Full Text

Введение Современный тренд изменения структуры текущих запасов нефти определяет все более возрастающую актуальность поиска наиболее эффективных технологий разработки залежей со сверхвысокой вязкостью флюида. В статье рассмотрен опыт реализации стационарного и нестационарного режимов закачка горячей воды при разработке одной из карбонатных залежей месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, характеризующейся сверхвязкой нефтью и значительной геологической неоднородностью, вследствие чего разработка залежи осложнена необходимостью отбора большого объема попутной воды. Повышение эффективности разработки возможно в том числе за счет совершенствования технологии закачки горячей воды, организованной на опытном участке залежи в 2020 г. В условиях высокой обводненности продукции оптимизация технологии закачки позволит повысить темп отбора остаточных запасов нефти, снизить объемы попутно добываемой воды и операционные расходы. Краткая геолого-физическая характеристика объекта разработки Карбонатная залежь пластово-массивного типа с этажом нефтеносности до 300 м характеризуется сложным геологическим строением. Продуктивные отложения залегают в среднем на глубине -1200 м. Коллектор трещинно-порово-кавернозного типа обладает высокой расчлененностью 51,1 ед., проницаемостью в среднем 0,857 мкм2, насыщен нефтью с вязкостью 710 мПа∙с в пластовых условиях. Опыт применения технологий разработки залежи За историю разработки объекта накоплен значительный опыт реализации различных технологий нефтедобычи и закачки теплоносителей. Готовые технологии для рассматриваемой залежи отсутствуют. Опробование различных подходов к разработке позволило выявить наиболее эффективные из них. Поиск ведется в основном в классическом направлении - это тепловые методы [1-4]. Именно нагрев пластовой нефти дает наибольший технологический эффект за счет снижения вязкости (рис. 1), повышения подвижности нефти в пластовых условиях [5, 6]. Эффективность применения различных теплоносителей в условиях фильтрационной неоднородности коллектора целесообразно оценивать по данным реализации в промысловых условиях. Лабораторные эксперименты на керне не способны охватить все многообразие форм пустотного пространства, в особенности трещинную составляющую. Роль последней в значительной мере находится в зависимости от величины пластового давления. С сокращением разницы между пластовым и боковым горным давлением снижается коэффициент охвата трещиноватостью пласта и становится выше деформация сжатия трещин. Снижение степени раскрытия трещин оказывает влияние на дебиты скважин [7-25]. Влияние указанных процессов в лабораторных условиях оценить проблематично. В разные периоды времени на объекте применялось несколько видов теплоносителя на разных участках залежи. По трем технологиям теплового площадного воздействия выполнена оценка прогнозного коэффициента извлечения нефти (КИН): закачка пара температурой 300 °С, закачка горячей воды 210 °С, закачка подогретой воды 90 °С. Величина прогнозного КИН получена путем осреднения результатов расчетов по характеристикам 710 Рис. 1. Зависимость вязкости пластовой нефти от температуры вытеснения Б.Ф. Сазонова, Г.С. Камбарова, Н.В. Сипачева, Л.Г. Пасевича и С.Н. Назарова. Наибольший прогнозный КИН 0,42 доли ед. получен по технологии закачки пара температурой 300 °С. Пар по сравнению с горячей водой обладает повышенной энтальпией, способствует капиллярной пропитке матрицы породы, обработке подвергается больший объем пласта, что делает закачку пара предпочтительной. Однако применение технологии площадной закачки пара является энергетически и финансово затратной, поэтому применение ее ограничено. В случае применения технологии закачки подогретой воды с температурой рабочего агента на поверхности 90 °С прогнозный КИН составляет 0,22 доли ед. Относительно низкая температура теплоносителя согласно данным оптоволоконной системы в интервалах перфорации нагнетательных скважин не превышает 65 °С, и, соответственно, небольшая область прогрева пласта не позволяет достичь значительного коэффициента извлечения нефти. Технология закачки горячей воды температурой 210 °С позволяет достичь больший КИН (0,27 доли ед.) по сравнению с подогретой до 90 °С водой и требует меньше затрат по сравнению с закачкой пара, по этим причинам является перспективной. Закачка горячей воды температурой 210 °С Основанием для применения технологии закачки горячей воды температурой 210 °С стали результаты лабораторных исследований керна в период 2012-2015 гг. Коэффициент вытеснения, полученный при закачке горячей воды температурой 210 °С, составил 0,51 доли ед. и соответствовал коэффициенту вытеснения, полученному при закачке пара температурой 300 °С. Таким