image

Территория Нефтегаз № 7-8 2016

Добыча нефти и газа

01.7-8.2016 10:00 Совершенствование методов планирования работ по повышению нефтеотдачи пластов

В статье представлены основы усовершенствованной методики подбора объектов проведения работ по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП) на нефтяных залежах, включающей сравнительный дифференциальный анализ выработки извлекаемых запасов нефти, анализ проблемных участков залежи на соответствие критериям эффективности физико-химических технологий ПНП, диагностику механизмов обводнения нефтяных скважин аналитическими методами, сравнительный анализ проблемных участков по потенциалу снижения обводненности его продукции
и по потенциалу прироста добычи нефти. Представлен алгоритм, позволяющий достаточно объективно ранжировать различные участки нефтяной залежи по практическому потенциалу прироста текущей дополнительной добычи нефти за счет проведения работ по ПНП. Перечисленные пункты методики рассмотрены на примере объекта АС11 Западно-Салымского нефтяного месторождения. В статье также представлены различные методы оптимизации объема рабочей гелевой оторочки при проведении выравнивания профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин.

Представлены результаты вычислительного эксперимента в упрощенной секторной гидродинамической модели ячейки нефтяного пласта, которые показали физическую возможность установки гелевого экрана
в удаленном межскважинном пространстве обводненного нефтяного пласта с использованием термотропных гелеобразующих составов. Предложена последовательность действий при планировании таких работ на участке нефтяной залежи, которая включает детализацию геологического строения участка в секторной гидродинамической модели залежи путем уплотнения ее расчетной сетки, адаптацию секторной модели участка воздействия к фактической динамике его показателей разработки, расчет текущего поля температур в промытом высокопроницаемом пропластке в пределах участка воздействия, расчет в секторной модели оптимального положения и оптимального объема гелевого экрана с позиции наибольшей дополнительной добычи нефти, регулирование температуры гелирования термотропного гелеобразующего состава с учетом результатов проведенных расчетов.

Ключевые слова: выработка извлекаемых запасов нефти, потенциал прироста добычи нефти, объем рабочей гелевой оторочки, удаленное межскважинное пространство, поле температур, термотропный гелеобразующий состав.
Ссылка для цитирования: Куликов А.Н., Магадова Л.А., Силин М.А., Елисеев Д.Ю. Совершенствование методов планирования работ по повышению нефтеотдачи пластов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 7–8. С. 32–40.
Открыть PDF


1_1.jpgВ ходе работ по ПНП и охвата воздействием залежей трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) нефти усложняются как геолого-технические, так и экономические условия их проведения на нефтяных месторождениях. В связи с этим перед научным сопровождением таких работ встают новые задачи, такие как задачи повышения адресности проведения работ по ПНП, а также ограничения водопритока (ОВП) и ремонтно-изоляционных работ (РИР) с учетом существующих проблем и источников обводнения продукции, задачи адаптации технологий к условиям залежей ТИЗ нефти на поздней стадии разработки, оптимизации объемов рабочих оторочек гелеобразующих составов, учета потенциала эффективности технологий ПНП, ОВП и РИР при подборе объектов воздействия и другие.

Рассмотрим данный вопрос на примере объекта АС11 Западно-Салымского месторождения. Основными его геологическими особенностями являются:

  • многопластовость и расчлененность при сильном различии составляющих пластов по строению и геолого-физическим свойствам, в частности по средней проницаемости и нефтенасыщенности;

  • присутствие на большинстве залежей данного объекта развитых водонефтяных зон (ВНЗ);

  • наибольшие запасы нефти при этом сосредоточены в пласте АС112.

Перечисленные характеристики обусловили опережающее обводнение продукции скважин.

При планировании работ по ПНП на данном объекте была использована усовершенствованная методика подбора участка воздействия, включающая:

  • сравнительный дифференциальный анализ выработки запасов нефти различных пластов и зон с целью выявления среди них наиболее проблемных и локализации в них остаточных запасов нефти;

  • анализ проблемных участков на соответствие критериям эффективности технологий ВПП нагнетательных скважин и выявление наиболее им соответствующих;

  • диагностика механизмов обводнения скважин проблемных участков с использованием аналитических методов;

  • сравнительный анализ проблемных участков по потенциалу эффективности технологий ПНП и подбор среди них наиболее потенциальных.

