CC BY
17м. л. Карнаухов, ТюмГНГУ, л. м. Гапонова, ОАО «Газпромнефть», ОАО «ГЕОНАЦ»
Е. м. пьянкова, «ТНК-ВР», ООО «ТННЦ»
Рецензент - в.н. маслов, заместитель генерального директора, ООО «Тюменьниигипрогаз»
особенности вытеснения нефти в условиях неоднородных сложнопостроЕнных нефтяных месторождений
Продолжение.
Начало в №9,2008
О механизме вытеснения возможно также судить по данным записи кривых падения давления (КПД). КПД в нагнетательных скважинах, остановленных после длительной закачки воды в пласт, позволяет явно оценить характер поступления воды в пласт. Такие замеры давлений в остановленных нагнетательных скважинах обычно выполняются гораздо в большем объеме, чем запись КВД в остановленных добывающих скважинах. Это связано с тем,
Рис. 7. Типовые кривые падения давления
что замеры в нагнетательном фонде гораздо проще и не требуют больших материальных и временных затрат, не всегда требуется спускать манометры в скважину, а достаточно устьевых замеров.
На рис. 7 приведены типовые графики КПД, получаемые на практике. Данные взяты для сравнения по результатам исследования скважин по пласту АВ11-2 Самотлорского месторождения в 2006 году (все замеры сделаны в одинаковых геолого-промысловых условиях). Как видим, КПД, построен-
ные в полулогарифмических координатах, имеют различную форму: КПД на рис. 7а имеет выпуклый вид; на рис. 7 б,в,г - S-образный вид; а на рис.7д -зеркальное отражение Б-образной формы. На рис. 7е показаны две КПД, записанные в одной скважине в разное время. Но вид кривых существенно отличен.
Очевидно, форма кривых падения давления и темп падения давления КПД в различные периоды времени исследования скважины отражают свойства того участка пласта, в пределах ко-
0.бе.СПечеНИЯ|П0ДГ10Ш0ВКИ I
месторождений | к разработке
технологииххлвека!
Полныйкомплектлицензий
Гипронг-Экот
Комплексноепроектирование обустройства месторождений нефти и газа
_ современна ч/ ЗЛО «ГйПрОНГ;Дро^ного йнстйЯ«
модель ^доставление
2=Шг=»
—■— Г" ^ л1 Д
г ТюМеНЬ’X до.41^2> Ф -
Наши пров£™^.
Обустройство,ме отранспорта,
|а„сГно-Палья"о=«ое
Западио-Могутлорское
Каменное (Юго
Крапивенское
етзги»
ППеоГ^арт<-»ское
рославльское Славинское Талинское
Рис. 8. КПД, полученные при моделировании трехзонной системы вытеснения
торого происходят изменения гидродинамических процессов. Тот факт, что КПД существенно отличаются по внешнему виду друг от друга, говорит о том, что гидродинамические процессы, происходящие в заводняемых пластах, существенно разнообразны и зависят от режимов закачки и характера распространения фронта вытеснения.
В литературе последних лет часто механизм нагнетания представляется как процесс радиального равномерного продвижения фронта закачиваемой воды, при котором формируется три
кольцевые зоны: околоскважинная высокопроницаемая, связанная с техногенной трещиноватостью; переходная низкопроницаемая, обусловленная движением двухфазных смесей (воды с нефтью); и удаленная, где фильтрационные свойства определяются движением только нефти. При записи давлений в остановленных нагнетательных скважинах получаются S-образные по форме КПД. На рис.8 представлены такие КПД, полученные в результате численного моделирования этих процессов на ПК.
Отличие кривых на рис. 8 состоит в том, что исходные проницаемости пласта (по нефти) были приняты различными: кривая 1. - к = 100 мД, 2. - к = 50 мД, 3. - к = 25 мД, 4. к = 12 мД, 5. - к = 5 мД. Околоствольная кольцевая зона была принята равной 30 м, переходная зона - 30-60 м.
Выбранная модель продвижения фронта воды в виде кольцевых зон дает S-образные КПД с характерными участками, отражающими работу ПЗП, переходной зоны и удаленной чисто нефтяной части пласта, куда еще не попала вода. Размеры и проницаемость таких зон рассчитываются в соответствии с известными зависимостями типа: г=^4# (приведенной выше, где X - пьезопроводность соответствующей зоны, г - время начала отклонения соответствующего прямолинейного участка КПД - см. рис.8 - т.А). На представленном рисунке КПД выглядят как возрастающие кривые - здесь построения сделаны не в абсолютных значениях давлений, а виде перепада давления (репрессии) - АР = Р0-Р , где Р0 - давление закачки, последнее значение давления в скважине перед ее остановкой, Р - текущее давление КПД. Подобная форма КПД ( на предыдущем рисунке - это рис. 7д.) соответствует формированию равномерного кольцевого фронта вытеснения.
