CC BY
14ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.276, 622.276.6, 622.276.432
М.А. Хузин1, e-mail: m_khuzin@rosneft.ru; Д.Е. Голубков1
1 ОАО «НК «Роснефть» (Москва, Россия).
Контроль конусообразования: закачка оторочки пресной воды
С целью вовлечения в разработку запасов сложных месторождений нефти и газа с «подстилающей водой» предлагается применение новой технологии. Закачка оторочки пресной воды над водонефтяным контактом (ВНК) с последующим закреплением полимерным составом в призабойной зоне позволит снизить обводненность и увеличить нефтеотдачу пласта. Данный подход позволит решить задачу удержания стабильных уровней добычи нефти на разрабатываемых месторождениях на длительную перспективу. Выполнен анализ и обобщение экспериментальных данных, сформированы критерии применения технологии. Снижение проницаемости терригенных коллекторов при фильтрации пресной воды подтверждается экспериментами на керновом материале и анализом промысловых данных. Оценка эффекта и анализ чувствительности произведены на радиальной гидродинамической модели. Полученные результаты могут использоваться не только для оценки применения пресной воды, но и для других водоконтролирующих агентов. При этом обоснование применимости пресной воды или других агентов требует детальных фильтрационных исследований на керновом материале для каждого конкретного месторождения. Выполнено моделирование закачки агента по представленной технологии и расчет последующего эффекта. С помощью серии расчетов произведена оптимизация положения дыр спецотверстий и объема закачиваемого агента. Выделены механизмы притока подошвенной воды к интервалам перфорации во время добычи: конусообразование за счет депрессии и возникновения вертикальных градиентов давления, а также циркуляция жидкости вдоль обсадной колонны. Второй механизм обусловлен качеством цементирования и наличием естественной или техногенной трещиноватости. Выполнен расчет потерь добычи за счет притока подошвенной воды вдоль обсадной колонны.
Ключевые слова: водонефтяной контакт, терригенный коллектор, обводненность, конусообразование, призабойная зона, обработка призабойной зоны (ОПЗ), пресная вода, радиальная гидродинамическая модель, заколонная циркуляция.
M.A. Khuzin1, e-mail: m_khuzin@rosneft.ru; D.E. Golubkov1
1 Oil Company Rosneft) (Moscow, Russia).
Water coning control: injection of fresh water below oil-water contact
The following work suggests a new technique for development of complex reservoir reserves with underlying water. The injection of fresh water below oil-water contact (OWC) with the subsequent consolidation by polymer in the bottomhole zone will reduce water cut and increase oil recovery. Given approach allows to retain a stable exploration rates for long-term perspective. The work performs a study and summarizes results of the experiments. The screening criteria for considered method is carried out. Formation damage induced by fresh water flowing is approved by core investigations and routine analysis. Effect assessment and sensitivity analysis were carried out by radial simulation model. Executed results are applicable not only for the assessment of fresh water employment but also for another water-controlling agents. Fresh water or another agent applicability substantiation demands detailed core investigations on a case by case basis. The work performs a simulation of agent injection and subsequent effect calculation. Perforation location and injection volumes are optimized with the aid of variable calculations. The given work emphasizes two mechanisms of bottom water influx during production. Pressure-gradient with induced water coning determine the first mechanism. The second mechanism is associated with the cross flowing behind the casing due to low bond quality or fracturing. Exploration losses due to the cross flowing are calculated.
Keywords: oil-water contact, terrigeneous reservoir, water cut, water coning, bottomhole zone, bottomhole treatment, fresh water, radial simulation model, cross flowing behind the casing.