Сравнительный дифференциальный анализ выработки запасов нефти

Такой анализ, проведенный на первом этапе планирования работ по ПНП, включал:

  • сравнительный площадной анализ выработанности приходящихся начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти и локализацию остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) по площади объекта;

  • расчет и сравнительный анализ показателей выработки запасов нефти объекта в целом и составляющих его пластов;

  • прогноз с использованием характеристик вытеснения показателей выработанности запасов нефти объекта в целом и отдельных пластов на момент достижения предельно допустимой обводненности продукции при использовании существующей системы разработки;

  • анализ полученных материалов совместно с геологическими картами и выявление причин, обусловивших низкую текущую и прогнозную локальную выработку запасов нефти.

Результаты дифференциального анализа выработки запасов нефти отдельных пластов объекта АС11 Западно-Салымского месторождения на 01.10.2011 представлены в таблице.

На рисунке 1 представлены сравнительные динамики Ln водонефтяного фактора (ВНФ) продукции двух (АС112 и АС113-4) из четырех пластов объекта АС11 относительно шкалы накопленной добычи нефти, а также величины НИЗ нефти и значения Ln ВНФ продукции (3,89), соответствующее предельно допустимой обводненности (98,0%). Отмечается тенденция линейного роста значений Ln ВНФ в последние годы, что указывает на рост доли закачиваемой воды в продукции скважин.

Пласт АС112, вмещающий основные запасы нефти объекта, на момент проведения анализа (на 01.10.2011) характеризовался сравнительно высоким значением текущего коэффициента извлечения нефти (КИН) (0,176), что объясняется его высокой средней проницаемостью (70,0 мД), однако прогнозная динамика Ln ВНФ продукции показала недостижимость проектного КИН (рис. 1а), что указывает на целесообразность проведения мероприятий по ПНП. Пласт АС113-2 отличался наименьшими значениями текущего КИН (0,051) при наибольшей обводненности продукции (69,6%). Прогнозная динамика Ln ВНФ его продукции (рис. 1б) ярко показала недостижимость проектного КИН, а прогнозный коэффициент охвата пласта разработкой не превысил значения 0,241, что также показало целесообразность проведения работ по ПНП.

Площадной анализ выработки запасов нефти и локализация остаточных запасов нефти по площади осуществлялись с помощью следующих карт указанного объекта:

  • карта выработанности приходящихся НИЗ нефти;

  • карта начальных нефтенасыщенных толщин;

  • карта текущих нефтенасыщенных толщин, совмещенная с картой текущих отборов, с помощью которой отмечались зоны с наибольшими остаточными запасами нефти при высокой обводненности продукции добывающих скважин.

2.jpgАнализ проблемных участков залежи на соответствие критериям эффективности технологий ПНП

Такой анализ проводился на втором этапе поиска участков работ по ПНП. Использовались критерии [1, 2], уточненные при проведении факторного анализа эффективности работ по ПНП на месторождениях Западной Сибири и специальных вычислительных экспериментов [3]. В соответствии с ними при подборе участков воздействия на объекте АС11 Западно-Салымского месторождения дополнительно строились карты проницаемости, проницаемостной неоднородности и расчлененности пласта. При этом преимущество отдавалось участкам с повышенными значениями.

С точки зрения эффективности физико-химических технологий ПНП наиболее оптимальны следующие геологические условия [3, 4]:

  • повышенная вязкость пластовой нефти, обуславливающая языкообразование фронта вытеснения нефти водой в ходе разработки залежи;

  • повышенная проницаемостная неоднородность и расчлененность пласта, обуславливающие, с одной стороны, опережающее обводнение скважин закачиваемой водой, с другой – повышенную селективность тампонирования промытых пропластков при проведении ВПП, а также высокую длительность технологического эффекта;

  • в условиях монолитного пласта необходима его высокая проницаемостная анизотропия, ограничивающая межпластовые перетоки, а также рост проницаемости по разрезу сверху вниз, обуславливающий повышенные остаточные запасы нефти;

  • высокая обводненность продукции добывающих скважин за счет прорыва закачиваемых вод по пласту, обуславливающая повышенную селективность тампонирования промытых пропластков при ВПП;

  • трещиноватость продуктивного пласта, обуславливающая высокую эффективность ВПП при применении специальных жестких гелей;

  • повышенная проницаемость, а также толщина продуктивных пород, обуславливающая высокие базовые дебиты жидкости и нефти.

