Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Управление заводнением на поздней стадии разработки месторождений на примере северного участка Ижевского месторождения

Значительная доля разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть» месторождений находится на поздней стадии разработки и представлена в основном коллекторами карбонатного типа. Совокупность геолого-физических свойств этих коллекторов, а также наличие значительных остаточных извлекаемых запасов обуславливают эффективность использования потокоотклоняющих технологий (ПОТ) на основе полимерных систем.

В статье изложены основные подходы к выбору и применению ПОТ на Мишкинском, Гремихинском, Киенгопском и Лиственском месторождениях, приводятся результаты лабораторных исследований и ОПИ различных ПОТ на карбонатных коллекторах. 

20.11.2016 Инженерная практика №07/2016
Обухов Семен Леонидович Начальник управления поддержания пластового давления ОАО «Удмуртнефть»
Кунаев Дмитрий Сергеевич Региональный менеджер по геологии Управления разработки месторождений ОАО «Удмуртнефть»

Северный участок является частью Ижевского месторождения, введен в промышленную разработку в 1988 году. Территориально располагается на территории Удмуртской республики в 20 км юго-восточнее г. Ижевска. Промышленная нефтеносность приурочена к карбонатным отложениям среднего карбона верейского горизонта (пласты В-II, В-IIIа). Объект разбурен по рядной сетке скважин с расстоянием между рядами в 200 м и между скважинами –100 м. Месторождение характеризуется повышенной вязкостью нефти, сосредоточенной в карбонатном трещиновато-поровом коллекторе с низкой эффективной нефтенасыщенной толщиной. Проницаемость коллектора варьирует в пределах от 2,5 до 2300 мД. Подпитка из аквифера полностью отсутствует. Основные геолого-физические характеристики представлены в таблице 1. В силу данных особенностей предполагалось, что разработка месторождения традиционным заводнением невозможна.

Управление заводнением на поздней стадии разработки месторождений на примере северного участка Ижевского месторождения
Таблица 1. Геолого-физическая характеристика Северного участка Ижевского нефтяного м/р

ИСТОРИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ, ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Первоначальный проектный документ предусматривал разработку участка с применением технологии последовательного создания оторочки ≪Оксидата≫, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) – смеси сжиженных углеводородных газов – и вновь ≪Оксидата≫ с последующей закачкой воды. Тем не менее, применение ≪Оксидата≫ не получило распространения по причине отсутствия его промышленного производства. В 1993 году специалисты ВНИИ «Нефтеотдача» вы- полнили работу «Технологическое обоснование опытно-промышленных работ по испытанию циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ) на Северо-Ижевском месторождении≫. Для реализации метода был выбран опытный участок из двух нагнетательных скважин в центре залежи. Технологический цикл состоял из этапа закачки теплоносителя с температурой 140-160°С, этапа закачки полимера (0,05%) и цикла закачки воды с температурой не ниже пластовой на завершающей стадии. При закачке расчетного объема оторочки теплоносителя, создается нагретая зона. Благодаря этому, при последующей закачке холодного полимерного раствора, вязкость последнего снижается с 10-15 до 2-3 мПа•с, и раствор проникает не только в высокопроницаемые, но и в менее проницаемые зоны пласта. В свою очередь, благодаря чередованию циклов происходит вытеснение нефти не только в нагретой части пласта, но и за ее пределами.

Однако по причине сложной экономической ситуации в стране на момент начала внедрения и высокой стоимости метода, полномасштабное его испытание проведено не было. С 1993 года под закачкой холодного полимера работала одна скважина. При этом вследствие несоблюдения технологии ЦВПТВ и снижения пластового давления эффект отсутствовал, и закачка была прекращена. В 1999 году институт ≪УдмуртНИПИнефть≫ выполнил работу ≪Анализ разработки и уточнение технико- экономических показателей по разрабатываемым месторождениям ОАО ≪Удмуртнефть≫ на лицензионный период≫, результаты которой были утверждены ЦКР протоколом №2378 от 29.07.99 г. Экономические расчеты на период с 2000 по 2013 год показали убыточность дальнейшей разработки объекта на режиме истощения (без заводнения) в условиях применения как общего, так и льготного налогообложения. До 2004 года объект эксплуатировался на естественном режиме, после чего разработка участка была приостановлена по причине снижения пластового давления. Пластовое давление в залежи составляло 3,7 МПа, что значительно ниже уровня давления насыщения (6,2 МПа). Среднесуточный объем добычи нефти на участке перед остановкой его разработки составлял менее десяти тонн.

ВОССТАНОВЛЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

В августе 2004 года после остановки эксплуатационного фонда под нагнетание были переведены все 14 проектных нагнетательных скважин. При этом был организован мониторинг статических уровней опорного фонда скважин, и за полтора года пластовое давление было восстановлено до первоначального (рис. 1). После восстановления пластового давления добыча нефти возросла почти в 10 раз, но при этом закономерно стала расти обводненность, связанная с прорывом воды по промытым высокопроницаемым каналам фильтрации и исключением из разработки матрицы в неоднородном карбонатном пласте. Для стабилизации добычи было принято решение о проведении мероприятий по выравниванию профиля приемистости (ВПП) – закачки пенных систем.