118
№ 12 декабрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Рис. 1. Снижение эффективной проницаемости линейной керновой модели при вытеснении пресной водой
Fig. 1. Decrease in the linear core model effective permeability at displacement with fresh water
Основным направлением развития современной нефтегазодобывающей промышленности является повышение эффективности извлечения запасов сложных месторождений нефти и газа на поздней стадии разработки. Большая доля запасов месторождений ОАО «НК «Роснефть» относится к типу «с подошвенной водой», или к так называемому водоплавающему типу. Разработка участков месторождений с подошвенной водой осложняется быстрым подтягиванием конуса воды к вертикальным скважинам за счет депрессии. В работе рассмотрено возможное технологическое решение по закачке оторочки пресной воды в зоне ВНК для снижения проницаемости и увеличения времени подхода «подстилающей воды» одновременно со снижением обводненности. В настоящее время для ограничения водопритоков (ОВП) на сложных месторождениях нефти и газа существуют различные методы воздействия (гели, полимеры, щелочи, пресная вода и т.д.). Основой всех этих методов является снижение проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта с целью вовлечения в разработку низкопроницаемой части. Известен широкий спектр механизмов воздействия. В каждом конкретном случае выбор метода воздействия зависит от типа коллектора, геологического строения залежи и техни-ко-экономическихусловий. Одним из популярных направлений развития за рубежом является применение пресной воды. Главным преимуществом является низкая стоимость пресной воды в сравнении со специальным агентами (гели, полимеры, щелочи, ПАВ). Механизм воздействия пресной воды на проницаемость отличается для высокопроницаемых и низкопроницаемых коллекторов. В случае низкопроницаемых заглинизированных коллекторов снижение проницаемости обусловлено набуханием глин [1-3]. В высокопроницаемых коллекторах с незначительной степенью глинизации
также может иметь место снижение проницаемости, но уже за счет миграции мелкодисперсных частиц. В зарубежных работах[4-7] выполнены качественные и количественные расчеты эффекта снижения проницаемости при закачке пресной воды (от 10 до 1000 раз). Доказано [5], что в терригенных коллекторах введение пресной воды снижает Ван-дер-Ваальсовские силы Fe, удерживающие мелкодисперсные частицы на стенках пор. В результате происходит миграция мелкодисперсных частиц в направлении горл пор. Частицы забивают узкие горла пор, в результате чего в большинстве случаев наблюдается резкое снижение проницаемости.
Под руководством В.Г. Пантелеева в 1994 г. был выполнен ряд экспериментов по вытеснению нефти различными агентами на линейных керновых моделях (средняя проницаемость - 736 мД, глинистость образцов - 1,3-3,6%, в среднем - 2,4%). Результаты показывают снижение эффективной проницаемости в 4-11 раз для песчаников терри-генной толщи карбона при заводнении
пресной (речной) водой (рис. 1). Был сделан вывод о том, что использование пресной воды для заводнения терригенных отложений нижнего карбона не рекомендуется из-за значительного влияния на фильтрационные свойства пласта. По результатам проведенных исследований в начале 1990-х гг. для системы ППД был выполнен переход на подтоварную и пластовую воду. Для оценки эффекта снижения проницаемости при заводнении пресной водой выполнен промысловый анализ падения индекса приемистости на 29 нагнетательных скважинах в период закачки пресной воды. Система ППД месторождения до июля 1989 г. осуществлялась закачкой пресной речной водой. После июля 1989 г. была организована закачка подтоварной воды. Индекс приемистости за каждый месяц рассчитывался по формуле:
о.п.
^теЪ (1)
где А - безразмерный множитель, учитывающий смену подвижности фаз при продвижении водной оторочки:
Ссылка для цитирования (for references):
Хузин М.А., Голубков Д.Е. Контроль конусообразования: закачка оторочки пресной воды // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 12. С. 118-123. Khuzin M.A., Golubkov D.E. Water coning control: injection of fresh water below oil-water contact (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 12. P. 118-123.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 december 2015
119
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 2. Моделирование технологии ОПЗ на радиальной гидродинамической модели
Fig. 2. Modeling the bottom-hole treatment technology (BHT) on the radial hydrodynamic model
llljr^
A=!--,
k u , r.. , r
romax~wl^ int. I n_e_
k (jLnrh+lnr.t
rwmaxro wb int
I Qinj ,
r J total
' inf '
Jthef$'
(2)
(3)
дом выхода на установившийся режим индекс приемистости во время неустановившегося режима может быть завышен. Оценка времени выхода скважины на установившийся режим рассчитана по формуле:
Таким образом, индекс приемистости рассчитан с учетом смены подвижности флюида и мобильности фаз. Следует отметить, что для пластов с низкими значениями пьезопроводности и, как следствие, с продолжительным перио-
k •
(4)
В рассматриваемом случае для пористости 0,24, абсолютной проницаемости
1 Д, относительной фазовой проницаемости 0,1, вязкости воды 0,7 сП и ра-
Рис. 3. Оптимизация положения дыр спецотверстий при проведении ОПЗ Fig. 3. Hole position optimization of special openings during BHT
диуса дренирования 250 м оценочный расчет показывает, что время выхода на установившийся режим не превышает трех часов. Таким образом, при рассмотрении среднемесячного индекса приемистости поправкой на неустановившийся режим можно пренебречь. Следовательно, исходя из промыслового анализа, можно сделать вывод о том, что на терригенных пластах толщи девона и нижней толщи карбона имеет место снижение проницаемости в среднем в 10 раз при заводнении пресной водой. Значительная часть снижения индекса приемистости при этом наблюдается в первый год заводнения. Данное явление обусловлено тем, что при радиальной фильтрации максимальные градиенты давления развиваются в око-лоскважинной зоне. Таким образом, при продвижении оторочки пресной воды снижение проницаемости призабойной зоны оказывает наибольшее влияние на падение индекса приемистости по сравнению с влиянием «повреждения» пласта на удалении от ствола.