образом, по результатам фильтрационных экспериментов для рассматриваемой залежи доказано, что не обязательно тратить энергию для доведения температуры агента до 300 °С, когда нагрев на 90 °С ниже обеспечивает тот же эффект (см. рис. 1). Результаты данных исследований послужили импульсом для опробования технологии на залежи. Для оценки эффективности технологии закачки горячей воды 210 °С в стационарном режиме на опытном участке в период 2020-2021 гг. проведены опытно-промышленные работы (ОПР). Технология заключалась в термическом и гидродинамическом воздействии на пласт путем площадной закачки горячей воды 210 °С. Применение новой технологии было направлено на обеспечение компенсации отборов на участке, ранее разрабатывавшемся на естественном режиме эксплуатации, для восстановления пластовой энергии, увеличения коэффициента вытеснения за счет изменения подвижности нефти. Для повышения коэффициента охвата заводнением применялась химическая композиция, позволяющая снижать принимающую способность высокопроницаемых каналов. Рис. 2. Динамика накопленной дополнительной добычи нефти от закачки горячей воды Рис. 3. Динамика накопленной дополнительной добычи нефти при циклическом режиме закачки Фактически технология реализована в трех режимах: стационарная закачка в период 2020-2021 гг. и циклическая закачка с последовательным применением режимов «30 на 30 сут» и «15 на 45 сут» (2022 г.). Динамика накопленной добычи от стационарной закачки горячей воды показывает, что технология не подтвердила свою эффективность (рис. 2). Получен прорыв воды вследствие высокой фильтрационной неоднородности пласта. Достигнутый в начальный период дополнительный объем добычи затем полностью нивелировался вследствие более высоких темпов обводнения продукции в последующий период. После завершения ОПР закачка горячей воды продолжена, но уже в циклическом режиме. Стоит отметить, что накопленная дополнительная добыча нефти от циклической закачки сопоставима с максимальной накопленной добычей от стационарной закачки (см. рис. 2). Технология нестационарной закачки показала большую эффективность за счет вовлечения в разработку запасов матрицы, дренирование которых при стационарном режиме закачки не осуществлялось. Опробовано два режима циклической закачки - «30 на 30 сут» и «15 на 45 сут». Режим «30 на 30 сут» обладает большим потенциалом, так как характеризуется большим темпом прироста дополнительной добычи нефти по сравнению с режимом «15 на 45 сут» (рис. 3). Тепловые методы увеличения нефтеотдачи пласта являются перспективными в условиях добычи сверхвязкой нефти. Технология закачки горячей воды на рассматриваемой залежи в целом правильное направление развития. Рациональным решением в данном случае является учет негативного опыта проведения технологии и ее адаптация под условия реализации. Обзор отечественных и зарубежных научных источников [2; 27, 28] показал небольшой объем публикаций по вопросу закачки горячей воды в циклическом режиме в залежи карбонатного коллектора, насыщенного высоковязкой нефтью. Большинство публикаций ограничивается расчетом циклического режима на гидродинамической модели, при этом описание реализации нестационарного режима в промысловых условиях отсутствует. Накопленный мировой опыт разработки залежей высоковязкой нефти сосредоточен, главным образом, на терригенных коллекторах. Залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах по сравнению с терригенными значительно меньше. Соответственно, опыт разработки карбонатных отложений ограничен. В частности, технология циклической закачки горячей воды в карбонатных коллекторах высоковязкой нефти в мире недостаточно изучена. В Удмуртии испытаны и внедрены в промышленном масштабе термополимерные и термоциклические технологии закачки горячей воды в карбонатном коллекторе высоковязкой нефти. Новые технологии позволяют достичь КИН 40-45 %, тогда как традиционная технология заводнения максимум 25 %. Комплексная технология циклической закачки горячей воды Авторами статьи разработана новая стратегия применения технологии закачки горячей воды на залежи. Предложена комплексная технология, которая основана на следующем: 1. Циклический режим закачки «30 на 30 сут» как наиболее эффективный площадной метод воздействия на трещиноватый пласт. 2. Применение химической композиции в нагнетательных скважинах для выравнивания фронта вытеснения и предупреждения прорывов воды в добывающие скважины. 