CC BY
43РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276
Д.С. Тананыхин1, e-mail: tananykhin_ds@pers.spmi.ru; Д.В. Сун1, e-mail: daryasung@gmail.com
1 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» (Санкт-Петербург, Россия).
Прогноз повышения эффективности системы поддержания пластового давления на нефтяном месторождении Западной Сибири за счет модернизации системы разработки
Более 80 % месторождений углеводородов в России разрабатывается с применением системы поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт. Данная система позволяет повысить текущие темпы отбора запасов и увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи. На основании опыта эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся на последней стадии разработки, сделан вывод о том, что эффективность реализованных систем заводнения со временем снижается. В связи этим возникает острая необходимость проведения детального анализа системы поддержания пластового давления в целях принятия грамотных решений по повышению ее эффективности и совершенствованию системы разработки месторождения в целом.
В статье приводятся основные рекомендации по оптимизации системы поддержания пластового давления на нефтяном месторождении Западной Сибири. На первом этапе авторами был проведен анализ эффективности системы, применяющейся в отношении основных объектов разработки (АВ13, АВ8, БВ1 и ЮВ}) и всего месторождения в целом. Было выявлено, что основной проблемой текущего состояния разработки является несоответствие обводненности добываемой продукции значению выработки запасов. По результатам первого этапа было принято решение рассматривать в дальнейшем только горизонт АВ13, как объект, оказывающий наибольшее влияние на характер обводнения всего месторождения.
Второй этап исследования включал обоснование и выбор мероприятий по повышению эффективности системы поддержания пластового давления на объекте АВ13. Разработанная программа мероприятий включала трансформацию сформированной с начала разработки трехрядной системы поддержания пластового давления в блочно-замкнутую за счет перевода под закачку отдельных скважин и нагнетание в одну из таких скважин полимер-гелевого состава. Третий этап исследования включал подсчет технологического эффекта от предложенных мероприятий. Прогнозируемый эффект от трансформации системы поддержания пластового давления рассчитывался на основе изменения коэффициента охвата по геолого-статистической методике, разработанной В.М. Ревенко, Л.С. Бриллиантом, Р.М. Курамшиным. Расчет дополнительной технологической эффективности от закачки полимер-гелевого состава был произведен по методике ООО «КогалымНИПИнефть» и ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина». Согласно расчету, годовой прирост добычи реагирующих скважин месторождения составит 5496,24 т нефти, причем среднегодовая обводненность снизится на 12 %.
Ключевые слова: повышение эффективности системы разработки, система поддержания пластового давления, оптимизация системы поддержания пластового давления, потокоотклоняющая технология.
D.S. Tananykhin1, e-mail: tananykhin_ds@pers.spmi.ru; D.V. Sun1, e-mail: daryasung@gmail.com
1 Federal State Educational Institution of Higher Education "Saint-Petersburg Mining University" (Saint-Petersburg, Russia).
The Forecast of Increasing the Effectiveness of the Reservoir Pressure Maintenance System at the Oil Field in Western Siberia by Modernizing of the Development System
More than 80 % of the hydrocarbon fields in Russia are developing using a reservoir pressure maintenance system by injecting water into the reservoir. The system allows to increasing the current rates of reservoir extraction and the final oil recovery. Based on the experience of oil fields operation at the last stage, it was concluded that the effectiveness of
70
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
the implemented waterflood systems decreases with time. So, there is an urgent need to provide a detailed analysis of the reservoir pressure maintenance system in order to make right decisions to improve its efficiency and enhance the operation of the field development system as a whole.