РАСЧЕТ ЭФФЕКТА ЗАКАЧКИ ОТОРОЧКИ ПРЕСНОЙ ВОДЫ
Подход к моделированию оторочки пресной воды - по аналогии с полимерным заводнением [4]. В симуляторе Eclipse 100 подключена секция Polymer, в которую перенесены параметры влияния пресной воды на терригенный пласт (коэффициент повреждения проницаемости RRF и кривая адсорбции). Для реализации эффекта воздействия пресной воды на пласт используются ключевые слова plyrock и plyads. В око-лоскважинной зоне детальность гидродинамической модели составляет 0,1х0,1х0,1 м, что позволяет с большой точностью описать динамику процессов, происходящих в призабойной зоне. К периферии детальность по параметру dr загрубляется вплоть до 100 м. Общее количество ячеек - 6000 шт. Шаг по времени составляет 1 сут. Время расчета такой модели не превышает 5 минут. Гидродинамическая модель предназначена для моделирования процессов, происходящих в призабойной зоне, в т.ч. для оптимизации ОВП. Основные параметры, заложенные в модель, соответствуют геолого-физи-
120
№ 12 декабрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
йазпий ыриамт
Рис. 4. Влияние коэффициента повреждения проницаемости на параметры добычи Fig. 4. Impact of permeability damage ratio on production parameters
ческой характеристике одного из месторождений Урало-Поволжья:
• симулятор Eclipse 100;
• насыщение задается при помощи J-функции Леверетта;
• общая мощность пласта - 10 м;
• нефтенасыщенная мощность - 4,5 м;
• средняя проницаемость 1- 00 мД;
• средняя пористость - 0,2;
• плотность нефти - 894 кг/м3;
• плотность пластовой воды - 1190 кг/м3;
• плотность пресной воды - 1007 кг/м3;
• вязкость нефти - 19,8 сП;
• перфорация в прикровельной части пласта - 2 м;
• рассматриваемый период - 2 года.
В процессе притока подошвенной воды к перфорациям во время добычи можно выделить два механизма. Первым является конусообразование за счет депрессии и возникновения вертикальных градиентов давления. Второй механизм связан с циркуляцией жидкости вдоль обсадной колонны и во многом обусловлен качеством цементирования, а также наличием естественной и техногенной трещиноватости.
ОЦЕНКА ЭФФЕКТА ПЕРЕТОКА ВДОЛЬ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Для оценки эффекта перетока подошвенной воды вдоль колонны произведена серия расчетов с вариацией приобщенной толщины. Следует отметить, что в рамках гидродинамической конечно-разностной схемы не учитывается сопротивление при циркуляции
жидкости вдоль колонны. Тем не менее такие расчеты позволяют оценить возможный эффект от ремонтно-изоляци-онных работ. В рассматриваемом примере потери за счет притока подошвенной воды вдоль обсадной колонны могут достигать 35% от базовой добычи за рассматриваемый период.
РАСЧЕТ И ОПТИМИЗАЦИЯ ЭФФЕКТА ЗАКАЧКИ ОТОРОЧКИ
Для борьбы с эффектом конусообра-зования необходимо более глубокое
воздействие на пласт. Предлагаемая технология заключается в следующем. Оторочка пресной воды объемом 200 м3 в течение 7 суток закачивается через спецотверстия в интервале 1-2 м выше ВНК. Положение дыр спецотверстий подбиралось путем оптимизационных расчетов. После закачки оторочки пресной воды для закрепления продавливается полимерный раствор объемом 5 м3. Затем для исключения заколон-ных перетоков выполняется цементная заливка спецотверстий. После ОПЗ
Рис. 5. Оптимизация параметров добычи за рассматриваемый период по числу RRF
Fig. 5. Optimization of production parameters for the period under review by the number of RRF
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 december 2015
121
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 6. Оптимизация параметров добычи за рассматриваемый период по объему ОПЗ Fig. 6. Optimization of production parameters for the period under review by BHT scope
скважина запускается в добычу через двухметровый прикровельный интервал перфорации. Выполнено моделирование закачки агента по описанной выше технологии ОВП и расчет последующего эффекта (рис. 2).