3. Ограничение объемов попутно добываемой воды для сокращения непроизводительной закачки и снижения водонефтяного фактора. Неоднородный по проницаемости коллектор, насыщенный высоковязкой нефтью, является благоприятным по характеристикам объектом для применения нестационарного воздействия [28]. В случае, когда на объекте присутствует развитая система трещин, площадь контакта высокопроницаемых каналов фильтрации с низкопроницаемой матрицей может быть достаточной для получения дополнительной добычи нефти [29-33]. Одним из ключевых параметров, которым управляют при реализации нестационарного заводнения, является продолжительность полупериода [28]. Обоснование режима циклической закачки горячей воды базировалось на: - геолого-промысловом анализе влияния различной продолжительности остановок нагнетательных скважин на добывающий фонд; - аналитической зависимости, которая позволяет по данным величины пьезопроводности и расстояния между парой скважин оценить величину полупериода (рис. 4). Расчет величины полупериода выполнен с использованием формулы, полученной В.Н. Щелкачевым [37]: где l - расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, м; χ - пьезопроводность пласта, м2/с. Наличие двух зависимостей на рис. 4 объясняется удаленностью добывающей скважины от нагнетательной. По мере удаления от возмущающей скважины величина импульса давления снижается. Кроме того, с увеличением расстояния возрастает влияние неоднородности коллектора - связанности, макронеоднородности (в том числе трещин), что создает дополнительные фильтрационные сопротивления. Рис. 4. Зависимость полупериода циклической закачки от коэффициента продуктивности скважин Рис. 5. Зависимость полупериода от расстояния между скважинами Рис. 6. Кросс-плот по полупериоду На рис. 5 представлены зависимости полупериода от расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами. Выделенные группы скважин на рис. 4 и 5 идентичны. Видно, что для группы № 1 характерны относительно низкие значения полупериода, тогда как для группы № 2 полупериод с увеличением расстояния значительно нарастает. При определении полупериода нестационарного режима закачки принято, что при расположении добывающей скважины от возмущающей до 350 м справедливо уравнение группы № 1, на расстоянии более 350 м - уравнение группы № 2. Для определения величины полупериода для каждого очага нагнетательных скважин выявлен перечень реагирующих скважин (ориентировочно 20 % добывающих скважин в очаге), давших 80 % дополнительной добычи нефти от реализации закачки горячей воды (принцип Парето). По перечню скважин, давших основную дополнительную добычу, определена максимальная величина полупериода. Максимальное значение обеспечивает соблюдение условия, что все наиболее значимые скважины в очаге прореагируют на изменение режима работы нагнетательной скважины. Результат сопоставления полупериода по обоим методам показал высокую сходимость (рис. 6), что позволяет говорить о достоверности полученных результатов. Для всех нагнетательных скважин опытного участка определена единая величина полупериода, равная 30 сут. Для перераспределения фильтрационных потоков в условиях закачки теплоносителей на залежи применяются «интеллектуальные» гелеобразующие химические композиции. Сущность разработки химических композиций [35] заключается в создании систем, которые способны химически эволюционировать в пласте с приобретением коллоидно-химических свойств, оптимальных с точки зрения вытеснения нефти. Термотропные системы под воздействием тепловой энергии теплоносителя, закачиваемого в пласт, превращаются в гели без сшивающего агента [36-40]. Выбор химической композиции для предложенной комплексной технологии основан на опыте применения двух видов гелеобразующих составов на залежи. Рассматриваемые химические композиции термотропны, способны работать при температурах до 300 °С, что отвечает условиям применения предложенной комплексной технологии - закачке горячей воды температурой 210 °С. Для выравнивания профиля приемистости выбрана композиция с наибольшим опытом применения для решения подобных задач на залежи, характеризующаяся меньшей стоимостью и при этом большей величиной удельной дополнительной добычи нефти на скважину. Кроме того, результаты промысловых геофизических исследований после закачки выбранного химического состава показывают выравнивание профиля приемистости и его фиксацию во времени, что отвечает требованиям, предъявляемым к химическому составу. Для решения задачи снижения объемов попутно добываемой воды на опытном участке рассмотрен фонд нерентабельных высокообводненных скважин. Сформирован перечень из 25 скважин с суммарным дебитом жидкости 5052 м3/сут, что составляет около 35 % от суммарного показателя по участку. Стоит отметить, что массовая остановка высокодебитных обводненных скважин на рассматриваемой залежи, как показал промысловый опыт [41], сопровождается явлением интерференции [42, 43]. Эффект от перераспределения флюидов в пласте между остановленными скважинами и их окружением также учтен