При планировании работ по ПНП на нефтяной залежи также используются технологические критерии эффективности. Опережающее обводнение продукции скважин оценивается величиной избыточной обводненности [5], представляющей разницу между фактической обводненностью скважины и приемлемой, соответствующей текущей водонасыщенности пласта в интервале вскрытия согласно диаграммам ОФП пласта, функции Бакли – Леверетта [6] и свойствам пластовых флюидов. Карта избыточной обводненности продукции скважин объекта АС11 Западно-Салымского месторождения представлена на рисунке 2а.

При обосновании работ по ПНП темп обводнения продукции скважин проще выразить так называемым показателем интенсивности обводнения продукции (ПИО), представляющим разность между текущей обводненностью продукции скважины в долях единицы и выработанностью приходящихся НИЗ нефти. Его расчетная формула такова:

1.jpg,                         (1)

где K^%5Ctext{обз}_%5Ctext{инт}.png  – показатель интенсивности обводнения, д. ед.;

ƒтек – текущая обводненность продукции скважин, д. ед.;

K^%5Ctext{НИЗ}_%5Ctext{выраб}.png – текущая выработанность НИЗ нефти, д. ед.;

Qнак – накопленная добыча нефти, тыс. т;

NНИЗ – начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

Nгеол – геологические запасы нефти, тыс. т;

K^%5Ctext{кон}_%5Ctext{выт}.png – конечный коэффициент вытеснения нефти водой из пласта, д. ед.;

K^%5Ctext{кон}_%5Ctext{охв}.png – конечный коэффициент охвата пласта заводнением, д. ед.

3.jpgС учетом текущего коэффициента охвата пласта заводнением и текущего коэффициента вытеснения нефти водой для гидрофильных полимиктовых коллекторов Западной Сибири, в которых имеет место близкое к поршневому вытеснение нефти водой, а текущий коэффициент вытеснения за фронтом заводнения почти равен конечному, формула (1) перепишется так:

2.jpg,             (2)

где Код – коэффициент текущего охвата заводнением дренируемого объема пласта, равный отношению его заводненного объема к дренируемому, д. ед.

Таким образом, ПИО качественно выражает степень опережения процесса заводнения дренируемой части нефтяного пласта процессом обводнения продукции скважин. На рисунке 2б представлена карта ПИО объекта АС11 Западно-Салымского месторождения, на которой отмечены участки, анализируемые на целесообразность проведения работ по ПНП. Причем участки с высоким ПИО почти совпадают с участками наибольшей избыточной обводненности продукции (рис. 2а). Это объясняется тождественностью величины выработанности приходящихся НИЗ нефти данной скважины величине текущей водонасыщенности ее призабойной зоны пласта (ПЗП) и, соответственно, величине приемлемой обводненности продукции. Это позволяет использовать ПИО в качестве одного из основных критериев подбора участков воздействия технологиями ПНП [3].

Диагностика механизмов обводнения скважин аналитическими методами

Технологии ВПП нагнетательных скважин применимы при обводнении окружающих скважин закачиваемой водой. Для подтверждения ее присутствия в попутно добываемой воде при планировании работ по ПНП вполне достаточно использовать аналитические методы, в частности корреляционный [7] и метод Чана [8].

Так, с использованием графоаналитической методики диагностики обводнения продукции скважин [5] была построена карта источников обводнения западной среднедевонской залежи Возейского месторождения (рис. 3), на которой стрелками отмечены направления внутрипластового движения воды от конкретных нагнетательных скважин к добывающим, обводняющимся закачиваемой водой.

Для данного объекта по результатам анализа обводнения и дифференциального анализа выработки запасов нефти были предложены пять нагнетательных скважин (2320, 2257, 2310, 2610 и 2263) для проведения ВПП по комплексной технологии [9], включающей кислотную стимуляцию скважины после проведения ВПП. Целесообразность последнего связана со сниженным пластовым давлением участка воздействия и необходимостью сохранить приемистость обработанных нагнетательных скважин.

