CC BY
30РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 004.94[622.276.43+553.982.23]
М.М. Кулушев1, e-mail: KulushevMM@bnipi.rosneft.ru; А.А. Гильмиянова1; Н.Ю. Петухов1; Д.С. Фазылов1; А.А. Мироненко1
1 ООО «РН-БашНИПИнефть» (Уфа, Россия).
Опыт реализации мероприятий по изменению направления фильтрационных потоков флюидов в блоке «Монолит» месторождения Западной Сибири
В настоящее время актуален вопрос извлечения остаточных запасов углеводородов из разрабатываемых пластов. Одними из наиболее распространенных и эффективных методов, с помощью которых решается данный вопрос, являются гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Данные методы необходимы для повышения интенсивности воздействия на слабодренируемые запасы нефти и вовлечения их в разработку. В целях увеличения коэффициента нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может быть использован метод, основанный на изменении направления фильтрационных потоков в пласте. Сущность метода, описанного в данной статье, заключается в увеличении коэффициента охвата пласта заводнением по площади, что позволяет ускорить выработку остаточных извлекаемых запасов нефти изолированных зон и пропластков. При этом необходимо изменить общее установившееся энергетическое состояние в пласте. Этого можно достичь перераспределением закачки воды в нагнетательные скважины и отборов жидкости из добывающих скважин. На эффективность метода влияют физико-химические свойства флюидов, степень неоднородности и строение пласта, текущее пластовое давление и другие факторы. Следствием изменения направления фильтрационных потоков являются уменьшение обводненности продукции добывающих скважин, вовлечение ранее недренируемых или слабодренируемых запасов в разработку и изменение величин градиентов давлений.
В рамках исследования с помощью методов, описанных в данной статье, были определены локализации зон, не охваченных заводнением. Далее с помощью гидродинамического симулятора был выбран первоочередной участок опытно-промышленных работ, на котором были выявлены защемленные запасы нефти. По итогам исследования составлена адресная программа геолого-технических мероприятий для довыработки остаточных запасов нефти и достижения конечного коэффициента извлечения нефти.
Ключевые слова: изменение направления фильтрационных потоков, поддержание пластового давления, месторождение Западной Сибири, прокси-модель, трещина автогидроразрыва пласта.
M.M. Kulushev1, e-mail: KulushevMM@bnipi.rosneft.ru; A.A. Gilmiyanova1; N.Yu. Petukhov1; D.S. Fazylov1; A.A. Mironenko1
1 RN-BashNIPIneft LLC (Ufa, Russia).
Experience of Implementing Wellworks to Change the Direction of Fluid Filtration in the Monolith Block of the Field of Western Siberia
At the moment, the problem of extracting residual oil from the developed reservoirs is significant. One of the effective and popular methods that can help solve this problem is hydrodynamic methods for increasing oil recovery. Oil field development with waterflooding is a complicated technological process with time-varying conditions. Effectiveness of the oil field development process and high final oil recovery can be obtained with appropriate efficient regulation of the flooding process.
To increase of enhanced oil recovery when oil is displaced by water can be a method based on change of filtration direction. The physical essence of the method is to increase sweep efficiency of the reservoir by waterflooding, which allows to activate the production of remaining recoverable reserves of non-washed zones and layers. To do this, it is necessary to change the overall hydrodynamic situation in it, which is achieved by redistributing the production and injection of water from wells. The effectiveness of this method is influenced by the physicochemical properties of the fluids, the degree of heterogeneity and structure of the formation, the current formation pressure and others. Confirmation of the above considerations is usually a change water cuttings of well production as a result of sweep efficiency, a change in pressure gradients.
66
№ 11-12 декабрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
During the study, using the methods described in this article, the localization of the areas not covered by waterflooding was determined. Further, using a specialized hydrodynamic simulator, the priority experimental-industrial work section was selected, where trapped oil reserves were identified. Based on the results of the study, a targeted program of well interventions was drawn up to further develop residual oil reserves and achieve the ultimate oil recovery factor.
Keywords: change in the direction of filtration flows, maintaining reservoir pressure, field of Western Siberia, proxy model, self hydraulic fracturing crack.
Рис. 1. Разрез геологического блока «Монолит» месторождения Западной Сибири по линии А-Б:
ас7, ас8, ас9, ас10/02, ас10/1, ас11/0, аси/1, ас12/0 - пласты месторождения
Fig. 1. Section of the Monol.it geological block of the Western Siberia field along the line A-Б:
AC7, AC8, AC9, acio/02' AC10/1' ACll/0' AC11/1' AC12/0 - formations of the field
ВВЕДЕНИЕ
Закачка воды в системе поддержания пластового давления (ППД) на сегодняшний день является традиционным методом увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). Однако в неоднородных коллекторах эффективность данного метода ППД снижается по причине образования застойных зон, не участвующих в заводнении. Это приводит к недостижению целевых показателей нефтеотдачи. В то же время эффективным методом увеличения полноты охвата пласта заводнением является метод изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП). Эффект может быть достигнут за счет увеличения темпов отбора жидкости, вовлечения застойных зон в разработку, а также снижения обводненности добываемой продукции скважин.