This article presents the main recommendations for optimizing the reservoir pressure maintenance system in an oil field in Western Siberia (Russia). At the first stage, the authors analyzed the effectiveness of the current reservoir pressure maintenance system within the main development sites (AV13, AV8, BV1 and YuVJ and the entire field. It was found that the main problem of the current state of development is the discrepancy between the water content of the extracted products and the value of the development of reserves. According to the results of the first stage, it was decided to consider in the future only AV13, as an object that has the greatest impact on the character of the flooding of the entire field. The second stage included the rationale and selection of measures to improve the efficiency of the reservoir pressure maintenance system at the AV13 facility. The developed program of measures included the transformation of the three-row reservoir pressure maintenance system formed from the beginning of the development into a block-closed one due to the injection of a polymer-gel composition into one of the transfer wells. The third stage of the research included finding and developing a method for calculating the technological effect of the proposed technology. The predicted effect of the transformation of the reservoir pressure maintenance system was calculated on the basis of a change in the coverage ratio according to the geological and statistical methodology developed by V.M. Revenko, L.S. Brilliant, R.M. Kuramshin. The calculation of the additional technological efficiency from the injection of polymer-gel composition was made according to the method of KogalymNIPIneft LLC and the Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)". According to the calculation, the annual wells' production gain is 5,496.24 tons of oil, and the average annual water cut will decrease by 12 %.
Keywords: improvement of the effectiveness of the development system, reservoir pressure maintenance system, optimization of the reservoir pressure maintenance system, diverter technology.
100
X of -4=
° 'E $
I и .t S;
i P <u £
ч с Ï; <u
ПЗ ПЗ 7] W
3- m ^ a»
™ x E
1 3 о JJ
' ~ ifc -О
Ol
re
aj
80
60
40
20
20
40
60
80
100
Обводненность, % Water cut %
Рис. 1. График зависимости «отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) - обводненность» Fig. 1. Dependence diagram "recovery from the initial recoverable reserves - water cut"
Месторождение, результаты исследования которого представлены в статье, расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. Основными объектами разработки месторождения являются АВ13, АВ8, БВ1 и ЮВГ На сегодняшний день месторождение находится на третьей стадии разработки и уже практически приблизилось к завершающей стадии, уровень обводненности составляет 90,5 %.
МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ОБЪЕКТА АВ13
Основной проблемой текущего состояния разработки является несоответствие уровня обводненности добываемой продукции уровню выработки запасов (рис. 1).
Опережающее обводнение месторождения обусловлено как геологическими, так и техническими и технологическими причинами. По большей части на обводнение влияет горизонт АВ13
(рис. 2), являющийся самым большим по площади нефтеносности и наиболее крупным по запасам объектом разработки месторождения. Горизонт харак-
теризуется высокой неоднородностью коллекторских свойств. В пределах площади нефтеносности выделено шесть участков, разработка которых подвер-
Ссылка для цитирования (for citation):
Тананыхин Д.С., Сун Д.В. Прогноз повышения эффективности системы поддержания пластового давления на нефтяном месторождении Западной Сибири за счет модернизации системы разработки // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 11. С. 70-75.
Tananykhin D.S., Sun D.V. The Forecast of Increasing the Effectiveness of the Reservoir Pressure Maintenance System at the Oil Field in Western Siberia by Modernizing of the Development System. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2018, No. 11, P. 70-75. (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
71
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
сС ' о :
\о О
1980
1985
1990
1995 2000 Время, годы Time, years
2005
2010
2015
Месторождение Field
Пласт АВ, з Reservoir AV,
Рис. 2. График динамики обводненности Fig. 2. Diagram of the water cut dynamics
Рис. 3. Выкопировка из карты изобар АВ13 Fig. 3. Extract from the isobar map of the AVj
Рис. 4. Выкопировка из карты текущих подвижных запасов АВ Fig. 4. Extract from the map of the current mobile oil of the AV1-3
гнута геолого-промысловому анализу. На каждом из участков выявлены фа-циальные группы с присущими только им геофизическими характеристиками, определены особенности изменения неоднородности пласта. В соответствии с проектными решениями для разработки горизонта АВ13 была сформирована трехрядная в сочетании с очаговой система заводнения для поддержания пластового давления (ППД). Текущее состояние системы ППД АВ13 привело к тому, что на многих участках эксплуатируемого объекта пластовое давление снизилось более чем на 4,0 МПа по сравнению с начальным (рис. 3).