При неравномерном развитии фронта вытеснения с ориентацией его по от-
Рис. 9. Кривые падения давления, полученные при условии направленного движения фронта вытеснения
ношению к добывающим скважинам, интенсивно отбирающим нефть, получаются по форме другие КПД.
На рис. 9 показаны КПД, полученные при следующих условиях. Моделировался пласт, имеющий направленное движение фронта с проницаемостью в заводненной зоне, в 10 раз превышающей проницаемость нефтяной зоны. Водонасыщенная область в виде эллипса имела радиус большой полуоси до 400 м, а смещение центра очага вытеснения был выбран соответственно равным 0, 100, 200 и 300 м. Как видим, полученные кривые падения давления теперь имеют вид, существенно отличающийся от ранее рассмотренного на графике - рис.8, где в средней своей части КПД имели участки с резким повышением давления. Здесь же, наоборот, в средней части КПД имеет участок с меньшим повышением давления. Это связано с эффектом фильтрации в заводненной зоне с повышенной проницаемостью. Причем со смещением центра очага вытеснения в сторону от точки расположения скважины. Время, соответствующее протеканию процессов восстановления давления, в заводненной зоне увеличивается. Сравнивая расстояние заводненной зоны, определенное временем распространения волны репрессии с радиусом,рассчитанным по данным объема закачки воды в пласт при цилиндрической форме очага вытеснения, находим, что это расстояние больше радиуса цилиндрического очага на величину Ь - интервала смещения очага вытеснения. Таким образом, на практике по форме КПД и длительности времени регистрации отдельных прямолинейных его возможно определение характеристик очага вытеснения.
С учетом полученных данных вернемся к рассмотрению фактических КПД, представленных на рис. 7. Так, КПД на рис. 7а записан через несколько месяцев после начала закачки ФНВ (фронт вытеснения нефти), распространился не далее как на 50-60 метров от скважины и КПД соответствует цилиндрической форме распространения очага вытеснения. КПД на рис. 7 а, б и в соответствуют одностороннему распространению ФНВ. Для всех скважин в этих трех примерах характерно наличие по крайней мере одной активно работающей соседней добывающей скважины. Например, для скв. № 75192 точка А (см. рис. 7г, где =30000 с) фиксирует отклонение прямой вниз от прямой а -а , что свидетельствует о распространении области влияния скважины после остановки за пределы области заводнения.
Максимальная точка ФНВ при высоких пьезопроводности х = 0.2 м2/с и проницаемости к = 579 мД равна г л/4#а =^4-0,2-30000=155;
В то же время при объеме закачки воды в течение 6 месяцев работы этой скважины радиус цилиндрической зоны заводнения составил бы г^(е^Дотп/1Н100-180/(ЗЛ4-0.2-4)=85г, где <2 = 100 м3/сут - приемистость, Гзак = 180 сут - время закачки, т=0.2 -
пористость, к = 4 м -толщина пласта. Как видно, в данной скважине очаг заводнения существенно смещен в сторону добывающей скважины.
На рис. 7б и рис. 7в участки а-а КПД, характеризующие очаг вытеснения, менее выражены, чем в примере 7г, но смещение ФНВ в сторону добывающих скважин заметен.
В скважине № 7318 (рис 7в) записана КПД, характеризующая процесс вытеснения с образованием кольцевой зоны пониженной проницаемости. Запись КПД сделана спустя два месяца работы скважины при общем объеме закачки - 7500 м3 . ФНВ для этого случая составил по КПД - 44 м, а по объему закачки - 38 м, что и свидетельствует о равномерном продвижении фронта заводнения.
В скважине № 17901 (рис. 7е) произведено два замера КПД :первый -после пуска скважины под закачку через 30 суток, второй - еще через 20 суток, то есть через 50 суток. Как видно из графиков, сначала сформировалась кольцевая зона высокой проницаемости, а затем наметилась тенденция одностороннего смещения фронта вытеснения.