Примененный на объекте АС11 Западно-Салымского месторождения корреляционный метод диагностики водопритоков [7] показал, что на участках планируемого воздействия реагирующие скважины обводняются главным образом закачиваемой водой. При этом процесс вытеснения нефти водой из дренируемой части пласта почти завершен, что обеспечивает высокую селективность тампонирования заводненных пропластков при проведении обработок.

Сравнительный анализ проблемных участков по потенциалу прироста добычи нефти

Анализ проводился на последнем этапе подбора объектов работ по ПНП. Величина данного потенциала определяется двумя величинами:

  • суммарной добычей или суммарным дебитом жидкости участка;

  • показателем интенсивности обводнения продукции.

Действительно, потенциальный прирост текущей добычи нефти на участке после проведения ВПП равен величине потенциального снижения обводненности продукции, помноженной на величину потенциальной добычи жидкости. При этом снижение добычи жидкости в первый месяц после проведения ВПП определяется снижением приемистости обработанной нагнетательной скважины согласно регламенту используемой технологии. Для технологий, не снижающих приемистость обрабатываемых скважин [9], потенциальное снижение обводненности умножается на величину текущей добычи жидкости:

3.jpg                   (3)

где %5CDelta Q^%5Ctext{ПОТЕНЦИАЛ}_%5Ctext{Н}.png – потенциальный прирост текущей добычи нефти, тыс. т;

QЖ – текущая добыча жидкости участка, тыс. т;

∆ƒПОТЕНЦИАЛ – потенциальное снижение обводненности продукции после ВПП, д. ед.

Потенциальную величину обводненности продукции участка после проведения ВПП рекомендуется оценивать с использованием величины выработанности его НИЗ и ПИО участка данной залежи с меньшим и более характерным темпом обводнения продукции либо ПИО всей залежи в целом:

4.jpg     (4)

где ƒПРОГНОЗ – потенциальная обводненность продукции участка после ВПП, д. ед.;

K^%5Ctext{отбор}_%5Ctext{НИЗ}.png – текущая выработанность НИЗ нефти участка, д. ед.;

K^%5Ctext{инт}_%5Ctext{обвПОТЕНЦИАЛ}.png – потенциальный ПИО, равный ПИО продукции всей залежи либо ее участка с меньшим и наиболее характерным темпом обводнения, д. ед.

Формула (4) соответствует постановке задачи снижения темпа обводнения продукции наиболее проблемного участка до средней величины для данной залежи, что часто соответствует результатам практических работ. Использование данной формулы обосновывается прямым линейным характером динамик обводненности продукции различных чисто нефтяных залежей (ЧНЗ) относительно шкалы выработки НИЗ при величинах более 0,3, что позволяет переносить значение ПИО в качестве критерия с участка на участок данной залежи.

Тогда потенциальное уменьшение обводненности продукции выразится следующим образом:

5.jpg,  (5)

где ƒ – фактическая обводненность продукции участка, д. ед.;

K^%5Ctext{инт}_%5Ctext{обвФАКТ}.png – фактический ПИО продукции участка, д. ед.

При достаточной точности площадной локализации ОИЗ нефти на залежи представленный алгоритм позволяет по меньшей мере объективно ранжировать различные ее участки по практическому потенциалу месячной дополнительной добычи нефти за счет работ по ПНП.

Описанные принципы использованы при сравнительном анализе участков объекта АС11 Западно-Салымского месторождения в ходе подбора участка с наибольшим потенциалом эффективности ПНП. Анализ карты ПИО на 01.10.2011 (рис. 2б), на которой отмечены четыре участка (западный, центральный, восточный и северо-восточный), позволил отметить, что на центральном участке значение ПИО максимально и изменяется от 0,15 до 0,30 д. ед. На других участках ПИО изменялся от 0,1 до 0,18. В целом же по залежи АС11 Западно-Салымского месторождения значение ПИО на 01.10.2011 составляло 0,097. Указанные цифры позволили спрогнозировать по формуле (5) потенциал снижения обводненности продукции центрального участка после проведения работ по ПНП:

6.jpg,             (6)

который заметно превысил аналогичные значения для других участков.