при выполнении исследований. Оценена технологическая возможность остановки выбранных нерентабельных высокодебитных скважин. Результаты расчетов текущих и прогнозных условий эксплуатации скважин на кустах, где планируется остановка нерентабельных скважин, подтверждают сохранение условий гидротранспорта продукции по промысловым трубопроводам - текущая и ожидаемая обводненность продукции по кустам скважин составляет более 70 %. Оценка технологической эффективности комплексной технологии Прогноз технологической эффективности разработанной авторами статьи комплексной технологии выполнен с использованием геолого-технологической модели (ГТМ). Моделируемый объект разработки приурочен к ловушке сложного строения. Пласты зонально неоднородны, часть из них имеет прерывистый характер, выделены зоны замещения коллекторов плотными породами. Полнота и качество исходных данных являлись достаточными для построения детальной геологической модели. Распределение параметров в объеме залежи выполнено методом стохастического моделирования. При построении структурно-тектонического каркаса учтено множество разрывных нарушений, выявленных по результатам интерпретации сейсморазведочных работ 3D и детальной корреляции скважин. Фильтрационная модель залежи трехфазная (нефть, вода, газ), трехкомпонентная (нефть, вода, растворенный в нефти газ), неизотермическая. Для настройки модели использованы результаты лабораторных исследований собственных образцов керна, пластовой нефти. Учтены результаты фильтрационных исследований при закачке теплоносителя. Для моделирования комплексной технологии авторами статьи разработан алгоритм прогноза технологических показателей на ГТМ, учитывающий влияние закачки химической композиции на профиль приемистости и обеспечение устойчивого энергетического состояния при циклическом режиме закачки. Прогнозные расчеты технологических показателей разработки выполнены на секторе ГТМ залежи (рис. 7). Создание и адаптация геолого-технологической модели выполнены в соответствии с методическими рекомендациями Регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений [44]. По результатам настройки сектора технологические параметры эксплуатации находились в пределах допустимых отклонений. Моделирование выравнивания профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин за счет закачки химической композиции выполнено путем изменения сообщаемости «скважина - пласт» в интервалах перфорации скважин. Величина сообщаемости изменена таким образом, чтобы удовлетворить двум условиям: потенциальная приемистость скважины снизилась на 17 %, обеспечено выравнивание профиля приемистости скважины. Снижение приемистости на 17 % при моделировании комплексной технологии закачки горячей воды основано на результатах закачки выбранной химической композиции в скважины, расположенные в аналогичных геолого-физических условиях относительно опытного участка. Схожие характеристики коллектора позволяют проводить аналогии по эффективности закачки химической композиции. Оценка эффекта от моделирования выравнивания профиля приемистости за счет закачки химической композиции выполнялась по мгновенной приемистости нагнетательных скважин. Пример моделирования выравнивания профиля приемистости после закачки химической композиции представлен на рис. 8. Моделирование циклической закачки горячей воды в режиме «30 на 30 сут» выполнено с учетом ежегодной остановки установки подготовки рабочего агента на техническое обслуживание. Для обеспечения устойчивого энергетического состояния в прогнозный период объемы закачки рассчитывались в режиме заданных компенсаций. При малых градиентах давления подвижной будет только вода, поэтому важно обеспечить приемлемый уровень пластового давления [29-33]. Опытный участок разделен на 11 групп, каждая из которых состояла из нагнетательной скважины и перечня окружающих добывающих скважин. Для каждой группы задан уровень компенсации отборов, необходимый для поддержания пластового давления. Данная величина компенсации определена при закачке горячей воды в период, когда отмечалась стабильная динамика технологических показателей (в том числе динамический уровень), что свидетельствовало об установившемся режиме эксплуатации и соответственно стабильном пластовом давлении. Величина компенсации определена в период стационарной закачки, поэтому для нестационарного режима закачки компенсация удвоена. Рис. 7. Внешний вид и разрез сектора геолого-технологической модели на примере поля распределения текущей нефтенасыщенности Рис. 8. Пример моделирования выравнивания профиля приемистости после закачки химической композиции Выполнено четыре прогнозных варианта расчета технологических показателей с 01.01.2023 по 01.01.2034: - вариант 1 - эксплуатация