О недостаточной эффективности реализованной системы ППД также свидетельствует неравномерность выработки запасов по объекту. В одной из областей с повышенными значениями текущих подвижных запасов был выбран участок, в наибольшей степени требующий оптимизации системы заводнения (рис. 4). За два года добыча нефти на данном участке упала на 23,32 т/сут, пластовое давление снизилось на 0,7 МПа и составляет 82 % начального. При этом объемы закачки с кустовой насосной станции (КНС), обслуживающей данный участок, ежегодно возрастают, но их явно недостаточно для того, чтобы поддерживать пластовое давление на необходимом уровне (рис. 5, 6).
В целях совершенствования системы разработки на выбранном участке авторы статьи предложили перейти от рядной блоковой системы к блочно-зам-кнутой. Согласно их расчетам, такой переход позволит задействовать ранее недренируемые запасы нефти, а также сократить объемы закачки по скважинам основных нагнетательных рядов. На участке находятся в эксплуатации 18 добывающих и 16 нагнетательных скважин. Участок относится к 2б-зоне, подвергнутой геолого-промысловому анализу (ГПА). Геофизические характеристики 2б-зоны представлены в таблице.
Реорганизация системы ППД будет осуществляться за счет освоения под закачку скважин из добывающего и других фондов скважин.
72
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
Скважины выбирались исходя из их положения в геометрии пласта и данных о наибольших падениях добычи нефти и жидкости за последние два года. Кроме того, учитывалась гидродинамическая связь с ближайшими добывающими скважинами.
В итоге были выбраны две добывающие скважины, одна пьезометрическая и одна бездействующая (рис. 7). Расчет дополнительно вовлеченного в разработку объема балансовых запасов рассматриваемого участка был основан на изменении коэффициента охвата после реорганизации системы ППД.
Для этого использовался геолого-статистический метод (ГСМ-2), предложенный В.М. Ревенко, Л.С. Бриллиантом, Р.М. Курамшиным [1-3]. Расчет показал, что при переходе от трехрядной системы к блочно-замкнутой конечный коэффициент извлечения нефти увеличится на 1,2 % и это позволит добыть дополнительно 11,7 тыс. т нефти. Также на выбранном участке для оценки эффективности системы ППД был проведен расчет текущей и накопленной компенсации. Оптимальной для пластов группы АВ считается компенсация 105 %. Текущий уровень компенсации составил 124 %. Если при таком превышении пластовое давление в зоне отбора не достигает значений, близких к начальному, можно сделать вывод, что объемы закачки распределяются неравномерно и основная масса закачиваемой воды фильтруется по ограниченному объему пласта.
