинаковая периодичность (цикличность) на обоих объектах;

• фазовые отклонения должны быть минимальными на обоих объектах в соответствии с расположением разрезающих нагнетательных рядов;

• одинаковость длины волны на обоих объектах;

• коэффициенты нестационарности (отношение объемов закачки воды на минимальном режиме к объемам закачки на максимальном режиме) могут быть индивидуальными.

Определяющим в циклическом воздействии является наличие достаточных объёмов остаточных подвижных и потенциальных подвижных (трудноиз-влекаемых) запасов нефти, которые могут быть извлечены за счет создания необходимых градиентов давления и изменения направлений фильтрационных потоков.

Картирование структуры остаточных подвижных запасов осуществляется с помощью программных продуктов типа «SURFER-7», «SIGMA» и других. Сначала, с учетом масштабов карты разработки, определяются характерные расстояния (L) между линиями нагнетания и изолиниями максимальной концентрации остаточных подвижных запасов нефти, которые определяют длину полуволны. При этом время полуцикла волны определяется по формуле: L2

T:

2Х

(1)

где х - коэффициент пьезопроводно-

сти, который определяется из известной модели двухслойного пласта [1] и уточняются по данным гидродинамических исследований (КВД, КПД). Коэффициент нестационарности принимается по аналогии с известным из практики условием, где работы по циклическому заводнению были эффективными, а геолого-физические условия близки к условиям объектов эксплуатации БВ6 и БВ8 Покачевского месторождения.

Методика циклического заводнения должна сопровождаться анализом разработки объектов БВ6 и БВ8 как в целом, и на отдельных участках, который должен отражать динамику изменения коэффициента охвата заводнением (как текущего, так и конечного) и коэффициента нефтеотдачи (текущего и конечного).

Таким образом, осуществляя картирование остаточных подвижных запасов нефти, и проведя анализ коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи, необходимо обосновать и определить основные технологические параметры циклического заводнения. Затем необходимо осуществить проектирование сначала той части объекта, где остаточные подвижные запасы сосре-

доточены максимально. Например, по состоянию на 1.01.2004 г. разработка объекта БВ8 характеризовалась следующими данными: эксплуатация объекта осуществлялась 130 добывающими и 55 нагнетательными скважинами; добыча жидкости (за 2003 год) составила 4641,1 тыс.т., накопленная - 116883,6 тыс.т.; добыча нефти - 375,9 тыс.т, накопленная -40610,8 тыс.т.; закачивание воды составило 5713,7 тыс.т., накопленная -166956,8 тыс.т.; текущая компенсация составила 120 %, накопленная - 125 %; коэффициент эксплуатации по добывающим скважинам составил 92,66 %, нагнетательным - 77,88 %; коэффициент использования добывающих скважин составил 78,96 %, нагнетательных - 67,98 %; средний дебит по жидкости составил 94,55 т/сут., средняя приемистость - 358,3 м3/сут.; обводненность продукции достигла 91,97 %;

коэффициент нефтеизвлечения достиг величины 0,44. Анализ разработки показал, что пласт БВ8 вырабатывается удовлетворительно, но с небольшим опережением обводненности. Этот факт предопределяет внедрение методов ПНП, в частности гидродинамических (нестационарное заводнение) методов. По состоянию на 1.01.2004 г. разработка другого объекта разработки -БВ6 характеризовалась следующими данными: эксплуатация объекта ведется 90 добывающими и 28 нагнетательными скважинами; текущая добыча жидкости составила 3899,8 тыс.т., накопленная - 103611,5 тыс.т.; добыча нефти составила 303,9 тыс.т, накопленная - 27480,2 тыс.т.; закачивание воды составило 3459,1 тыс.м3., накопленная - 119894,2 тыс.м3.; компенсация текущая составила 87,7 %, накопленная - 105,7 %; коэффициент экс-

плуатации достиг по добывающим скважинам - 92,95 %, нагнетательным - 80,8 %; коэффициент использования добывающих скважин составил 82,12 %, нагнетательных - 69,71 %; средний дебит по жидкости составил 113,1 т/сут., обводненность продукции достигла 92,21 %; коэффициент нефтеизвлече-ния достиг 0,427.

Анализ разработки залежи показал, что пласт БВ6 вырабатывается с опережающим обводнением (на 6-7 %). Это предопределяет целесообразность массового применения методов ПНП,в том числе гидродинамических методов (в частности - нестационарного заводнения).

