Полный текст

Введение Разработка нефтяных месторождений сопровождается закачкой воды для поддержания пластового давления, которое приводит к увеличению нефтеотдачи пластов и повышению обводненности скважин. Закачиваемая вода продвигается по коллектору от нагнетательных к добывающим скважинам. При наличии в коллекторе пропластков с низкими фильтрацион-ными сопротивлениями скорость продвижения воды увеличивается. С увеличением слоистой неоднородности коллектора и вязкости нефти возрастает вероятность преждевременного обводнения добывающих скважин [1]. Наряду с гелогическими показателями [2, 3, 4], на обводнение скважин влияют системы разработки и технологические режимы работы скважин [5-9]. С увеличением обводненности скважин при разработке нефтяных месторождений снижается текущая добыча, уменьшается коэффициент извлечения нефти, интенсифицируются отложения неорганических солей и растет себестоимость добычи нефти [10]. Основными причинами обводнения скважин являются конусообразование и опережающее продвижение фронта воды по высокопроницаемым пропласткам [11-16]. В Пермском крае движение воды по наиболее проницаемым пропласткам является одним из главных источников обводнения добывающих скважин. Для предотвращения преждевременного обводнения скважин и увеличения охвата пласта производят закачку полимеров, циклическое заводнение и используют другие технологии, при этом наибольшую технологическую эффективность показывает применение гелеобразующих технологий [17-42]. Объект исследований Крупный блок залежей с высоковязкой нефтью в Пермском крае приурочен к месторождениям Ножовской группы. Вязкость пластовой нефти карбонатных объектов Ножовской группы месторождений изменяется от 7,9 до 87,08 мПа∙с, проницаемость объектов разработки по керну - 0,060-0,646 мкм2, расчлененность - 1,0-9,6. На большей части карбонатных объектов группы наблюдается существенное опережение обводнения перед выработкой извлекаемых запасов. По ряду объектов обводненность продукции скважин превышает выработку извлекаемых запасов в 1,5 раза и более. Основной причиной обводнения продукции скважин, приуроченных к объектам карбонатных коллекторов Ножовской группы месторождений, является обводнение по более проницаемой части (отдельным слоям) слоисто-неоднородного коллектора (56,3 %). Также к наиболее частым причинам обводнения относятся прорыв законтурной воды (18,8 %) и конусо-образование (12,5 %). Для наиболее эффективного внедрения технологий по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин и водоизоляции в добывающих скважинах необходимо оценить сроки их своевременного применения. Практически значимой задачей является определение времени обводнения добывающих скважин и продвижения фронта вытеснения по участкам залежей с различной проницаемостью. Оценить время достижения фронтом вытеснения расстояния от нагнетательной до добывающей скважины можно с помощью геологогидродинамического вытеснения. Наличие многомерных статистических моделей позволит существенно упростить и повысить оперативность оценки времени движения фронта. Моделирование движения фронта воды В [43, 44] приведены зависимости обводнен-ности скважин от выработки извлекаемых запасов для нефти с различной вязкостью. Зависимости позволяют спрогнозировать величину обводнения на различных этапах разработки залежей. Коэффициенты извлечения нефти и темпы извлечения запасов зависят от проницаемости коллекторов, динамической вязкости пластовой нефти, уровней добычи и компенсации отборов закачкой жидкости [45]. Приведенные в литературе зависимости позволяют получить интегральные величины обводнения для залежей в целом. В программном комплексе Tempest More создана модель однородного участка залежи с добывающей и нагнетательной скважинами. Произведены расчеты продвижения фронта вытеснения от добывающей к нагнетательной скважине в зависимости от свойств пластовой нефти, проницаемости коллектора и давлений на забоях добывающих и нагнетательных скважин. За границу движения фронта вытеснения считалось увеличение водонасыщенности ячеек модели. Средние проницаемости коллекторов, относительные фазовые проницаемости и параметры флюидов задавались по аналогии с реальными месторождениями Ножовской группы. Анализируя результаты расчетов, можно сделать выводы, что на время продвижения фронта вытеснения на определенное расстояние по экспоненциальной зависимости влияет коэффициент подвижности (отношение коэффициента проницаемости и динамической вязкости пластовой нефти) (рис. 1). В пропластках с коэффициентом подвижности менее 2 мкм2/Па∙c сроки продвижения