На центральном участке также отмечен наибольший реагирующий фонд добывающих скважин с высокими дебитами жидкости. С близкими к ним дебитами жидкости работает реагирующий фонд северо-восточного участка, однако при меньшем количестве скважин. На восточном же участке дебиты жидкости заметно ниже.

Потенциал снижения обводненности продукции после проведения ВПП на центральном и на других участках был учтен при расчете прогнозной дополнительной добычи нефти, которая на центральном участке оказалась наиболее высокой и составила 16,5 тыс. т. На основании этого центральный участок был выбран в качестве основного участка воздействия, а остальные – в качестве резервных.

Подбор нагнетательных скважин для проведения ВПП внутри выбранного участка воздействия производится исходя из таких критериев, как:

  • высокое значение приемистости при герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца и при удаленности скважины от контура нефтеносности;

  • высокие значения дебита жидкости и обводненности продукции окружающих реагирующих скважин за счет прорыва к ним нагнетаемых вод по пласту;

  • повышенное количество таких скважин в ближнем окружении;

  • однородность распределения высоких значений обводненности продукции по реагирующим скважинам.

Последний критерий важен в связи с тем, что при проведении ВПП нагнетательных скважин перераспределение потоков закачиваемой воды происходит не в меньшей степени по площади, чем по разрезу пласта [3], и, если рядом с высокообводненными реагирующими скважинами присутствует среднеобводненная, площадное перераспределение потоков может привести к прорыву в ней закачиваемой воды. Это часто происходит в условиях площадной девятиточечной системы заводнения, когда в скважинах, расположенных диагонально относительно нагнетательных, отмечается меньшая обводненность продукции.

Согласно описанным принципам, для проведения ВПП на объекте АС11 Западно-Салымского месторождения в
2011 г. были подобраны 5 первоочередных нагнетательных скважин, 9 второочередных и 3 резервные. На участке, рекомендованном для первоочередных обработок, добывающие скважины обводнялись закачиваемой водой. При этом на других участках присутствует обводнение скважин подошвенной водой и не полностью завершен процесс вытеснения нефти водой из высоко- и среднепроницаемых пропластков.

В результате воздействия в 2011 г. технологиями ВПП нагнетательных скважин на подобранном центральном участке объекта АС11 Западно-Салымского месторождения средняя обводненность продукции снизилась на 0,048 д. ед., а дополнительная добыча нефти составила 15,769 тыс. т. Таким образом, результаты воздействия почти совпали с прогнозными цифрами.

Оптимизация объема рабочей оторочки гелеобразующего состава

Данный вопрос является одним из основных из числа возникающих при планировании ВПП нагнетательных скважин. Статистический анализ применения большеобъемных оторочек сшитых полимерных составов (СПС) на объекте АС5–6 Мамонтовского месторождения показал, что оптимальный объем рабочей оторочки составляет 0,4% от объема пор промытой части пласта [10]. Следует отметить, что данный объект представлен водоплавающей залежью, и, как показали результаты промыслово-геофизических исследований (ПГИ), немалая доля технологического эффекта от обработок связана с тампонированием водонасыщенной подошвы продуктивного пласта. Поэтому перенос указанной закономерности на условия ЧНЗ неоправдан.

Некоторые предприятия при расчете оптимального объема рабочей оторочки для ВПП исходят из водонасыщенного порового объема пласта в радиусе воронки репрессии. Данный метод также неточен, т.к. не учитывает прочностные свойства гелей.

В работе [2] представлена попытка решения данной задачи с использованием алгоритма расчета степени проникновения гелеобразующего состава в разнопроницаемые пропластки при ВПП. Данный алгоритм, однако, не учитывает различий в насыщенности разнопроницаемых пропластков, что на практике обычно выдерживается для обеспечения селективности обработки. Опыт решения рассматриваемой задачи показывает, что учесть все факторы невозможно, да и не обязательно. Например, не обязательно учитывать кольматацию низкопроницаемой части пласта, если при ВПП выдерживались необходимые снижающие условия.

Ниже представлены новые методы оценки необходимого объема рабочей гелевой оторочки при проведении ВПП нагнетательной скважины.