участка на естественном упруговодонапорном режиме; - вариант 2 - эксплуатация участка в постоянном режиме закачки горячей воды с 01.01.2024; - вариант 3 - эксплуатация участка в циклическом режиме «30 на 30 сут» закачки горячей воды с 01.01.2024; - вариант 4 - эксплуатация участка в циклическом режиме «30 на 30 сут» закачки горячей воды с 01.01.2024 с остановкой нерентабельных скважин с 01.01.2024. Расчеты выполнены в режиме ограничений: приемистость/дебит жидкости скважин; забойное давление; температура теплоносителя; заданные компенсации; минимальный дебит нефти, при достижении которого скважина переводится в бездействующий фонд. Накопленные показатели добычи по скважинам опытного участка на 01.01.2024 в разрезе прогнозных вариантов представлены в таблице. В данной статье расчеты показателей продемонстрированы c приведением условных значений исходных и расчетных параметров, любые совпадения с реальными значениями показателей добычи являются случайными. Анализ технологических показателей разработки по рассмотренным вариантам позволяет сделать вывод, что предложенная комплексная технология циклической закачки горячей воды наиболее эффективна среди рассмотренных. Вариант характеризуется наиболее Накопленные показатели добычи по скважинам опытного участка на 01.01.2024 в разрезе прогнозных вариантов Показатели на 01.01.2024 по опытному участку Варианты расчетов Естест-венный Стац. закачка Цикл. закачка Цикл. Закачка с ост. доб. скв. Накопленная добыча нефти, тыс. т 20 539 20 863 20 930 20 862 Накопленная добыча жидкости, тыс. т 120 088 128 184 126 017 119 474 Рис. 13. Примеры динамики изменения пластовой температуры добывающих скважин за счет влияния циклической закачки горячей воды благоприятной динамикой обводнения, позволяет сократить объемы попутно добываемой и закачиваемой воды. Сокращение действующего фонда добывающих скважин за счет остановки нерентабельных высокодебитных скважин позволит снизить затраты на обслуживание фонда скважин, поддержание их в работоспособном состоянии. Нестационарное заводнение позволяет улучшить эффективность извлечения запасов благодаря инициации обмена флюидами между поровыми блоками и трещинами [28] за счет создаваемого переменного градиента давления, тогда как стационарная закачка позволяет вовлечь запасы нефти только наиболее проницаемых интервалов. Накопленная дополнительная добыча нефти за 10 лет реализации комплексной технологии циклической закачки составит 323 тыс. т, сокращение добычи жидкости - 614 тыс. т. Результаты расчета на ГТМ согласуются с фактическими данными. За счет циклической закачки горячей воды в 2022 г. (один год) получена дополнительная добыча нефти в размере 35,8 тыс. т. На рис. 13 представлены примеры динамики изменения пластовой температуры в районе трех добывающих скважин за счет влияния циклической закачки горячей воды. На тренде увеличения пластовой температуры в районе скважины № 1 прослеживается циклический режим нагрева и остывания пласта в зависимости от эксплуатации нагнетательных скважин с периодичность «30 на 30 сут». Повышение температуры добываемой продукции облегчит транспортировку сверхвязкой нефти по промысловым трубопроводам. В целом для реализации предлагаемой технологии адаптация обустройства промысла не требуется. Состав объектов обустройства и их мощность удовлетворяют требованиям предлагаемой технологии. Заключение По результатам геолого-промыслового анализа эффективности стационарного и нестационарного режимов работы системы поддержания пластового давления, при которых проводилась закачка горячей воды при разработке карбонатной залежи месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, насыщенной сверхвязкой нефтью и обладающей значительной геологической неоднородностью, предложена комплексная технология закачки горячей воды, которая основана на следующем: 1. Циклический режим закачки «30 на 30 сут» как наиболее эффективный площадной метод воздействия на трещиноватый пласт. 2. Применение химической композиции для выравнивания фронта вытеснения и предупреждения прорывов воды в добывающие скважины. 3. Ограничение объемов попутно добываемой воды для сокращения непроизводительной закачки и повышения водонефтяного фактора. В условиях высокой обводненности продукции оптимизация технологии закачки позволит повысить темп отбора остаточных запасов нефти и снизить объемы попутно добываемой воды, а также обеспечит повышение экономической эффективности разработки на рассматриваемом участке залежи за счет снижения операционных затрат.

About the authors

S. N. Kultysheva

LUKOIL-Engineering LLC

A. V. Raspopov

LUKOIL-Engineering LLC

References

Statistics

Views

Abstract - 63

PDF (Russian) - 31

Refbacks

• There are currently no refbacks.