Анализ характеристики вытеснения углеводородов по объекту БВ8 показал, что остаточные подвижные запасы нефти по объекту составляют 7,74 млн.т. Этот факт дополнительно указывает на необходимость применения методов ПНП.

ООО «Торговая компания «Дашуковские бентониты»

Украина, 01015, г Киев, ул. Лейпцигская, 3А Тел./факс: + 38 (044) 206-04-58 e-mail: bentonite@astron-ukraine.com.ua

www.dash-bent.ua

БЕНТОНИТ

ИЗ ПЕРВЫХ РУК

Бентонитовые глинопорошки для буровых растворов

*, £ " % _ * " . ч ^ ; <с _ » 4 ,

> Л чГ ^ ^ ^

Балансовые запасы нефти объекта БВ6 утверждены в размере 64,289 млн.т, НИЗ - 32,273 млн.т, КИН = 0,502. По состоянию на 01.01.2004 г. из пласта БВ6 извлечено 27480,2 тыс.т, текущий коэффициент нефтеизвлече-ния составил 0,427. Анализ характеристик вытеснения показывает, что остаточные подвижные запасы нефти по объекту оцениваются величиной 5,27 млн.т. Такая ситуация предопределяет необходимость применения методов ПНП, и в первую очередь - гидродинамических. По масштабированным картам структуры остаточных подвижных запасов определяются характерные расстояния ^1) между линией нагнетания и изолиниями максимального сосредоточения остаточных подвижных запасов по каждому блоку по следующей формуле:

п

2Ц

L =

(2)

По масштабированным картам пластов БВ6 и БВ8 было установлено, что расстояния от нагнетательных рядов до зоны стягивания подвижных запасов нефти варьируются от 885 м до 1230 м, при среднем значении 1190 м. Длина полуволны определяется как удвоенное характерное расстояние, на котором могут располагаться нагнетательные скважины, работающие в одной фазе, по следующей формуле: 1ВоЛнЫ = 2L = 2360 м ± 80 м При этом длительность полуцикла определяется по формуле: L2

Т :

2Х

(3)

где L - расстояние от линии нагнетания до линии отбора, х - коэффициент пьезопроводности.

За весь период разработки по анализируемому фонду скважин, используя первичную информацию гидродинамических исследований объекта БВ8 и

объекта БВ6, был проведен прогноз на период 2004-2006 г.г. средних коэффициентов пьезопроводности. Расчетное время полуцикла для объектов БВ8 и БВ6 составило: в 2004 г. -45 суток; в 2005 г. - 60 суток; в 2006 г. - 75 суток.

Коэффициент нестационарности рассчитывался исходя из реальных условий по диапазону измерения приеми-стостей реальных скважин или аналогичным условиям, в которых работы по циклическому заводнению были эффективными, а геолого-физические условия близки к объектам БВ8 и БВ6. Известно, что чем ниже значение коэффициента нестационарности, тем выше прирост коэффициента нефте-извлечения. С другой стороны, со снижением коэффициента нестационарности уменьшается закачивание воды и, следовательно, добыча жидкости и нефти. Это приводит к технологическим потерям нефти. Для доказательства выдвинутых положений был проведён анализ по определению минимального коэффициента нестационарности для реальных условий разработки объектов БВ8 и БВ6. В анализе оценивались реальные приемистости нагнетательных скважин (за 2003 год) пластов БВ8 и БВ6, в результате которого было выявлено: суммарная приемистость нагнетательных скважин объекта БВ6 может варьироваться в диапазоне от 6366 м3/сут до 14507 м3/сут (в среднем по скважинам 212-483 м3/сут); суммарная приемистость нагнетательных скважин объекта БВ8 изменяется в диапазоне от 11057 м3/сут до 30512 м3/сут (в среднем по скважине 181-500 м3/сут). Таким образом, минимальные коэффициенты нестационарности по объектам БВ8 и БВ6 составили:

11057 Кн(БВ8) = ——— = 0,362

Кн

6366

(БВ6)

- = 0,439

30512

14507

С учетом неоднородности приемистости по нагнетательным скважинам (большие диапазоны как минимальной, так и максимальной приемистости) средние коэффициенты нестационарности (максимальные) можно принять следующими для БВ8 - Ктахнест. = 0,45; для БВ6 - Ктахнест. = 0,5. Анализ приемистостей по нагнетательным скважинам и по пластам БВ8 и БВ6 в целом показывает, что уменьшение коэффициентов соответственно ниже 0,36 и 0,44 по перечисленным объектам приводит к существенному снижению объемов закачивания воды. В связи с тем, что экспериментальные и теоретические исследования по приросту нефтеизвлечения с использованием циклического заводнения весьма ограничены, использование их представляет определенную проблему. Поэтому был использован метод аналогии. За аналогию приняты результаты крупномасштабных промышленных работ циклического и нестационарного заводнения на пластах группы «Б» и группы «А» Самотлорского месторождения, имеющих близкие геолого-физические условия к объектам эксплуатации БВ8 и БВ6 Покачевского месторождения.