фронта вытеснения от нагнетательной скважины к добывающей соответствуют срокам выработки извлекаемых запасов нефти, и преждевременное обводнение добывающих скважин маловероятно. В коллекторах с подвижностью более 2 мкм2/Па∙c водонефтяной фронт продвигается со скоростью около 1 м/сут. Особенно интенсивно водонефтяной фронт продвигается в пластах с коэффициентами подвижности более 5 мкм2/Па∙c, и время продвижения фронта вытеснения между скважинами может не превышать одного года. Необходимо отслеживать на объектах разработки продвижение водонефтяного фронта в пропластках с высоким коэффициентом подвижности и планировать мероприятия по выравниванию профилей приемистости нагнетательных и водоизоляции добывающих скважин [46]. В программе Statistica проведен регрессионный анализ влияния основных параметров моделей на сроки продвижения водонефтяного фронта в пластах. Наиболее актуальной для анализа является область в коллекторах с подвижностью более 2 мкм2/Па∙c. Получено уравнение для оценки времени движения фронта вытеснения (годы) на рас-стояние Х от нагнетательной скважины: - для объектов с коэффициентами подвиж-ности 2-5 мкм2/Па∙c: T = 0,14 Х - 0,96k/µ + 1,82(Рн - Рд)/Рпл - 1,02; (1) - для объектов с коэффициентами подвиж-ности более 5 мкм2/Па∙c: T = 0,018 Х - 0,18 k/µ + 1,14 (Рн - Рд)/Рпл + 2,8, (2) где Х - расстояние от нагнетательной скважины, м; k - проницаемость коллектора, 10-3∙мкм2; µ - динамическая вязкость пластовой нефти, мПа∙с; Рн, Рд - забойные давления в нагнетательных и добывающих скважинах соответственно, МПа; Рпл - пластовое давление, МПа. Для зависимости (1) необходимо использовать следующие пределы по исходным параметрам: Х - 50-500 м; k/µ - 2-30 мкм2/Па∙с; (Рн - Рд)/Рпл - 0,625-1,06 доли ед. На одном из участков Березовского нефтяного месторождения наблюдается обводнение добы-вающей скважины 727 от закачиваемой воды в нагнетательную скважину 779. В нагнетательной скважине 779 с приемистостью 30 м3/сут около 80 % закачиваемой воды уходит в верхний интервал перфорации и направляется к скважине 727 (рис. 2). Рис. 1. Зависимость времени продвижения фронта воды на расстояние 100/200/400 м от нагнетательной скважины от коэффициента подвижности Рис. 2. Направления движения фильтрационных потоков на участке залежи нефти Выполнено исследование времени обводнения скважины 727 в зависимости от времени после ввода в работу нагнетательной скважины 779 (рис. 3). Обводненность скважины 727 начала ступенчато возрастать и достигла 85 % за 6 лет. По результа-там обработки гидродинамических исследований скважин средний коэффициент подвижности в зонах дренирования скважин составил 16,9 мкм2/Па∙с. Давление на забоях добывающей и нагнетательной скважин составляло 11 и 23 МПа соответственно. Пластовое давление - 16 МПа. Сроки продвижения водонефтяного фронта от нагнетательной к добывающей скважине при прогнозировании по зависимости (2) составят 7 лет, что соответствует обводнению скважины на рис. 3. Рис. 3. Динамика обводнения скважины 727 после начала нагнетания воды в скважину 779 Перед ожидаемым обводнением скважины через высокопроницаемый пропласток необходимо планировать мероприятия по выравниванию профиля приемистости в нагнетательной скважине. Своевременное использование потоотклоняющих технологий позволит повысить эффективность разработки залежи и приведет к увеличению коэффициента извлечения нефти. Выводы В настоящее время значительная часть объектов разработки содержит трудно-извлекаемые запасы нефти. Такие объекты характеризуются значи-тельной послойной и зональной неоднородностью, высокой вязкостью нефти и другими осложняющими факторами. Для эффективного использования технологий регулирования профилей приемистости и водоизоляции скважин необходимо прогнозировать время достижения закачиваемой в пласты воды добывающих скважин. В работе предложены зависимости для оценки времени движения фронта воды по залежи. Особое внимание стоит уделять пропласткам со значением коэффициента подвижности более 2 мкм2/Па∙c, так как в них получены значительные скорости продвижения водонефтяного фронта.

Об авторах

Ирина Сергеевна Поплыгина

Автор, ответственный за переписку.
Email: davydova_irina@bk.ru
614000, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

инженер

Мариан Уирсигроч

Email: m.wiercigroch@abdn.ac.uk
Шотландия, Соединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии, Местон Билдинг, Кингс Колледж, Абердин AВ24, 3UE

профессор

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 359

PDF (Russian) - 64

PDF (English) - 79

Ссылки

• Ссылки не определены.