Минимально необходимый объем геля при проведении ВПП нагнетательной скважины с механической точки зрения можно оценить исходя из минимально необходимого радиуса гелевого экрана, устанавливаемого в ПЗП высокопроницаемых пропластков, который обеспечит целостность экрана под воздействием нагрузок, возникающих в первые часы работы скважины после ВПП. Величины этих нагрузок рассчитываются на основании промысловых данных о максимально возможном забойном давлении нагнетания и о пластовом давлении в высокопроницаемом пропластке и сопоставляются с результатами фильтрационных исследований механической прочности используемого геля при данной проницаемости пласта и при данной температуре:

7.jpg,                                     (7)

где Rmin – минимально необходимый радиус гелевой оторочки;

R^%5Ctext{max}_%5Ctext{закачки}.png – максимально возможное забойное давление нагнетания в обработанной скважине после ее пуска под закачку;

Рпласт – среднее пластовое давление в зоне нагнетания;

grad Pпредельн – минимальное значение градиента давления, при котором гель разрушается.

Максимально возможное забойное давление нагнетания воды в обработанной скважине можно оценить исходя из значения забойного давления нагнетания воды до обработки, давления нагнетания на кустовой насосной станции (КНС) и из характеристики работающего в ней центробежного насоса. При использовании формулы (7) принимается, что за периоды обработки скважины, ее предварительной остановки перед обработкой и ее остановки на гелеобразование после обработки пластовое давление в удаленной зоне высокопроницаемого пропластка снизится до уровня среднего пластового давления в зоне нагнетания. Также принимается, что объем продавочной жидкости при обработке равен внутреннему объему обрабатываемой скважины, т.е. внутренний радиус устанавливаемой гелевой оторочки равен радиусу скважины, которым при расчетах можно пренебречь.

На основании величин минимально необходимого радиуса гелевой оторочки, промытой толщины пласта или суммарной толщины высокопроницаемых пропластков, коэффициентов пористости и начальной нефтенасыщенности пласта, а также коэффициента вытеснения нефти водой из пласта рассчитывается минимально необходимый объем гелевой оторочки при проведении ВПП:

8.jpg,  (8)

где  V^%5Ctext{min}_%5Ctext{оторочки}.png– минимально необходимый объем гелевой оторочки;

hпромыт. – промытая толщина пласта или суммарная толщина его высокопроницаемых пропластков;

Кпор. – коэффициент пористости в высокопроницаемых пропластках;

Кн.нас. – коэффициент начальной нефтенасыщенности в высокопроницаемых пропластках;

Квыт. – коэффициент вытеснения нефти водой для высокопроницаемых пропластков.

4.jpgКоэффициенты начальной нефтенасыщенности и вытеснения нефти водой в формуле (8) учитывают тот факт, что гелеобразующий состав не может заполнить в пористой среде пласта объем, занятый связанной водой и остаточной нефтью.

Для оптимизации объемов рабочих оторочек при планировании ВПП можно использовать результаты факторного анализа эффективности предыдущих работ на данной залежи. Для этого строится и анализируется зависимость показателей эффективности предыдущих ВПП от удельного объема использованной рабочей оторочки, под которым понимается объем закачанного гелеобразующего состава, приходящийся на единицу приемистости обработанной нагнетательной скважины:

9.jpg,                                                (9)

где Vуд – удельный объем рабочей оторочки;

Vраб – объем закачанного в скважину гелеобразующего состава;

qпр – приемистость нагнетательной скважины по воде.

На рисунке 4 графически представлены две отмеченные зависимости величины дополнительной добычи нефти в результате проведения ВПП от величины удельного объема рабочей оторочки. Первая характерна для объекта БС101 Средне-Итурского месторождения, согласно результатам обработок в 2006–2008 гг., вторая – для объекта БС11 Пограничного месторождения. В обоих случаях отмечается прямое влияние, различие же этих закономерностей связано с различиями в геологическом строении залежей и в применяемых системах разработки.

Получив из анализа эффективности предыдущих работ такую зависимость для конкретной залежи, можно с ее помощью оптимизировать величину удельной рабочей оторочки, а для каждой нагнетательной скважины этой залежи – объем самой рабочей оторочки.

