Технология «Обратного конуса» как инструмент для повышения эффективности разработки водонефтяных зон Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Р. Г. Ханнанов, В.Б. Подавалов

НГДУ «Бавпынефтъ», Бавлы, hannanov@tatneft.ru

ТЕХНОЛОГИЯ «ОБРАТНОГО КОНУСА» КАК ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНЫ1Х ЗОН

Практически все нефтяные месторождения характеризуются наличием контурныгх или подошвенныгх вод. Опыт добычи нефти из зон пласта, где присутствует контурная или подошвенная вода, свидетельствует о том, что здесь соответствующие условия разработки являются менее благоприятными. Это проявляется в низких значениях коэффициентов нефтеизвлечения, низких дебитах скважины по нефти, высокой обводнённости добываемой продукции, которая является одним из главных негативных факторов добычи нефти в условиях рыночной экономики.

На Бавлинском, Сабанчинском и Матросовском месторождениях площадь первоначальных водонефтяных зон (ВНЗ) занимает от 37 до 71,8% общей площади нефтенос-тности (Рис. 1- 3). Несмотря на немалые запасы нефти, приходящиеся на ВНЗ, низкие значения КИН и ухудшенные технико-экономические показатели добычи нефти, проблемам совершенствования разработки таких объектов уделяется мало внимания.

Отличительная особенность ВНЗ заключается в близости подошвенной воды к забоям добывающих скважин. Поэтому разработка ВНЗ характеризуется ранней обводнён-

Рис. 1. Бав пинское месторождение, пласт

Д1.

Рис. 2.

Сабанчинское месторождение, пласт СБР.

- тшЬ

Рис. 3. Матросовское месторождение, пласт Д1У.

ностью продукции скважин и необходимостью извлечения зна-• чительных

объёмов подошвенной и закачиваемой в пласт воды. Вместе с тем имеют место различные закономерности в начале и динамике обводнения скважин.

На основе геофизических исследований скважин С.А. Султанов (1974; Муслимов и др., 1996) высказал идею, что в условиях пласта Д1 Бав-линского месторождения образования значительных конусов подошвенной воды не происходит, а обводнение скважин связано в основном с общим подъёмом ВНК.

На Бавлинском месторождении впервые был замечен следующий факт. Вследствие изменения направления фильтрационных по-

токов, в ранее обводнённую зону пласта может поступить новая порция нефти. Оказывается, что эта нефть затем не полностью извлекается из пласта (Юрин и др., 1976).

При разработке ВНЗ наряду с глобальными деформациями поверхности ВНК важное значение имеют локальные деформации раздела нефть — вода, а именно явление конусообразования, вызванное режимами эксплуатации отдельных добывающих скважин (Рис. 4) (Закиров и др., 2004).

Конуса воды являются нежелательными т.к.: если осуществляется добыча нефти при критических дебитах, то такие дебиты часто оказываются нерентабельными; в случае эксплуатации скважин при сверхкритических дебитах происходит прогрессирующее обводнение.

Создание экранов из цемента, гелей и других агентов (Рис. 5) позволяет в определённой мере снизить темпы обводнения добываемой продукции. Но это требует допол-нт-ельных затрат на проведение водоизоляционных работ.

Избавиться от конусообразования и прогрессирующего обводнения можно при реализации идеи совместного отбора нефти и воды в одной скважине. Степень вскрытия продуктивного разреза в скважинах с подошвенной водой

Рис. 4. Конусообразование в процес- Рис. 5. Водоизоляцион-се эксплуатации скважины в зоне ВНЗ. ные работы.

является актуальной в связи с наличием слоистости пласта, которая часто неразличима по данным ГИС. Идея обратного нефтяного конуса впервые, видимо, была изложена Курбановым А.К. и Садчиковым П.Б. в 1964 г. (Кур-банов, Садчиков, 1964.). Периодическое формирование обратного конуса вызывает гидрофобизацию соответствующего объёма пласта ниже отметки ВНК. Это снижает фазовую проницаемость для воды и поэтому замедляется поступление пластовой воды в скважину.

Сущность этого метода основана на создании нефте-водонасыщенного объёма в прискважинной зоне пласта 1 этап ■«]№«■№■ 2 этап

Рис. 6. Образо■ вание обратного конуса.

научно-технический журнал

Георесурсы

3 (20) 2006

ниже зеркала ВНК, которая препятствует прорыву подошвенной воды и, соответственно, позволяет отобрать значительно большее количество нефти (Рис. 6).

Сначала перфорируют обсадную колонну Рис. 7. Одноэтапный обрат- ниже ВНК, проводят ный конус. форсированную откачку

воды с максимальной депрессией на пласт (которая зависит от продуктивности) для создания нефтеводонасы-щенной зоны. Затем изолируют перфорированный интервал в обсадной колонне напротив водонасыщенной части пласта, перфорируют нефтенасащенную часть пласта выше ВНК. Отбор продукции ведут с минимальной депрессией на пласт.