 Рис. 1. Динамика изменения пластового давления Северного участка Ижевского м/р
Рис. 1. Динамика изменения пластового давления Северного участка Ижевского м/р

ЗАКАЧКА ПЕННЫХ СИСТЕМ

В конце декабря 2006 года в соответствии с решениями авторского надзора (протокол ТО ЦКР №108 от 01.12.2006 г.) четыре нагнетательные скважины были обработаны пенными системами. Технология предполагает закачку аэрированного водного раствора ПАВ с кратностью аэрации не ниже 4,5 и вязкостью 10-200 мПа•с с последующей продавкой раствора в пласт с давлением закачки, превышающим разницу между пластовым и гидростатическим давлениями в 1,7 раза. При проведении обработок в связи с крайне низким пластовым давлением отсутствовало необходимое давление закачки, и эффекта добиться не удалось. Это подтверждается отсутствием изменений в профилях приемистости скважин до и после проведения ВПП пенными системами. В связи с вышеизложенным, а также дальнейшим прогрессирующим ростом обводненности требовалось подобрать более эффективную потокоотклоняющую технологию, которой оказались модифицированные полимердисперсные системы (МПДС) ≪Иджат≫. ТЕХНОЛОГИЯ ВПП МПДС Обработку по технологии ВПП МПДС прошли 14 скважин. Технология предполагает проведение шести циклов последовательной закачки и продавки раствора полиакриламида (ПАА) и глинопорошка (ГП) (табл. 2). Общий объем закачки МПДС составлял 600 м3 на одну скважину. Приемистость до обработки при пластовом давлении 80 атм составляла 280 м3/сутки. После закачки состава скважины останавливались на реагирование на 48 часов. В процессе обработки концентрация ГП увеличивалась от 0,6 до 2%, ПАА – от 0,06 до 0,08%, давление закачки выросло от 80 до 100 атм, приемистость снизилась с 280 до 86 м3/сут.

Управление заводнением на поздней стадии разработки месторождений на примере северного участка Ижевского месторождения
Таблица 1. Циклы обработки скважины по технологии ВПП МПДС

УВЕЛИЧЕНИЕ УСТЬЕВОГО ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ

Закачка молекулярных полимерно-дисперстных систем (МДПС) позволила обеспечить рост давления в системе ППД от 20 до 75 атм (рис. 2), перераспределение фильтрационных потоков и вовлечение в разработку малопроницаемых пропластков. Также существенно выросли устьевые давления нагнетания (более 75 атм), было обеспечено перераспределение фильтрационных потоков и вовлечение матрицы неоднородного пласта в разработку.

Рис. 2. Рост устьевых давлений после обработки ПДС
Рис. 2. Рост устьевых давлений после обработки ПДС

РЕЗУЛЬТАТЫ ВПП МПДС «ИДЖАТ»

После проведения обработок произошла стабилизация уровней добычи нефти и обводненности (рис. 3). Были созданы условия для будущего эффективного нестационарного заводнения в связи с вовлечением матрицы неоднородного пласта в разработку.

 Рис. 3. Динамика изменения суточных объемов добычи нефти, жидкости и обводненности по верейскому объекту Северного участка Ижевского м/р
Рис. 3. Динамика изменения суточных объемов добычи нефти, жидкости и обводненности по верейскому объекту Северного участка Ижевского м/р

МЕХАНИЗМ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ТРЕЩИНОВАТО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

При циклическом воздействии возникают знакопеременные перепады давления между трещиной и матрицей неоднородного пласта, в результате чего образуется противоточная капиллярная пропитка, повышается коэффициента охвата, происходит изменение направления фильтрационных потоков, причем при Рм > Ртр приток нефти, при Рм = Ртр увеличение обводненности, а при Рм<Ртр – капиллярная пропитка.

РАСЧЕТ ДЛИТЕЛЬНОСТИ ПОЛУЦИКЛОВ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКИ

В 2013 году было принято решение опробовать технологию нестационарного заводнения, для чего была рассчитана длительность полуцикла по формуле t = L2/2x, где L – расстояние между скважинами, м; х = k/mC; ϻ – пьезопроводность пласта; k – проницаемость, мкм2; m – пористость, д.ед.; ϻ – вязкость Па•с. Однако с учетом расстояния между скважинами Северного участка в 200 м рассчитанную по данным формулам длительность полуциклов на практике реализовать невозможно, ввиду очень частой смены циклов (рис. 4). Расчеты носят оценочный характер по причине сложного геологического строения.

