CC BY
50УДК 622.276
ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПУТЕМ ЗАКАЧКИ ВОДЫ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПЛАСТА ПК1-3 ВОСТОЧНО-МЕССОЯХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ RESERVOIR PRESSURE MAINTENANCE BY WATER INJECTION INTO HORIZONTAL WELLS AT THE CONDITION OF THE GEOLOGICAL UNCERTAINTY IN CONTINENTAL DEPOSITS OF HIGH-VISCOSITY OIL OF PK1-3 FORMATION OF THE VOSTOCHNO-MESSOYAKHSKOYE OIL FIELD
И. В. Коваленко, С. К. Сохошко, Н. Н. Плешанов
I. V. Kovalenko, S. K. Sokhoshko, N. N. Pleshanov
ООО «Газпромнефть — НТЦ», г. Тюмень
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: система поддержания пластового давления; линии тока; циклит;
система разработки Key words: flooding system; streamlines; cyclite; exploitation system
Восточно-Мессояхское месторождение на данный момент находится на стадии активного ввода в промышленную эксплуатацию. По мере разбуривания залежи пласта ПК1-3 (верхнепокурская свита, сеноман, верхний мел) представление о геологическом строении усложнялось: от массивной нефтяной залежи при открытии месторождения до массивной залежи с газовой шапкой и фациально-блоковым строением. В настоящее время представление о геологическом строении продуктивного интервала следующее: разрез состоит из трех интервалов (циклитов), разделенных первоначально поверхностями затопления. Отложения каждого циклита имеют различные пределы выдержанности, связанности и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), что обусловлено условиями формирования. Циклит А (ПК1) — мелководно-морские отложения фронта дельт, циклит В (ПК2) — отложения надводной части дельтовой равнины, циклит С (ПК3) — отложения речной системы (меандрирующих русел). При переходе от нижнего циклита к верхнему циклиту ухудшаются как связанность песчаных тел, так и песчанистость, и ФЕС. Характер границ между циклитами неодинаковый: граница между циклитами А и В имеет первоначальный согласный характер, благодаря чему в кровельной части циклита В преобладают глинистые отложения. Это обусловливает гидродинамическую разобщенность отложений циклитов А и В (установлено по данным исследований XPT — обнаружен различный градиент давлений в интервалах циклитов). Граница между циклитами В и С охарактеризована как несогласие, обусловленное особенностями формирования отложений циклита В: развивающиеся дельтовые каналы эрозионно врезались в глинистые отложения кровельной части циклита С, размывая их (рис. 1). Исходное (стратиграфическое) положение границ циклитов определено с помощью средней кривой апс [1], однако в работе принята литологи-ческая (несогласная) граница между отложениями циклитов В и С, отделяющая наиболее продуктивные отложения циклита С.
Таким образом, установленная латеральная и вертикальная неоднородность пласта требует уточнения подхода к разработке залежи, в том числе индивидуального подхода к размещению добывающих и нагнетательных скважин в интервале каждого циклита. По результатам геолого-промыслового анализа было выявлено отчетливое разделение скважин по продуктивности в зависимости от принадлежности к циклиту, обусловленной геологической обстановкой каждого циклита.
цикпита «С»
Л ито поги ческа я граница между
цнкпитами «В» и «С» FS/MFS Поверхность затоппениягмаксимального _затогле-ия_
Рис. 1. Принципиальная схема строения продуктивного разреза
Основные запасы нефти в пределах контура бурения сосредоточены в циклитах В и С, при этом скважины циклита В характеризуются низкой продуктивностью, что связано с высокой латеральной неоднородностью и хаотичным расположением в разрезе песчаных тел. По циклиту С, напротив, согласно геологическим предпосылкам, циклит хорошо прогнозируется и подтверждается промысловым бурением. В этой связи было принято решение уплотнить фонд скважин в циклит С за счет сокращения межрядного расстояния с 300 до 150 м с учетом изменения экономических макропараметров компании в лучшую сторону.
Рис. 2. Рассмотренные системы поддержания пластового давления
Разработка месторождения предполагается с системой поддержания пластового давления (ППД) путем закачки воды. Ранее на этапе опытно--промышленных работ (ОПР) была опробована эффективность ППД на элементах разработки базовой
№ 2,2018
Нефть и газ
45
системы с межрядным расстоянием 300 м. Эффективность ППД была подтверждена с ограничениями по забойному давлению нагнетательных скважин не более 120 атмосфер при пластовом давлении 78 атмосфер. Но результаты ОПР нельзя напрямую транслировать на сетку с межрядным расстоянием 150 м.
Реализация ППД в высокопродуктивном коллекторе циклита С с межрядным расстоянием 150 м характеризуется рядом неопределенностей, связанных со временем отработки нагнетательных скважин, активностью подошвенных вод и рисками латерального прорыва воды. В данной работе приведен анализ гидродинамических расчетов возможных сценариев эффективности ОПР на одном из кустов пласта ПКЬ3 по оптимизированной системе разработки циклита С.