По скважине, вводимой в эксплуатацию из бурения или возвратом на другие горизонты, проводят комплекс ГИС для определения характера насыщения и текущего положения ВНК. В результате форсированной откачки из скважины пластовая вода увлекает с собой нефть, подтягивает её к зоне, расположенной между плоскостью ВНК и интервалом перфорации, искусственно создавая, таким образом, нефтеводонасыщенную зону. Доказательством её создания служит появление нефти в добываемой жидкости. Проводят изоляцию (например, цементную заливку) перфорированного интервала водона-сыщенной зоны пласта. Затем перфорируют нефтенасы-щенную часть пласта выше ВНК, и скважину вводят в эксплуатацию с минимальной депрессией на пласт (забойное давление не выше 80% от пластового).

Искусственно созданная таким образом нефтеводона-сыщенная зона препятствует быстрому образованию конуса воды и прорыву воды к перфорированному кровельному интервалу и, соответственно, препятствует быстрому обводнению добываемой жидкости. Эффект сдерживания воды достигается за счёт малой проницаемости созданной зоны для воды.

Разновидностью данной технологии является «одно-этапный обратный конус» (Рис. 7), целью которой является достижение равновесия в плоскости ВНК для предотвращения прорыва воды в нагнетательную часть пласта, окружающую интервал перфорации.

Это достигается перфорацией малого интервала на уровне ВНК и сохранением коридора для движения нефти к интервалу перфорации за счёт одновременной фильтрации воды и нефти. Значи-

' "7 '4.44 006 3.7 . 93.6'1.52/5.& • 72 11010' • __594 93 '1 ПЭ"" 18!®' /4.8Г/9.4 ,231 2.82/2.4 594Д '1.82/2 Г*

59ЗД 2."

.3942' /2 6г 595 ¡' • ^е-/о.41.8 46

123'

^2/2.2.1019°-82|

2.1 220 21Ь176: . "78.^.81 £гГ6.6 и 1016

627 1-"

25.5" 2 ./3.6 *4-62'/11

1007

/9.4 231 ?82'2 4 232 Г «8 41.а2-/2 5.6,.

6:82^Ю19 " ^Р,1.42/7.8420 4 2^5-7 419 бзо 1.6,/6.8 2Г2,/3.6 --

Ю2б - - - -

С5 -

1,/Г

• ■ 1022 ^ 2^/3.6 ,2.8^9.2 '

27К4.3 Мл '^Ъ . ' . ' . 1.6г/в769ЛГ .У>10К ■■ ■

• ^818К

Рис. 8. а - Бавлинское месторождение, пласт Д1; б - Мат-росовское место. рождение, пласт Д1У; в - Тат-Кан-дызское месторождение, пласт Д1.

ны в водонефтяной зоне залежи. Накопленная добыча нефти и воды по скважинам представлена в таблице.

Для примера рассмотрим две скважины № 4228 Бав-линского и № 193 Матросовского месторождений.

Скважина № 4228 пробурена в 2001 г. на девонские отложения. По данным геофизики продуктивный горизонт представлен в интервале 1709,7 - 1714,6 нефтенасыщен-ным глинистым коллектором (глинистость 2,6, КП 19,4, КПРАВ 353,7) мощностью 4,9м, в интервале 1714,6-1723,0 обводненным песчаником (глинистость 1,4, КП 20, КПРАВ 484,1) мощностью 8,4, в интервале 1723,0 - 1728,5 водоносным песчаником (глин. 0,7, КП 20,5, КПРАВ 558,7).

Перфорация была произведена в интервале 1714,0 -1715,5 ЗПМК 95 10 отверстий. Динамика работы скважины приведена на рис. 9. Как видно скважина продолжительный период времени работала с обводненностью менее 50% и с дебитом нефти более 8 т/с. На сегодняшний день скважина работает с дебитом жидкости 23 м3, нефти 6 т/с, обводненность продукции 69%. В случае, если бы был перфорирован нефтенасыщенный интервал, то неминуемо образовался бы конус обводнения и скважина после ввода в работу обводнилась в кратчайшие сроки.

тельный эффект получен при при- "

В

о

менении данной технологии на скважинах при возврате на горизонт Д1 на Бавлинском месторождении, на новых скважинах, вскрывших пласты с подошвенной водой на Бавлинском и Мат- ю росовском месторождениях.