Таким образом, приведенный здесь подход анализа данных исследования скважин с записью КПД позволяет
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ \ 63
Рис. 10. Характеристики вытеснения для скважин Сугмутского месторождения горизонтальных - № 2445 и № 2502 и вертикальных - № 2100 и № 2041
определить основные характеристики режима закачки и формирования очагов вытеснения. Возможен на этой основе прогноз появления воды в добывающих скважинах.
О характере вытеснения можно судить также по данным характеристик вытеснения. Как отмечено выше, для трехрядной системы разработки вертикальными скважинами часто характерна неравномерная выработка запасов с образованием очагов активного движения флюидов и застойных зон, проявление эффектов ранней обводненности скважин, заколонных перетоков. Опыт применения в ОАО «Газпромнефть» систем со сверхдлинными стволами горизонтальных скважин (с длиной стволов более 1300 м), предусматривающий разукрупнение сетки скважин. Реализация такой стратегии привела к существенному росту уровней добычи нефти и снижению темпа обводненности. На рис. 10 приведены типовые характеристики вытеснения для горизонтальных скважин (№ 2445 и № 2502) и вертикальных скважин (№ 2100 и № 2041) Сугмутского месторождения.
Все скважины работают в сходных геолого-промысловых условиях - по геологической структуре и коллекторским свойствам участках пласта. Эти характеристики вытеснения Назарова
(модернизированные)представляют собой логарифмические зависимости водонефтяного фактора (ВНФ) и текущего коэффициента извлечения нефти (КИН):
ВНФ = ^КИН),
где ВНФ =!&/!&. КИН = О^/Ош, ТО,., и - накопленные объемы воды и нефти; бизвл и 06ал - извлеченный объем запасов и балансовые запасы.
Как видим, характеристики вытеснения для зон с горизонтальными скважинами существенно отличаются от характеристик вытеснения для зон с вертикальными скважинами. В горизонтальных скважинах до 30-35% извлекается запасов нефти практически в безводный период эксплуатации скважин. С 10%-ный обводненностью эти скважины работают практически с момента их запуска в работу, что говорит о том, что вода поступала в скважину из посторонних объектов скважин и не являлась нагнетаемой. Катастрофические прорывы происходят после «полного» вытеснения нефти.
Тот факт, что в зонах вытеснения горизонтальных скважин практически полностью отбираются извлекаемые запасы до прорыва закачиваемой воды, - свидетельство того, что фронт движения воды выравнивается, обширных зон смешанного потока не
возникает и вытеснение является поршневым.
Заключение. Выполненный анализ характера вытеснения нефти в системах с поддержанием пластового давления по ряду месторождений Тюмени (Ноябрьский и Нижневартовский районы) показал, что при запусках скважин в эксплуатацию на различных участках пласта формируются локальные очаги вытеснения, связанные с неравномерным продвижение ФНВ.
Как правило, на первом этапе закачки, который длится от первых нескольких месяцев до года, процессы движения воды в пласте имеют цилиндрическое по форме распространение. При этом часто возникают переходные кольцевые зоны пониженной проницаемости. Показано, как эти зоны можно выявить и определить их свойства по данным КПД.
На более поздней стадии закачки воды чаще всего формируются зона направленного вытеснения нефти (очаги вытеснения). Эта зона высокой проницаемости и ориентированного движения потоков в сторону активно работающих добывающих скважин. Разработан способ определения по КПД скорости и направлений распространения ФНВ. На этом этапе вытеснение в большей степени характеризуется как поршневое.
При горизонтальном бурении скважин в монолитных пластах и разряженной сетке скважин эффект поршневого вытеснения проявляется сразу с момента начала закачки воды и действует в течение всего периода вытеснения извлекаемых запасов на таких участках отбора нефти. Как правило, скважины после длительной безводной работы затем катастрофически обводняются.
Предлагается осуществлять более тщательный контроль за продвижением ФНВ с периодической регистрацией КПД в одних и тех же скважинах 2-3 раза в год. Гидропрослушивание группы скважин позволяет выявить особенности заводнения на всем исследуемом участке месторождения. Все это позволяет оценить форму и направление формирующихся очагов вытеснения и своевременно принять необходимые решения по регулированию разработки месторождения.
ТР20.1
■ гидростатическим привод,
- плавное изменение скорости подъема: крюка и вылета стрелы,
- система автоматической защитьиЛ^
-блоки полиспастовых Ш?
систем новом конструкции
гаоаритно-массовы м и характеристиками.