Конкурентными преимуществами метода перед остальными гидродинамическими способами увеличения нефтеотдачи пласта являются относительная простота реализации в широком диапазоне пластовых условий и довольно высокие технико-экономические показатели. Так, для реализации данного метода нет необходимости применять другие дополнительные источники энергии и менять размещение добывающих и нагнетательных скважин. Целью исследования, результаты которого представлены в данной статье, было увеличение эффективности разработки высоковыработанного участка месторождения (геологический блок «Монолит») путем ИНФП в зонах, ранее не охваченных заводнением.
Стоит отметить, что математическое моделирование нестационарных процессов в пласте, происходящих при изменении давления и локализации застойных (тупиковых) нефтенасыщенных зон, зачастую сопряжено с определенными трудностями и невозможно без использования дополнительных точных инструментов. Поэтому для решения этих задач в рамках данного исследования применялся корпоративный 2D-гидро-динамический симулятор «Прокси-мо-дель» ПАО «НК «Роснефть» [1].
ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ
Основной объект разработки рассматриваемого нефтяного месторождения имеет неоднородное геологическое строение, которое характеризуется
наличием многопластовой системы и развитием сложной клиноформной структуры [2]. Для учета неоднородности, обусловленной особенностями геологического строения и распределением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, месторождение поделено на 15 геологических блоков [3].
Блок «Монолит» по праву считается наилучшим участком месторождения по ФЕС: начальные нефтенасыщенные толщины достигают 70 м (рис. 1), проницаемость - порядка 10 мД. В связи с длительной разработкой участок практически выработан: на момент проведения анализа отбор от начальных извлекаемых запасов составлял 91 % при средней обводненности про-
Ссылка для цитирования (for citation):
Кулушев М.М., Гильмиянова А.А., Петухов Н.Ю., Фазылов Д.С., Мироненко А.А. Опыт реализации мероприятий по изменению направления фильтрационных потоков флюидов в блоке «Монолит» месторождения Западной Сибири // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11-12. С. 66-70. Kulushev M.M., Gilmiyanova A.A., Petukhov N.Yu., Fazylov D.S., Mironenko A.A. Experience of Implementing Wellworks to Change the Direction of Fluid Filtration in the Monolith Block of the Field of Western Siberia. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2020;(11-12):66-70. (In Russ.)
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
current flow lines in the formation - область защемленных запасов trapped reserves area
0 2 4 6 8 10 12 14 16 м (m)
Рис. 2. Карта остаточных нефтенасыщенных толщин одного из участков геологического блока «Монолит» месторождения Западной Сибири
Fig. 2. Map of detrital oil-saturated thicknesses of one of the areas of the Monolit geological block of the Western Siberia field
дукции скважин 96 %, проектный КИН -0,398. В течение пяти лет до начала представленной работы каких-либо мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, таких как ввод новых скважин, бурение бокового ствола, обработка призабойной зоны, гидравлический разрыв пласта (ГРП) и пр., не проводилось. Для достижения проектного КИН по блоку «Монолит» начата серия экспериментов по ИНФП.
МЕТОД ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ
При заводнении нефтяных пластов формируются определенные установившиеся характер фильтрационных потоков и поле давления. В расчлененных неоднородных пластах нередко образуются застойные, не вовлеченные в разработку зоны,вследствие чего общая эффективность разработки пласта или месторождения существенно снижается.
Не охваченные заводнением участки, а точнее, их расположение и размеры могут зависеть не только от неоднородности пластов, но и от выбора системы разработки [4].
Чтобы вовлечь в разработку защемленные запасы нефти, необходимо изменить установившееся энергетическое состояние пласта путем изменения режимов работы нагнетательных и добывающих скважин. За счет изменения величин и направлений градиентов давления застойная нефть вытесняется в дренируемую часть, вследствие чего коэффициент охвата пласта заводнением увеличивается. Для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов важно знать текущее распределение остаточной неф-тенасыщенности. В пласте могут находиться остаточные запасы, в основном представляющие собой отдельные про-пластки, ранее не охваченные разработкой. Также они могут представлять
собой пленки нефти, обволакивающей частицы породы, или же не промытые водой линзовидные включения. Для локализации застойных зон пласта, не охваченных заводнением, в работе применялся корпоративный симулятор «Прокси-модель».