Выкопировки с карт разработки представлены на рис. 8. Как видно, все скважины расположе-

м м а я ^ Й о о о

И « я &■

„Во я ,£3

К О Я 3

Дебит жидкости

№ « иЗ ^ и О _

3 § Н О К Ы Дебит нефти

Л 1Л ® й 3 О О о

И « я &

2 % ¡3 О X <3

— Обводненность

3 (20) 2006

научно-технический журнал

Георесурсы

Технологический отдел по разработке нефтяных и газовых месторождений

НГДУ «Бавлынефть»

Росло бавлинское нефтедобывающее предприятие, увеличивалась нагрузка на геологов, расширялись задачи. Поэтому в 1974 году в геологической службе появился отдел разработки. Все планы добычи нефти проходят через этот отдел, его основной задачей стала подготовка технологической схемы-проекта разработки на каждый нефтеносный горизонт. Это масштабная работа по детальному планированию всех геолого-технических мероприятий, направленных на развитие нефтедобычи. Контроль над выполнением плана работ осуществляют также сотрудники отдела разработки. Они принимают участие и в совершенствовании систем

разработки месторождения, определяют наиболее целесообразные методы обработки призабойной зоны. На фото: Подавалов Владлен Борисович - ведущий геолог, Шеламова Галина Васильевна - геолог, Вильданова Алевтина Дмитриевна - геолог, Хуррямов Аль-фис Мансурович - начальник отдела, Комарова Раиса Федоровна - геолог, Авемчук Валентина Аркадьевна - ведущий геолог, Галимзянова Любовь Андреевна - геолог, Салихова Резеда Мар-селевна - геолог, Шакирова Фарида Ка-римовна - геолог, Шакиров Расих Мир-зияфович - зам.нач. отдела, Ханнанов Рустэм Гусманович - главный геолог.

Скважина № 193 пробурена в 2005 г. на девонские отложения. По данным геофизики продуктивный горизонт представлен в интервале 2223,9 - 2232,0 нефтенасыщен-ным терригенным коллектором (глинистость 0,9, КП 21,4, КПРАВ 658,8) мощностью 8,1м, в интервале 2232,0 -2234,0

о 25-

20

415

¿10

Б

о

N

дебит жидкости

■дебит нефти

—обводненность

июп.05 авг.05 сен.05 окт\05 ноя.05 дек.05 янв.06 фев.06 мар.06 апр.06 май.06

Рис. 10. Динамика работы скважины №193. слабо нефтенасыщенным терригенным коллектором (глинист. 0,9, КП 21,5, КПРАВ 679,7) мощностью 2 м, в интервале 2234-2235 водоносным терригенным коллектором (глин. 1,7, КП 22,0, КПРАВ 700). Перфорация была произведена в интервале 2231,0 -2233,0 ПК-105 40 отверстий. Динамика работы скважины приведена на рис. 10. Как видно, скважина с начала эксплуатации работала с высокой обводненностью и низким дебитом по нефти. Но через 5 месяцев обводненность продукции снизилась до 33%. На се-

100

90

80 ^ л" 70 &

0 60 i

01

50 g 40 S 30° 20 10 0

№ СКВ. Месторождение Горизонт Накопленная добыча

Нефти, т Воды, т

593Д Бавлинское Д1 1838 6273

3930 Бавлинское Д1 22757 122105

4228 Бавлинское Д1 12758 14628

193 Матросовское Д1У 2653 3680

7219 Матросовское т 4128 1619

7379 Матросовское Д1У 40331 13238

678К Тат-Кандызское Д1 2589 11681

820К Тат-Кандызское Д1 4156 17398

Итого: 91210 190622

Табл. Накопленная добыча нефти и водыг по скважинам вскрытыт методом «обратного конуса» НГДУ « Б а в л ыг -нефть».

годняшний день скважина работает с дебитом жидкости 21 м3, дебит нефти 11 т/с, обводненность 33%.

Выводы

1. При разработке ВНЗ значимыми являются процессы конусообразования.

2. Новый технологический процесс эксплуатации скважин при наличии подошвенной воды - «обратный нефтяной конус» можно широко использовать при бурении скважины на новых участках, при зарезках боковых стволов и возвратах на другие горизонты на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

3. Применение технологии обратного конуса позволяет улучшить технико-экономические показатели разработки и повысить величину текущего КИН.

Литература

Закиров С.Н, Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. М.: 2004.

Курбанов A.K., Садчиков П.Б. О совместной добыче нефти и воды из залежей нефти с подошвеннойводой и газовой шапкой. Сб. Добыча нефти, вып.24. Изд. Недра. 1964.

Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И., Сулейманов Э.И., Хисамов Р.Б. Геологическое строение и разработка Бав-линского нефтяного месторождения. ВНИИОЭНГ. 1996.

Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяныа пластов. Недра. 1974.

Юрин И.Я, Полуян И.Г., Гайнаншина А.М.: О некоторых явлениях перемещения нефти и воды на Бавлинском месторождении при его длительной разработке. Нефт. хоз., №12. 1976. 23-27.

Подавалов Владлен Борисович

Ведущий геолог технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Бавлынефть».

)

I-2 |— научно-технический журнал

W2&. Георесурсы з от 2006