ч
ai о
16,9 16,8 I 16,7
ai 16,6
g 16,5 I 16,4 5 1б'3
I 16,2
S 16,1 16,0 15,9 2011
2012
V
2013 Время, годы Time, years
2014
2015
Рис. 5. Динамика снижения пластового давления на выбранном участке Fig. 5. Dynamics of decrease in reservoir pressure in the selected area
о
S *
x
=c о
Ol
<u
Ol
г«
\o о
256,8 256,6 256,4 256,2 256,0 255,8
255,6 2012
2013
2014 Время, годы Time, years
2015
2016
Рис. 6. Динамика закачки с кустовой насосной станции № 6 Fig. Dynamics of injection from the cluster pumping station No. 6
Геофизические характеристики 2б-зоны геолого-промыслового анализа Geophysical characteristics of the 2b area of the field-geologic analysis
Параметр Characteristic Значение Value
Эффективная толщина пласта, м Net pay, m 9,9
Проницаемость, мкм2 Permeability, |m2 91,7
Коэффициент пористости, д. ед. Porosity factor, unit fraction 0,21
Коэффициент песчанистости, д. ед. Net sand coefficient, unit fraction 0,57
Коэффициент начальной нефтенасыщенности, д. ед. Initial oil saturation factor, unit fraction 0,54
Расчлененность, ед. Average number of permeable intervals, units
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
73
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
«ф* Скважина, переводящаяся в нагнетание
Well shifting to the injection mode
^ Выбранный участок Selected area
Рис. 7. Выкопировка из карты текущих отборов с выбранным участком Fig. 7. Extract of the map of of the current mobile oil with selected area
99 97 95 93 I a 91 89 87 85
l-
s*
5 <J
vo о
2a 1
26
• 1
2a • 26 3
• 4
• 5
1,0
1,5
2,0 2,5
3,0
3,5
4,0 4,5
Накопленный водонефтяной фактор, % Cumulative water-oil ratio, %
Рис. 8. График «обводненность - водонефтяной фактор» Fig. 8. Diagram "water cut - water-oil ratio"
г ■©■
-в- ¥
% 14,0 1 13,8 I 13,6
ГО
Ï о
ё 40
4 о >s ce
5 9
га CL
S 13,4
~ -a
E S _ a.
ri о Ol
о
13,2
Г" 13,0
12,8
ГО
12,6
12,4
12,0 12,5 13,0 13,5 14,0 14,5 15,0 15,5 16,0 16,5 17,0
Натуральный логарифм накопленной добычи жидкости Natural logarithm of the cumulative liquid production
Прогноз Forecast
Факт Actual
Рис. 9. Графики характеристик вытеснения по методу Н.И. Абызбаева
Fig. 9. Diagrams of characteristics of desaturation by the method of N.I. Abyzbayev
Поэтому в целях повышения эффективности заводнения на рассмотренном участке помимо реорганизации системы ППД необходимо применить потокоот-клоняющие технологии (ПОТ). Это приведет к сдерживанию прорыва воды из нагнетательных в добывающие скважины, а также к стабилизации либо снижению уровня обводненности продукции добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными. Верность этого предположения подтвердила номограмма-«крест» «обводненность - водонефтяной фактор», согласно которой выбранный участок располагается в зоне, характеризующейся наибольшей степенью промыто-сти фильтрационных каналов, а также наивысшим уровнем обводненности -выше, чем по объекту в среднем. Соответственно, зона признана первоочередной для применения ПОТ (рис. 8). Для выбора типа нагнетаемого агента был произведен анализ эффективности технологий, уже применяющихся на объекте АВ1-3. В результате анализа была выбрана полимер-гелевая система «Ритин», показавшая в 2017 г. наибольшую удельную эффективность. Для закачки состава была выбрана скв. 3131, объединенная с тремя реагирующими добывающими скв. 3171, 3172 и 3173, дебит жидкости по которым составляет 179 т/сут.
Расчет технологической эффективности от закачки «Ритина» был произведен в соответствии с методикой ООО «КогалымНИПИнефть» и ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа(Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» [4], основанной на динамике объемной обводненности пласта в зависимости от изменения коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, а также коэффициента увеличения фильтрационного сопротивления в области закачки. При подсчете прироста дебита также учитывается уменьшение действия «Ритина» во времени, а также ежегодное естественное падение дебита, связанное с отбором извлекаемых запасов. Однако в рамках исследования необходимо было учесть, что за счет реорганизации системы ППД произо-
74
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
шло увеличение объема текущих извлекаемых запасов, а соответственно, и изменение динамики падения дебита. Для учета данных изменений были построены характеристики вытеснения по методам Н.И. Абызбаева, С.Н. Назарова - Н.В. Сипачева и Б.Ф. Сазонова (рис. 9, 10, 11) [5].