Для определения оптимального положения дыр спецотверстий при выполнении ОВП была выполнена серия расчетов (рис. 3). Для рассматриваемого примера оптимальным положением спецотверстий при закачке агента является интервал 1-2 м выше ВНК. При смещении спецотверстий вниз эффективность ОВП снижается из-за ухудшения экранирующих свойств оторочки. Слишком высокое расположение дыр спецотверстий приводит к блокированию части эффективной нефтенасы-щенной толщины.
Для оптимизации параметров технологии был выполнен ряд вариантных расчетов. Оценен эффект ОВП для различных характеристик степени снижения начальной водопроницаемости в зоне воздействия (RRF) (рис. 4, 5). При значениях RRF менее 5 технология не рекомендуется к применению, в то время как для значений RRF 10-20 риски являются минимальными. Серия расчетов (рис. 4, 5) оценивает влияние RRF на параметры добычи в случае отсутствия заколонных перетоков. Экранирующие свойства оторочки, таким образом, позволяют увеличить накопленную добычу нефти в среднем на 15% за двухлетний период.
РАСЧЕТ И ОПТИМИЗАЦИЯ ЭФФЕКТА ЗАКАЧКИ ОТОРОЧКИ
Влияние объема закачки пресной воды (масштаба воздействия) на параметры добычи отражают расчетные данные на рисунке 6. Увеличение объема закачки монотонно увеличивает процент дополнительной добычи нефти за рассматриваемый период. При этом удельная эффективность воздействия (отношение дополнительной добычи нефти к объему закачки) имеет оптимум. Для рассматриваемого случая увеличение объема закачки свыше 300 м3 малорезультативно.
К преимуществам рассмотренного метода можно отнести:
• низкую стоимость закачиваемого агента по сравнению со специальными составами;
• технологическую и экономическую возможность проведения обработки призабойной зоны с большим проникновением (более 10 м).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Исследована возможность ограничения притока подошвенной воды методом закачки оторочки пресной воды в области ВНК через специальный интервал перфорации в условиях «водочувствительных» коллекторов. Выполнена серия расчетов на радиальной секторной гидродинамической модели. Результаты расчетов позволяют сделать вывод, что в условиях активного взаимодействия пресной
воды с породой коллектора и, как следствие, проявления эффекта снижения водопроницаемости закачка оторочки пресной воды позволяет существенно экранировать конусообразование и увеличить отборы нефти на 15-35% за двухлетний период.
2. По результатам расчетов, оптимальным интервалом закачки можно признать интервал 1,5-2 м над ВНК. Как и следовало ожидать, эффективность экрана зависит от его радиуса, при оптимальном объеме около 300 м3 для 10-метрового водонефтяного пласта. При дальнейшем увеличении объема оторочки эффективность не имеет значительного увеличения. При этом для обеспечения технологического эффекта необходимо условие снижения проницаемости в 5 раз, а оптимальная величина снижения проницаемости - в 10 раз и более.
3. Полученные результаты могут использоваться не только для оценки применения пресной воды, но и для других водоконтролирующих агентов, например растворов щелочей, усиливающих набухание глинистых минералов в пласте, или реагентов, вызывающих образование эмульсий при смешении с пластовой водой. При этом обоснование применимости пресной воды или других агентов требует детальных фильтрационных исследований на керновом материале для каждого конкретного месторождения.
122
№ 12 декабрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Литература:
1. Осипов В.И., Соколов В.Н., Румянцева Н.А. Микроструктура глинистых пород. М.: Недра, 1989. 211 с.
2. Хавкин А.Я., Ковалев А.Г., Ступоченко В.Е. и др. Особенности разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами // Нефтяная промышленность. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Обзорная информация. 1990. 60 с.
3. Питкевич В.Г., Пешков В.Е., Федоров В.К. Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость глинистых пластов // Нефтяное хозяйство. 1978. № 7. С. 14-18.