Оптимизация системы ППД. Для циклита С с учетом опции уплотнения сетки претерпела изменения также и система ППД. С учетом неопределенности по активности подошвенных вод рассмотрены варианты на различное соотношение нагнетательных и добывающих скважин (рис. 2).
Согласно приведенным расчетам гидродинамического моделирования на секторе пласта ПКЬ3 наилучшим вариантом по накопленным отборам на куст является
вариант с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 1:2 (рис. 3).
Также были определены рентабельные толщины для данной системы в условиях коллектор-ских свойств циклита С ив текущих макропараметрах компании, которая составила 12 м. Таким образом, для циклита С была выделена уверенная зона с нефтенасыщенными толщинами более 12 м, в пределах которой была проведена оптимизация системы разработки.
ОПР ППД. Для оценки эффективности системы ППД в циклите С и снятия рисков по добыче было принято решение организовать опережающую закачку на участке ОПР. Ожидаемые результаты по итогам ОПР: вариативность переводов под закачку и возможная оптимизации ППД на участках, гидродинамически связанных с активным аквифером.
Под цели ОПР был выбран куст № 138, разбуренный по уплотненной системе разработки в циклите С и оптимальный по организации опережающей закачки с точки зрения наземной инфраструктуры (рис. 4).
На секторе участка ОПР были проведены гидродинамические расчеты на различные сценарии реализации закачки в зависимости от геологической связанности по разрезу. Вертикальная связанность варьировалась посредством задания проницаемости глин, и было рассмотрено три варианта. Первый вариант — отсутствие проницаемости глинистых перемычек, что соответствует исходной геологической модели. Второй вариант — проницаемость глин до 1 м, что соответствует адаптации гидродинамической модели на историю отработки скважин с продолжительной динамикой на обводненность и продуктивность. Третий вариант — увеличенная вертикальная связность с проницаемостью глин до 3 м, это является верхней границей неопределенности по настройке фактических скважин и характеризуется как гидродинамически связанный по вертикали циклит С.
Рис. 3. Накопленная добыча нефти по различным системам поддержания пластового давления
По геометрии распределения линий тока в гидродинамической модели (ГДМ) можно сделать вывод, что с увеличением вертикальной связанности влияние нагнетательных скважин на добывающие осуществляется преимущественно через аквифер и, напротив, при отсутствии проницаемости глин (учет всей неоднородности в модели), наблюдаются латеральные прорывы воды. Так, в варианте, соответствующем представлению геологии, с учетом проницаемости глин до 1 м (настройка на факт) закачка распределяется как через аквифер, так и лате-рально, но преимущественно через подошвенные воды (рис. 5).
Рис. 4. Участок ОПР на карте структурной поверхности
Вариант 2. Проницаемость глин до 1 м — настроенная модель
Вариант 3. Проницаемость глин до 3 м — неопределенность
Рис. 5. Распределение закачки воды в зависимости от вертикальной связанности
По результатам проведения ОПР и совместного анализа с динамикой работы кустов без ППД возможны три сценария развития закачки воды.
1. Не выявлено позитивного влияния закачки на темпы добычи нефти.
Причина — высокая вертикальная связанность с активным аквифером, позволяющая поддерживать пластовое давление на начальном этапе разработки.
Следствие — увеличение времени отработки нагнетательных скважин и уменьшение компенсации в зонах, гидродинамически связанных с активным ак-вифером.
2. Выявлены негативные прорывы воды к добывающим скважинам.
Причина 1 — высокая латеральная неоднородность при низкой вертикальной
связанности.
Следствие 1 — необходимость рассмотрения переноса ППД под водонефтяной контакт (ВНК) путем бурения специальных вертикальных скважин, перевод под закачку только обводнившихся скважин, разработка мероприятий по ликвидации языковых прорывов воды в комплексе с регулировкой режимов работы скважин.
Причина 2 — высокая вертикальная неоднородность.
Следствие 2 — корректировка режимов работы добывающих и нагнетательных скважин.
3. Выявлено позитивное влияние на темпы добычи нефти добывающих скважин без прорывов воды.
Причина 1 — высокая вертикальная связанность с неактивным аквифером.
Следствие 1 — перевод ППД под ВНК путем бурения специальных вертикальных скважин, либо организация закачки только в обводнившиеся скважины.
Причина 2 — латеральная однородность, как при связанном активном аквифе-ре, так и неактивном или несвязанном аквифере.
Следствие 2 — использование ППД по запланированной схеме (закачка в неф-тенасыщенную часть пласта), оптимальные режимы закачки определяются в ходе ОПР и корректируются при эксплуатации скважин.
Один из инструментов диагностики характера обводнения — аналитические графики изменения производной водонефтяного фактора (ВНФ) от времени (графики Чена) [2]. Данная методика заключается в анализе темпов обводнения добывающих скважин, что позволяет отделить обводнение конусом от обводнения через ограниченную область прорыва воды (языковые прорывы, прорывы через трещину и т. д.). Стоит отметить, что аналитическая методика «графиков Чена» подтверждается численным моделированием в ГДМ.
Сопоставляя фактический характер изменения производной ВНФ от времени с прогнозными показателями (сценарии гидродинамических расчетов) можно оценить характер поступления воды — конус; латеральный прорыв; конус + латеральный прорыв (рис. 6).