Обобщение опыта нестационарного (циклического) заводнения на Самот-лорском месторождении и учет особенностей объектов БВ8 и БВ6 Покачевского месторождения позволили получить зависимости прироста коэффициента нефтеизвлечения от коэффициента нестационарности. Оказалось, что увеличение коэффициента нефтеотдачи на величину в 1 % по анализированным объектам с коэффициентами нестационарности 0,45 и 0,50 позволяет получить до конца разработки прирост дополнительной до-

бычи нефти (перевод трудноизвлекае-мых запасов нефти в категорию подвижных запасов) по объекту БВ8 - 992 тыс.т., а по БВ6 - 643 тыс.т. При этом расчет технологических параметров пласта БВ8 показывает, что длина волны определяется как удвоенное характерное расстояние: 1ВоЛны = 2L = 2300-2400 м. При этом на данном участке размещается две-три нагнетательные скважины. В разрезающем ряду нагнетательные скважины группируются по две-три скважины, которые будут работать в противоположных фазах волны: одна группа - в максимальном режиме приемистости, другая - в минимальном. С другой стороны нагнетательные скважины соседних разрезающих рядов, находящиеся напротив скважин данного ряда и работающих на максимальном режиме, должны работать на ми-

нимальном режиме приемистости. С учетом изложенного в 2004 г. через каждые 45 суток производилась смена режима работы скважин с максимального на минимальный, в 2005 - через каждые 60 суток, в 2006 - через каждые 75 суток.

Учитывая основной принцип циклического воздействия применительно к объекту БВ8, была разработана принципиальная схема циклического воздействия на 2004-2006 г.г. с учетом снижения коэффициента пьезопро-водности. При этом время полуцикла по годам составило: 2004 г. - 45 суток; 2005 г. - 60 суток; 2006 г. - 75 суток. Таким образом, принципиальная схема циклического воздействия на пласт БВ8 Покачевского месторождения на 2004-2005 г.г. предусматривала следующие периоды работы скважин: 2004 г.: 15.05. - 30.06., 15.08. - 30.09.,

15.11. - 30.12.; 2005 г.: 01.03. - 30.04., 01.07. - 30.08., 01.11. - 30.12.; 2006 г.: 15.03. - 30.05., 15.08. - 30.10. Нагнетательные скважины на выбранных участках работают на максимальном режиме приемистости. При этом капитальные и подземные ремонты скважин рекомендуется проводить в период, когда скважина по графику должна находиться в режиме минимальной приемистости. Для объекта БВ6 все основные принципы циклического воздействия остаются такими же, как и для объекта БВ8. Однако, при этом, вводятся следующие дополнительные условия:

• одновременность воздействия на обоих объектах;

• одинаковая периодичность (цикличность) на обоих объектах;

• фазовые отклонения должны быть минимальны на обоих объектах в со-

ЗАО «Машиностроительный завод им. В. В. Воровского»

Буровое оборудование: УРБ-2А2 УРБ-2А2Д УРБ-2ДЗ АВБ-2М УКБ-12/25

УКБ-12/25-02(Г10МБУР) МОТОБУР М-10 КМ-10

620142, г. Екатеринбург, ул. Цвиллинга, д. 7 Тел: (343) 260-40-57, 220-82-50 Факс: (343) 269-12-26, 210-11-31 e-mail: zivvv@sky.ru

Отдел маркетинга и сбыта тел: (343) 260-40-55, 220-83-90, 257-90-59 Факс: (343) 269-12-26 e-mail: zivsb@sky.ru

Адрес в Интернете: http://www.ziv.ur.ru

4

V

I

f

1

ill

li

ft

ответствии расположения разрезающих нагнетательных рядов (для пластов БВ8 и БВ6); • одинаковость длины волны. В соответствии с принципами циклического заводнения и дополнительно применяемыми условиями была разработана принципиальная схема воздействия на объект БВ6 на 2004-2006 г.г. Схема предусматривала работу скважин: в 2004 г.: 15.05. - 30.06., 15.08.