4. Zeinijahromi Abbas, Nguyen Thi Kim Phuong, Bedrikovetsky Pavel. Mathematical Model for Fines Migration Assisted Waterflooding with Induced Formation Damage. SPE Journal SJ-0412-0015.R2.
5. Amit K. Sarkar, Mukul M. Sarma. Fines migration in two-phase flow. SPE, May 1990.
6. Bedrikovetsky P.G., Monteiro R.P. et al. Mathematical and laboratory modeling of reservoir sulfate scaling. Progress in Mining and Oilfield Chemistry, Budapest, 2005, Vol. 6, P. 1-36.
7. Bedrikovetsky P.G., Mackay E.J., Silva R.M.P., Patricio F.M.R. & Rosario F.F. Produced water re-injection with seawater treated by sulphate reduction plant: Injectivity decline, analytical model. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2009, Vol. 68, No. 1-2. P. 19-28.
References:
1. Osipov V.I., Sokolov V.N., Rumyantseva N.A. Mikrostruktura glinistyh porod [Clay rocks microstructure]. Moscow, Nedra Publ., 1989. 211 pp.
2. Khavkin A.Ya., Kovalev A.G., Stupochenko V.Ye. et al. Osobennosti razrabotki neftjanyh mestorozhdenij s glinosoderzhashhimi koUektorami [Special aspects of clay-containing reservoir oil field development]. Neftjanaja promyshlennost' = Oil industry, 1990. Ser. Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh mestorozhdenij. Obzornaja informacija [Ser. Geology, geophysics and development of oil fields. Overview]. 60 pp.
3. Pitkevich V.G., Peshkov V.Ye., Fedorov V.K. Vlijanie mineralizacii zakachivaemoj vody na pronicaemost' glinistyh plastov [Impact of injected water mineralization on clay formations permeability]. Neftjanoe hozjajstvo = Oil Industry, 1978, No. 7. P. 14-18.
4. Zeinijahromi Abbas, Nguyen Thi Kim Phuong, Bedrikovetsky Pavel. Mathematical Model for Fines Migration Assisted Waterflooding with Induced Formation Damage. SPE Journal SJ-0412-0015.R2.
5. Amit K. Sarkar, Mukul M. Sarma. Fines migration in two-phase flow. SPE, May 1990.
6. Bedrikovetsky P.G., Monteiro R.P. et al. Mathematical and laboratory modeling of reservoir sulfate scaling. Progress in Mining and Oilfield Chemistry, Budapest, 2005, Vol. 6, P. 1-36.
7. Bedrikovetsky P.G., Mackay E.J., Silva R.M.P., Patricio F.M.R. & Rosario F.F. Produced water re-injection with seawater treated by sulphate reduction plant: Injectivity decline, analytical model. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2009, Vol. 68, No. 1-2. P. 19-28.
è
ГАЗПРОМ
СУРГУТ
Генеральный директор ООО «Газпром трансгаз Сургут» И.А. Иванов
Уважаемый Петр Михайлович! Уважаемые коллеги!
От лица многотысячного коллектива ООО «Газпром трансгаз Сургут» поздравляю с 50-летним юбилеем со дня образования ООО «Газпром трансгаз Югорск»!
Значимость этого события переоценить трудно. Именно вы сделали первый шаг в создании крупнейшей в мире газотранспортной системы, прошли полувековой путь обслуживания газопровода, объектов газового хозяйства, внесли большой вклад в проектирование систем газоснабжения, капитальный и восстановительный ремонт действующих газопроводов, в транспортировку и поставку углеводородного сырья потребителям России.
Единая система магистральных газопроводов связывает воедино все дочерние Общества ПАО «Газпром», Мы-звенья одной цепи, работаем на один результат-бесперебойную транспортировку газа. И поэтому с особым удовлетворением отмечаем эффективную совместную деятельность наших коллективов по освоению севера Западной Сибири. Сегодня ООО «Газпром трансгаз Югорск» - одно из крупнейших и эффективно работающих предприятий России. Продолжая славные традиции, вы сохранили динамику развития, продолжаете эффективную деятельность, заботитесь и о социальной защищенности, приумножении духовного и культурного богатства региона. От всей души поздравляю весь коллектив со славным юбилеем. Желаю вам, дорогие друзья, уверенного движения вперед, благополучия, стабильности, процветания, удачи и свершения самых заветных планов. У коллектива замечательная история и не менее достойное будущее. С юбилеем!