Стоит учесть, что в текущей реализации гидродинамической модели ПК1_3 закачиваемая вода преимущественно уходит под ВНК и поддержание пластового давления осуществляется как влияние аквифера. Здесь возникает вопрос о целесообразности закачки воды сразу под ВНК. Также стоит принять во внимание опыт разработки месторождения-аналога «Северные Бузачи», на котором при организации закачки были получены латеральные прорывы (фронт вытеснения не формировался из-за высокой разности подвижности водной и нефтяной фаз), что послужило причиной образования сверхпроводящих каналов к забоям добывающих скважин. С начала закачки обводненность соседних скважин выросла с 0 до 60-80 %. Выходом из данной ситуации стали организация закачки под ВНК и отказ от площадной системы ППД.
С целью оценки эффективности закачки под ВНК на пласте ПКЬ3 были проведены гидродинамические расчеты с закачкой воды в наклонно направленную скважину ниже ВНК. Результаты расчетов показали увеличение отборов нефти за счет сохранения нагнетательных скважин в добыче и снижение уровней отбора жидкости.
Оо
1412 скв
0 X
1С г: и I
-Произнпднан ВНФ
Конус
1412 скв
м»
Зг 0Ю1 (П
П.0С01 О.ОССЙ I 0.000001 о. сотам
-Производная ВНФ
140 19»
Латеральный прорыв
Д41 скв
1ДНИ
■ Проиэ-водная ВНФ
Ю 10»
Конус-плате рал ьный прорыв
Рис. 6. Диагностические графики Чена
С целью проверки данных результатов в программу ОПР ППД после закачки воды в основные скважины, расположенные в нефтенасыщенной части пласта, запланирована закачка в водозаборную скважину под ВНК разрабатываемого пласта. В случае подтверждения положительного эффекта на кустах циклита С с наличием вертикальной связанности с активным аквифером одним из возможных методов поддержания пластового давления и минимизации рисков латерального порыва воды может послужить бурение дополнительных вертикальных скважин с закачкой воды под ВНК или закачка в обводнившиеся скважины в период работы на истощении.
Таким образом, организация системы ППД на континентальных отложениях с высоковязкими нефтями требует широкого предварительного анализа по возможным сценариям эффективности закачки с учетом возможных рисков и неопределенностей. Необходима проработка возможных причин и соответствующих мероприятий с учетом особенностей по геологии и инфраструктуре.
В связи со сложно прогнозируемым геологическим разрезом участков континентальных отложений пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения при разработке горизонтальными скважинами требуются обязательный широкий предварительный анализ по всем возможным сценариям реализации закачки воды в пласт и учет всех возможных рисков и неопределенностей. В результате мониторинга реализации ППД на воду в коллекторе данного типа система нагнетательных скважин будет нерегулярной и будет носить локальный характер в зависимости от характера геологического разреза в той или иной зоне. На каждый возможный случай должна быть выполнена проработка возможных причин и соответствующих мероприятий с учетом особенностей по геологии по примеру, приведенному нами в данной статье.
Библиографический список
1. Зунде Д. А., Попов И. П. Методика построения сиквенс-стратиграфической модели покурской свиты // Нефтепромысловое дело. - 2015. -№ 5. - С. 54-59.
2. Chan K. S., Schlumberger D. Water Control Diagnostic Plots // SPE 30775. - Texas, 1995.
Сведения об авторах Information about the authors
Коваленко Игорь Викторович, к. т. н., начальник Kovalenko I. V., Candidate of Engineering, Head of the
отдела, ООО «Газпромнефть — НТЦ», г Тюмень, e-mail: Department, LLC «Gazpromnef — NTC», Tyumen, e-mail:
Kovalenko.IV@gazpromneft-ntc.ru Kovalenko.IV@gazpromneft-ntc.ru
Сохошко Сергей Константинович, д. т. н., про- Sokhoshko S. K., Doctor of Engineering, Professor, In-
фессор, Тюменский индустриальный университет, dustrial University of Tyumen, phone: 8(3452)283027,
г Тюмень, тел. 8(3452)283027, e-mail: sksohoshko@mail.ru e-mail: sksohoshko@mail.ru
Плешанов Николай Николаевич, руководитель Pleshanov N. N., Head of Group, LLC «Gazpromnef —
группы, ООО «Газпромнефть — НТЦ», e-mail: NTC», Tyumen, e-mail: Pleshanov.NN@gazpromneft-ntc.ru Pleshanov.NN@gazpromneft-ntc. ru
УДК 608.2
ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СОЗДАНИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННОГО ЭКРАНА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ
REASONING AND DEVELOPMENT OF TECHNOLOGY FOR BUILDING A WATER SHUT-OFF SCREEN IN OIL WELL
Д. С. Леонтьев, И. И. Клещенко, Д. А. Бакин
D. S. Leontiev, I. I. Kleshchenko, D. A. Bakin
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: обводненность; подошвенные воды; радиальный канал; водоизоляционный экран Key words: watercut; bottom water; radial channel; water shut-off screen