ОСОБЕННОСТИ СИМУЛЯТОРА «ПРОКСИ-МОДЕЛЬ»
Программное обеспечение (ПО) «Про-кси-модель» представляет собой 2D-гидродинамический симулятор, позволяющий настраиваться на различные промысловые данные и результаты исследования скважин. Модуль «Прокси-модель» использует данные технологического режима скважин, результаты интерпретации данных геофизических исследований скважин, свойства пласта и добываемой продукции для построения карт проводимости пласта. Для более корректного моделирования процесса разработки низкопроницаемых пластов необходимо принимать во внимание геомеханические процессы, возникающие при воздействии на пласт. Кроме того, важно учитывать эффекты формирования техногенных трещин ГРП в процессе закачки жидкости в нагнетательные скважины при высоких значениях забойного давления (процесс авто-ГРП).
В настоящее время в ПО «Прокси-мо-дель» встроен геомеханический симулятор, позволяющий рассчитать длину и траекторию развития трещин авто-ГРП с учетом текущего распределения давлений при адаптации истории разработки конкретного района пласта [5]. Для настройки геометрии трещин авто-ГРП в модели применяются результаты гидропрослушивания, трассерных исследований, гироинклинометрии, гидродинамических исследований скважин и др.
ПО «Прокси-модель» позволяет быстро построить карты текущего распределения запасов и пластового давления, а также эффективно выявить проблемные участки с точки зрения дренирования запасов при отсутствии противоречий с результатами исследований [6]. При этом главными преимуществами симулятора остаются относительная простота и скорость обработки огром-
68
№ 11-12 декабрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Рис. 3. Динамика добычи нефти в скважинах, окружающих остановленную скважину № 8 геологического блока «Монолит» месторождения Западной Fig. 3. Dynamics of oil production in wells surrounding shut-in well No. 8 of the Monol.it geological block of the Western Siberia field
nj T3 X g CO Q-
7 —I
'o \0 T О Ol
k— <_)
7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000
Остановка скважины № 8 __ Well No. 8 shutdown ____
^— Снижение обводненности v ____________ cut decrease
-6 -5 -4 -3 -2 -1
Месяц Month
- Добыча нефти (тренд), т
Crude-oil production (trend), t Добыча нефти (факт), т Crude-oil production (fact), t
- Обводненность (тренд), %
Water cut (trend), %
- Обводненность (факт), %
Water cut (fact), %
98
96
94
10 11 12 13
u » О ±ï
о :
\о о
ного количества данных при сохранении достаточно высокой точности.
ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ РАБОТЫ ПО ИЗМЕНЕНИЮ НАПРАВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ
После адаптации гидродинамической модели проводится оценка перспективных участков с точки зрения вовлечения в разработку ранее недренируемых запасов. Рассмотрим данную процедуру на примере одного из таких участков блока «Монолит».
Согласно полученным по результатам прокси-моделирования картам остаточных нефтенасыщенных толщин и текущей насыщенности выделяются области защемленных запасов, обозначенные на рис. 2.
Для вовлечения защемленных запасов в разработку требовалось изменить градиенты давления, для чего были проведены расчеты с остановками скважин № 8, 11 и 17. Наиболее эффективным оказался вариант с пре-
кращением закачки в скважине № 8 на один год. После остановки скважины произошло перераспределение фильтрационных потоков, что отразилось на отборах жидкости в соседних добывающих скважинах.Зафиксировано снижение обводненности. Фактический прирост дебита нефти составил: в скв. № 14 - 10 т/сут, скв. № 21 - 6 т/сут, скв. № 6 - 40 т/сут. Суммарно по скважинам дополнительная добыча нефти за год составила 10 тыс. т (рис. 3). После адаптации модели к новым показателям работы добывающих скважин № 6, 14 и 21, реакция которых подтвердила наличие защемленных запасов нефти в пласте, получены новые линии тока (рис. 4).
Для увеличения темпов отбора остаточных извлекаемых запасов проведена реконструкция скважины № 19 методом зарезки бокового ствола (ЗБС) с наклонно-направленным окончанием в северном направлении. Фактические запускные параметры реализованного
ЗБС: дебит нефти - 22,4 т/сут, обводненность - 95 %.
Положительные результаты опытно-промышленных работ позволили составить адресную программу геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи, на других зонах защемленных запасов блока «Монолит». Программа, в частности, включает следующие этапы:
• остановка пяти нагнетательных скважин с целью ИНФП;
• проведение повторного ГРП на трех добывающих скважинах с высокой вероятностью переориентации трещины;
• интенсификация добычи нефти на четырех добывающих скважинах;
• реконструкция семи добывающих скважин методом ЗБС с наклонно-направленным окончанием.