- 30.09., 15.11. - 30.12.; 2005 г.: 01.03.

- 30.04., 01.07. - 30.08., 01.11. -30.12.; 2006 г.: 15.03. - 30.05., 15.08.

- 30.10. Нагнетательные скважины на выбранных участках работали в режиме максимальной приемистости.

При этом капитальные и подземные ремонты скважин производились в период, когда скважины по графику находились в режиме минимальной приемистости.

По результатам проведённого анализа рекомендовано и подтверждено три варианта разработки пласта БВ8: базовый (заводнение); циклическое воздействие (Кнест = 0,45); циклическое воздействие (Кнест = 0,30). Расчет базового варианта производился по действующим нормативам. Прогноз технологических показателей разработки приведен на период 20042006 г.г.; Добыча нефти по годам снижается: 2004 г. - 360,4 тыс.т; 2005 г.

- 345,6 тыс.т; 2006 г. - 312,6 тыс.т. Расчеты варианта циклического заводнения с коэффициентом нестационарности Кнест = 0,45 и 0,30, соответственно. Прогноз технологических показателей разработки приведен на период 2004-2006 г.г. Дополнительная добыча нефти за счет циклического заводнения, по сравнению с базовым вариантом, по годам с Кнест = 0,45 составила: 2004 г. - 8,6 тыс.т; 2005 г. -27,9 тыс.т; 2006 г. - 36,9 тыс.т. Дополнительная добыча нефти по годам с Кнест = 0,30 составит: 2004 г. -

(-15,9 тыс.т); 2005 г. - 7,1 тыс.т; 2006 г. - 39,5 тыс.т.

К реализации было рекомендовано три варианта разработки пласта БВ6: базовый (заводнение); циклическое воздействие (Кнест = 0,5); циклическое воздействие (Кнест = 0,35); Аналогично расчет вариантов производился для пласта БВ8. Прогноз технологических показателей разработки был проведен на период 2004-2006 г.г. Прогнозная добыча нефти составила: 2004 г.- 294,2 тыс.т; 2005 г.- 288,13 тыс.т; 2006 г.- 284,13 тыс.т. Был так же осуществлен прогноз технологических показателей разработки по циклическому заводнению с коэффициентом нестационарности Кнест = 0,5 был на период 2004-2006 г.г. Дополнительная добыча нефти за счет циклического заводнения, по сравнению с базовым вариантом, оценивался по годам: 2004 г.- 23,4 тыс.т; 2005 г.-30, 3 тыс.т; 2006 г.- 35,9 тыс.т. Всего 89,6 тыс.т.

Прогноз технологических показателей разработки по циклическому заводнению с коэффициентом нестационарности Кнест = 0,35 был проведен за период 2004-2006 г.г. Дополнительная добыча нефти за счет циклического заводнения, по сравнению с базовым вариантом, оценивалась по годам: 2004 г. -(-2,6) тыс.т; 2005 г.- 10,7 тыс.т; 2006 г.- 25,5 тыс.т. Всего 33,6 тыс.т. Проведённые расчёты показали, что оптимальной технологией циклического воздействия является второй вариант. Так, за период 2004-2006 г.г. дополнительная добыча нефти по объектам должна была составить: БВ8 - 73,4 тыс. т; БВ6 - 89,6 тыс. т. Всего - 163,0 тыс. т. За счет циклического заводнения до конца разработки ожидался прирост извлекаемых запасов нефти: по объекту БВ8 - 922 тыс.т; по объекту БВ6 -623 тыс.т.

С целью повышения эффективности ра-

бот по нестационарному заводнению пластов Покачёвского месторождения предлагается проведение системного воздействия на нефтяные залежи. В частности, предлагается обработка при-скважинных зон продуктивных пластов водоизолирующими композициями. Эффективность от проведения предлагаемых геолого-технических мероприятий заключается в усилении влияния двух факторов: изменении фильтрационных потоков за счёт нестационарного заводнения и уменьшении водонасы-щенности прискважинной зоны продуктивных пластов.

При этом, основным направлением предлагаемой работы является ограничение притоков воды в добывающих скважинах.