Прогноз среднегодового дебита нефти был получен на основе средних значений результатов построения трех характеристик: с учетом перехода к блочно-замкнутой системе разработки в сумме годовой прирост добычи всех реагирующих скважин составит 5496,24 т нефти, или 434 т нефти на 1 т «Ритина». При этом среднегодовая обводненность снизится на 12 %.
2000 4000 6000 8000
Накопленная добыча воды, тыс. м3 Cumulative water production, thousand m3
-•— Прогноз -•- Факт Forecast Actual
10000
Рис. 10. Графики характеристик вытеснения по методу С.Н. Назарова - Н.В. Сипачева
Fig. 10. Diagrams of characteristics of desaturation by the method of S.N. Nazarov - N.V. Sipachev
ВЫВОДЫ
В работе представлен анализ текущей системы разработки нефтяного месторождения и выявлены ее основные проблемы. Для сокращения темпов роста обводнения и для повышения степени выработки запасов нефти авторами предложены мероприятия по оптимизации системы ППД на АВ1-3, включающие реорганизацию системы ППД и применение ПОТ.
Необходимо отметить необходимость продолжить работу по реорганизации системы ППД и на других участках для обеспечения оптимальной разработки всего объекта АВ, ,.
С 900
1- о 800
ü j и 3 (Л (11 700
к ra X 1-s -а о с с о 600
X Ol ^ с H -е- а. о +J -а с 500 400
о ir X го cu > га 1Л 300
ra ^ 3.0 'С га о г~ 200
vo о 4-» 100
ЕС Е э 0 Л '
12,5 13,0 13,5 14,0 14,5 15,0 15,5 16,0 Натуральный логарифм накопленной добычи жидкости Natural logarithm of the cumulative liquid production
Прогноз Forecast
Факт Actual
Рис. 11. Графики характеристик вытеснения по методу Б.Ф. Сазонова
Fig. 11. Diagrams of characteristics of desaturation by the method of B.F. Sazonov
Литература:
1. Мулявин С.Ф., Курамшин Р.М., Лапердин А.Н. Методические рекомендации по расчету коэффициента охвата для систем разработки скважинами сложной архитектуры // Недропользование XXI век. 2012. № 5 (36). С. 32-39.
2. Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНУ, 2012. 215 с.
3. Ревенко В.М., Бриллиант Л.С., Курамшин Р.М. Экспресс-метод определения коэффициента охвата // Проблемы ускорения научно-технического прогресса в области разработки нефтяных месторождений: Тр. СибНИИНП. 1988. С. 30-35.
4. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 638 с.
5. Савельев В.А., Токарев М.А., Чинаров А.С. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. Учебное пособие. Ижевск.: Издательский дом «Удмуртский университет», 2008. 147 с.
References:
1. Mulyavin S.F., Kuramshin R.M., Laperdin A.N. Methodical Recommendations on Calculation of the Coefficient of Coverage for Systems of Wells with Complex Architecture. Nedropolzovanie XXI vek = Mineral Resource Management XXI Century, 2012, No. 5 (36), P. 32-39. (In Russian)
2. Mulyavin S.F. Basis of Design of the Oil and Gas Fields Development - Work Book. Tyumen, Tyumen State Oil and Gas University, 2012, 215 p. (In Russian)
3. Revenko V.M., Brilliant L.S., Kuramshin R.M. Express Method for Determination of the Sweep Efficiency Coefficient. In: Problems of the Acceleration of Progress in Development of Oil and Gas Fields. Trudy SibNIINP = Proceedings of the Siberian Scientific Research Institute of Oil Industry, 1988, P. 30-35. (In Russian)
4. Lysenko V.D. Oil Fields Development. Engineering Design and Analysis. Moscow, Nedra-Bisnestsentr LLC, 2003, 638 p. (In Russian)
5. Saveliev V.A., Tokarev M.A., Chinarov A.S. Field-Geologic Methods of the Cumulative Oil Recovery Forecast - Work Book. Izhevsk, Publishing House "Udmurt University", 2008, 147 p. (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
75