 Рис. 4. Расчет длительности полуциклов циклической закачки
Рис. 4. Расчет длительности полуциклов циклической закачки

ТЕХНОЛОГИЯ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

Рис. 5. Поочередная остановка зон закачки
Рис. 5. Поочередная остановка зон закачки

4 июня 2013 года на 13 скважинах Северного участка была начата циклическая закачка. Реализованный метод закачки предполагал обязательное поддержание компенсации на уровне 100% при участии в циклической закачке скважин в зонах с пластовым давлением не ниже 80% от начального. Объект был разделен на четыре зоны, которые поочередно (в направлении по часовой стрелке) останавливались, тогда как остальные зоны находились в работе (рис. 5). По окончании периода остановки продолжительностью двое суток скважины данной зоны переводились на шестидневный цикл закачки, а следующая зона останавливалась. Такой режим укороченных циклов был выбран исходя из особенностей геологического строения продуктивных пластов и технических возможностей инфраструктуры. Зоны и скважины были подобраны таким образом, чтобы объем ограничения приемистости был равным, при этом закачка от кустовой насосной станции (КНС) обеспечивала 100%-ную компенсацию отбора. В качестве вытесняющего агента использовалась пресная вода, а для обеспечения непрерывности нестационарного заводнения в зимний период были разработаны и внедрены следующие варианты:

  1. Ограничение закачки по участвующим в циклической закачке скважинам установкой штуцеров без их остановки;
  2. Установка нагревательной ленты, продолжение закачки в зимний период.

На практике предпочтительным оказался второй вариант, так как в первом случае оставался риск замораживания фонда. На момент подготовки настоящей статьи циклическая закачка продолжалась. Согласно анализу эффективности, проведенному отделом мониторинга разработки ЗАО ≪ИННЦ≫ в июле 2013 года, в результате внедрения технологии снижение обводненности продукции скважин в среднем составило 10% при минимальных затратах на реализацию метода. На текущий момент эффект продолжается. ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ УЧАСТКА

Северный участок Ижевского месторождения представлен изолированной залежью с одним объектом разработки, состоящим из неоднородных по площади и разрезу высокопроницаемых продуктивных пропластков малой толщины, насыщенных нефтью повышенной вязкости, остаточные запасы которой значительны. Участок разбурен плотной сеткой скважин с плотностью 2 га/скв. При разработке подобных объектов необходимо учитывать следующие факторы.

  1. Разработка объектов эффективна при пластовом давлении, близком к первоначальному. При снижении пластового давления более чем на 20% от первоначального, применение любых методов увеличения нефтеотдачи малоэффективно.
  2. При снижении пластового давления на 20% и ниже вне зависимости от причин восстановление пластового давления следует проводить при остановке эксплуатационного фонда.
  3. Для стабилизации добычи нефти, снижения темпов обводнения и сокращения объемов непроизводительной закачки необходимо применять потокоотклоняющие технологии.
  4. Нестационарное заводнение эффективно на любой стадии разработки.
  5. Управление заводнением с обязательным применением циклической закачки можно рассматривать как третичный метод повышения нефтеотдачи, не требующий вложений и реализуемый за счет опыта и слаженных действий персонала.
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Дмитрий Сергеевич, Вы сказали, что в 2004 году добывающий фонд Северного участка Ижевского месторождения был остановлен на два года. Что явилось основанием для такого решения?
Дмитрий Кунаев: Основанием для этого послужило соответствующее предписание Госгортехнадзора РФ.
Вопрос: Нельзя ли было обойтись без остановки скважин?
Д.К.: Нет, поскольку в наших условиях при увеличении компенсации мы бы получили мгновенный рост обводненности всего добывающего фонда.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Обоснование и прогноз продуктивности горизонтальных скважин на основе комплексных гидродинамических и геофизических исследований
Дан старт новому предприятию. В Когалыме начато промышленное производство вентильных двигателей
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2017

Инженерная практика

Выпуск №05/2017

Повышение энергоэффективности добычи нефти.Одновременно-раздельная эксплуатация
Организационные мероприятияИспытания СУ ЧРП УЭЦН с обводным контактором (байпасом) для прямого пускаВентильные двигатели повышенного напряженияКомпоновки для ОРЭ (ОРД, ОРДиЗ, ОРЗ, ВСП)Компоновки с резервной УЭЦН«Виртуальный расходомер» для систем ОРЭСтупени ЭЦН двухопорной конструкцииВыявление высокопродуктивных объектов
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Разработка месторождений
ОВП — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Ограничение водопритока ‘2017

27-28 июня 2017 г., г. г. Москва, МВЦ «Крокус Эскпо», Павильон 3, конференц–зал 2
Обмен опытом и анализ эффективности методов и технологий предотвращения и снижения обводнения продукции скважин на всех этапах разработки месторождения — начиная с проектирования системы разработки месторождений с учетом геологических условий и обеспечения качественного цементирования строящихся скважин и заканчивая технологиями РИР.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда — июнь 2017
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

26-30 июня 2017, г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.