Данный способ ограничения водопри-токов в добывающих скважинах заключается в закачивании водного раствора или суспензии, содержащей 1-30 мас. % солей многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот на водной основе, содержащей до 20 г/л солей кальция (или магния) и последующее закачивание водного раствора соли щелочноземельного металла (СЩМ) и одноосновной кислоты. При этом соотношение соли многоосновной кислоты (или смеси солей многоосновных кислот) и раствора соли щелочноземельного металла применяют в пределах 1: (0,1 - 1). В качестве солей многоосновной кислоты рекомендованы сульфаты, карбонаты, фосфаты, силикаты металлов. В качестве солей щелочноземельных металлов и одноосновной кислоты: хлориды магния, кальция, барита. На основе проведённых исследований разработан оптимальный состав для ограничения водопритоков в добывающих скважинах на основе фосфатных соединений.

При закачивании в пласт растворов указанных реагентов происходят сле-

дующие процессы. Закачиваемые в пласт растворы солей многоосновных кислот (СМК) при взаимодействии с солями магния и кальция, содержащихся в пластовой или закачиваемых водах, а также с дополнительно закачиваемой солью щелочноземельного металла и одноосновной кислоты, образуются осадки, блокирующие высокопроницаемые поры и техногенные трещины. Образование осадков происходит в водопромытых интервалах, т. к. соли многоосновных кислот закачивают на первом этапе, когда затруднено их проникновение в нефте-насыщенные пропластки. Объём образующегося осадка находится в прямой зависимости от температуры объекта. Эффективность данного способа оценивалась в лабораторных условиях на установке УИПК - 1М в соответствии с «Методикой проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами». В результате исследований установлено, что диапазон необходимых концентраций реагентов определяется с учетом степени растворимости СМК. Оказалось, что закачивание растворов с концентрацией СМК менее 1 мас. неэффективно. При соотношение СМК : СЩМ менее 0,1 происходит замедление времени формирования осадка в по-ровом пространстве пласта. Основной задачей данной технологии является снижение проницаемости водопромытых интервалов нефтенасы-щенного пласта с перераспределением фильрационных потоков в ПЗП и подключении в работу слабодренируемых

ООО «Северо-Западная [Промышленная Компания»

официальный дистрибьютор Daqing Petroleum Equipment Group (Корпорации по производству оборудования Дацинского нефтяного

СТАЦИОНАРНЫЕ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ,агает:

(с глубиной бурения до 4000 метров)

к;,;/

СТАНКИ

¡£rfi\ л""

Lr (11 типов 140 вариантах исполнения)

(11 типов в более чем

УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

(весь спектр устьевой и фонтанной арматуры)

СПЕЦИАЛЬНУЮ ТЕХНИКУ

для нефтегазового комплекса

1_У/ W

Нефтегазовое оборудование DPEG имеет лицензию Американского института нефти и газа (API), с правом постановки и использования на изделиях монограммы API.

Достойное качество по разумной цене

196603, г. Санкт-Петербург, г. Пушкин, Гусарская ул., д. 4 Тел./факс: +7 (812) 476-6684 | +7 (812) 470-0455 www.czpk.ru | e-mail: info@czpk.ru

пропластков. Поставленная задача решается путём формирования в водопромытых интервалах пласта малорастворимых осадков и повышения фильтрационных сопротивлений закачиваемой водой, что способствует перераспределению фильтрационных потоков в ПЗП нагнетательных скважинах. Различные варианты предложенной технологии реализованы на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Дополнительная добыча нефти в среднем по каждой скважине составила 2652 т.

ВЫВОДЫ

1. Разработана технология комплексного воздействия при циклическом заводнении объектов БВ8 и БВ6 Пока-чевского месторождения;

2. Проведён анализ наличия остаточ-

ных подвижных запасов по действующему фонду скважин; 3. Предложено обоснование следующих основных технологических показателей циклического воздействия:

- длина полуволны ^ = 2360 ± 80м);

- длительность полуцикла: в 2004 г. - 45 суток, в 2005 г. - 60 суток, в 2006 г. - 75 суток;

- коэффициент нестационарности: Кнест(БВ8) = 0,45, Кнест(БВ6) = 0,50;

- прирост коэффициента нефтеотдачи до конца разработки позволяет получить дополнительную добычу нефти по объекту БВ8 - 922 тыс. т; по объекту БВ6

- 623 тыс.т.; Разработана технология изоляции водопритоков в добывающих скважинах в процессе нестационарного заводнения за счет применения составов на основе фосфатных соединений.

разумно разумно

ЧСЗПК

ЛИТЕРАТУРА

Сургучев М.Л. Циклическое (импульсное) воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи при заводнении // Нефтяное хозяйство, 1963 -№3.

РД 39 - 0147035 - 209 - 87. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов // Миннефтепром, М. -1987 - 51с.

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ повышение нефтеотдачи \\ 101