ВЫВОДЫ
С помощью корпоративного гидродинамического симулятора «Прокси-модель» определена локализация остаточных,
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
направление развития трещины гидроразрыва пласта
direction of development of hydraulic fracturing crack
линии тока в пласте
current flow lines in the formation
остановленная скважина
shut-in well
скважина с приростом добычи well with the increase in production
10 12 14 1б м (m)
Рис. 4. Линии тока после остановки скважины № 8 на карте остаточных нефтенасыщенных толщин одного из участков геологического блока «Монолит» месторождения Западной Сибири Fig. 4. Current flow lines after well No. 8 shutdown on the map of detrital oil-saturated thicknesses of one of the areas of the Monolit geological block of the Western Siberia field
ранее не охваченных заводнением запасов блока «Монолит» месторождения Западной Сибири.
Проведены опытно-промышленные работы по ИНФП в районе скважины № 8 указанного блока. Эффективность мероприятий подтверждена устойчивым приростом дебита нефти после остановки нагнетательной скважины № 8 в окружающих ее скважинах, составившим 56 т/сут. Результаты опытно-промышленных работ и полученный дебит нефти 22,4 т/сут при проведении ЗБС с наклонно-направленным окончанием в скважине № 19 подтвердили наличие защемленных запасов нефти в пласте. В целях дальнейшего повышения эффективности разработки блока «Монолит» месторождения составлена адресная программа геолого-технических мероприятий, направленных на ИНФП в застойных зонах.
Подтверждена возможность использования гидродинамического симулятора «Прокси-модель» для моделирования пластов со сложным геологическим строением. Предлагаемые алгоритмы позволят эффективно применять малозатратные мероприятия по изменению фильтрационных потоков на месторождениях, находящихся на заключительном этапе разработки.
I
Литература:
1. Байков В.А., Рабцевич С.А., Костригин И.В., Сергейчев А.В. Мониторинг разработки месторождений с использованием иерархии моделей в программном комплексе «РН-КИН» // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2014. № 2 (35). С. 14-17.
2. Рыкус М.В., Рыкус Н.Г. Седиментология терригенных резервуаров углеводородов: учебное пособие. Уфа: Изд-во «Мир печати», 2014. 324 с.
3. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. С. 108-148.
4. Владимиров И.В. Нестационарные технологии в разработке нефтяных месторождений. дисс. ... докт. техн. наук. Уфа, 2005. 327 с.
5. Федоров А.И., Давлетова А.Р., Колонских А.В., Торопов К.В. Обоснование необходимости учета изменения напряженного состояния пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2013. № 2 (31). С. 25-29.
6. Спирина Е.А., Рабцевич С.А., Мулюков Д.Р., Колонских А.В. Экспресс-метод определения параметров системы разработки с учетом геологической неоднородности пласта // «Нефтяное хозяйство». 2020. № 3. С. 54-57.
0
2
б
8
4
References:
1. Baykov V.A., Rabtsevich S.A., Kostrigin I.V., Sergeichev A.V. Monitoring of Field Development using a Hierarchy of Models in Software Package RN-KIN. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO "NK "Rosneft" [Scientific and Technical Bulletin of Rosneft OJSC]. 2014;2(35):14-17. (In Russ.)
2. Rykus M.V., Rykus N.G. Sedimentology of Terrigenous Hydrocarbon Reservoirs: textbook. Ufa: Publishing house "Mir pechati" [Print World]; 2014. (In Russ.)
3. Gavura V.E. Geology and Development of Oil and Gas Fields. Moscow: VNIIOENG [All-Russian Scientific-Research Institute of Organization, Management and Economics of Oil and Gas Industry]; 1995. P. 108-148. (In Russ.)
4. Vladimirov I.V. Non-Stationary Technologies in the Development of Oil Fields. Doctoral thesis in Engineering sciences. Ufa; 2005. (In Russ.)
5. Fedorov A.I.1, Davletova A.R.1, Kolonskikh A.V.1, Toropov K.V. Justification of the Necessity to Consider the Effects of Changes in the Formation Stress State in the Low Permeability Reservoirs Development. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO "NK "Rosneft" [Scientific and Technical Bulletin of Rosneft OJSC]. 2013;2(31):25-29. (In Russ.)
6. Spirina E.A., Rabtsevich S.A., Mulyukov D.R., Kolonskikh A.V. Express Method for Determining Development System Parameters taking into Account Geological Heterogeneity. Neftyanoe khozyaistvo [Oil Industry]. 2020;3:54-57. (In Russ.)
70
№ 11-12 декабрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