Необходимый объем «жесткого» геля для тампонирования трещин в продуктивном пласте при проведении ВПП можно оценить из объема самой трещины, соединяющей нагнетательную скважину с реагирующей добывающей. Его можно рассчитать по результатам индикаторных исследований, проведенных на данном участке пласта [2], либо по результатам гидродинамических исследований КПД в нагнетательной скважине с использованием метода Полларда и Уоррена – Рута, адаптированного В.А. Санниковым и В.И. Курочкиным [11].

Планирование работ по ПНП с удаленным межскважинным гелеобразованием

Этот вид работ наиболее актуален после многократного использования на залежи нефти традиционных технологий ВПП [12] и почти полной выработки ОИЗ нефти в зоне нагнетания.

С целью уточнения возможности установки гелевого экрана в удаленном межскважинном пространстве пласта для вовлечения в заводнение его остаточных запасов с использованием термотропных гелеобразующих составов был проведен специальный вычислительный эксперимент. Его задачей была оценка соотношения скоростей продвижения фронта вытеснения нефти водой и фронта охлаждения в высокопроницаемом пропластке высокотемпературного неоднородного пласта. На рисунке 5 представлен диагональный разрез схематической секторной модели ячейки площадной системы заводнения проницаемостно-неоднородного пласта, состоящего из трех пропластков с распределением проницаемости сверху вниз соответственно 10, 50 и 500 мД. На рисунке 5а цветом отмечено распределение по разрезу пласта текущей нефтенасыщенности на момент достижения повышенной обводненности продукции скважин, на рисунке 5б – распределение температуры.

Анализ рисунка позволяет отметить, что после почти полного заводнения наиболее проницаемого пропластка фронт охлаждения заметно отстает от фронта заводнения и не достигает даже середины расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами. Шрихпунктирными эллипсами на рисунке 5б отмечены зоны потенциального гелирования термотропного гелеобразующего состава.

5.jpgТаким образом, результаты эксперимента показывают возможность установки гелевого экрана в удаленном пространстве пласта с использованием термотропных гелеобразующих составов. При планировании таких работ предлагается следующая последовательность действий:

  1. детализация геологического строения участка воздействия в его секторной гидродинамической модели путем уплотнения расчетной сетки;

  2. адаптация секторной модели участка воздействия к фактической динамике показателей его разработки;

  3. расчет текущего поля температур в промытом высокопроницаемом пропластке с учетом теплоемкости вмещающих пород;

  4. расчет в модели наиболее оптимальных положения и объема гелевого экрана с позиции технологической эффективности и экономической целесообразности;

  5. регулирование с учетом результатов проведенных расчетов температуры гелирования термотропного гелеобразующего состава так, чтобы она равнялась начальной пластовой температуре, что обеспечит наиболее удаленное формирование гелевого экрана в пласте.

Такая работа проведена, в частности, на одном из нефтяных месторождений Надымского региона при планировании работ по ПНП.


Таблица. Результаты расчета выработанности запасов нефти отдельных пластов объекта АС11 Западно-Салымского месторождения на 01.10.2011:

Table. Results of calculation of oil reserves depletion at separate formations of facility АС11 of Zapadno-Salymskiy field at 10/01/2011


Пласт Formation Геологические запасы нефти, тыс. т Initial oil in-place, ths. of t. Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т Initial recoverable reserves of oil, ths. of t. Накопленная добыча нефти, тыс. т Cumulative oil production, ths. of t. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН), д. ед. Current ratio of oil recovery (ROR), unit fraction Проектный КИН, д. ед. Project ROR, unit fraction Текущая выработка начальных извлекаемых запасов, % Current initial recoverable reserves development, % Текущая обводненность продукции, % Current product water-cut, %
АС111 23963 9441 1480,3 0,062 0,394 15,7 52,4
АС112 127680 50306 22517,5 0,176 0,394 44,8 53,5
АС113-1 39583 13411 7288,2 0,184 0,339 54,3 56,9
АС113-2 6696 2242 339,2 0,051 0,335 15,1 69,6
Объект АС11 197922 75400 31625,3 0,16 0,381 41,9 54,8



← Назад к списку


im - научные статьи.