Комплексное исследование пластов как основа создания эффективной системы заводнения (на примере урненского месторождения)

На правах рукописи

Прохоров Александр Юрьевич

КОМПЛЕКСНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ КАК ОСНОВА СОЗДАНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ

(НА ПРИМЕРЕ УРНЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень – 2011

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель	- кандидат технических наук, Александр Борисович Рублев
Официальные оппоненты	- доктор технических наук, профессор Юрий Ефремович Батурин - кандидат технических наук, Сергей Сергеевич Примаков
Ведущая организация	ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» Академии Наук РБ

Защита состоится «08» апреля 2011г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТГНГУ) по адресу: 625039, г.Тюмень, ул.50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТГНГУ по адресу: 625000, ул.Мельникайте, 72.

Автореферат разослан «___» _______________ 2011 г.

Ученый секретарь

Диссертационного совета

Доктор технических наук,

профессор Г.П.Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Расширение практики разработки нефтяных залежей в юрских отложениях Западной Сибири ставит ряд научных проблем, связанных, в первую очередь, с выбором эффективных систем разработки месторождений. В сложно построенных неоднородных коллекторах часто наблюдаются аномалии в переходной зоне водонефтяного контакта (ВНК): несколько ВНК в расчлененных пластах, наклонное положение ВНК, наличие недонасыщенных областей коллектора или зон с пониженным содержанием нефти. Надежное определение положения и формы водонефтяного контакта является основой достоверного подсчета запасов. В этих условиях традиционные методы построения петрофизических моделей, интеграции геофизических и петрофизических данных в геолого-математические модели залежей часто приводят к грубым ошибкам и неправильным прогнозам разработки таких залежей. Развитие подходов к выбору эффективных систем разработки для таких коллекторов основывается на комплексном исследовании пластов и интеграции этих данных с традиционными видами сейсмического геофизического, петрофизического изучения.

При первичной оценке запасов, формировании основ разработки месторождения и планов бурения важным источником информации о пласте являются гидродинамические исследования скважин (ГДИС). Проведение качественных ГДИС на необустроенных месторождениях без развитой наземной инфраструктуры особенно в условиях плохой доступности месторождения связано со значительными сложностями. В условиях Западной Сибири проведение ГДИС на таких месторождениях осуществляется в основном в зимнее время, когда можно завести технику и оборудование на место по зимникам. Так как проведение ГДИС связано с достаточно длительной отработкой скважин на добычу или, наоборот, закачку жидкости, то второй сложностью проведения является отсутствие возможности утилизации продукции на месте. Обычно продукция сбрасывается в свободные емкости и увозится на соседние месторождения с развитой инфраструктурой или выжигается на месте.

Заводнение наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты при добыче нефти. Для поддержания пластового давления (ППД) необходимо применение эффективной системы заводнения. Таким образом, выбор системы ППД является одним из ключевых факторов, влияющих на эффективность разработки месторождения.

Рассмотренные актуальные проблемы разработки юрских залежей и составили предмет исследования и содержание диссертационной работы.

Цель работы

Повышение эффективности заводнения путем совершенствования методической основы и выбора оптимальной системы разработки на примере пласта Ю1 Южно-Усановской залежи Урненского месторождения.

Основные задачи исследования

1. Определить условия инверсного (нетрадиционного направления изменения водонасыщенности) распределения водонасыщенности в сильно неоднородных пластах.

2. Разработать технологические аспекты одновременного гидродинамического прослушивания двух участков, возмущение на одном из которых проводится добычей нефти, а на другом закачкой добытой нефти. Доказать на практике, что такая схема позволяет сформировать необходимые импульсы расхода и поддержания его уровня на возмущающих скважинах.

3. Создать методику графического определения времени отклика реагирующих скважин при гидропрослушивании, позволяющую снизить погрешность в определении основных параметров пласта.

4. Разработать и внедрить избирательную систему поддержания пластового давления, в которой сведены к минимуму недостатки, присущие регулярным системам. Доказать на примере конкретного месторождения, что предлагаемая избирательная система заводнения является минимальной достаточной для поддержания пластового давления на данном пласте.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является нефтяной пласт и вскрывшие его скважины; предметом – методологические и технологические основы повышения эффективности заводнения нефтяных пластов.

Научная новизна

1. Получено решение задачи о капиллярно-гравитационном равновесии жидкостей в сильно неоднородном пористом коллекторе отличающееся тем, что при определенных условиях водонасыщенность среды падает с ростом глубины, научно обосновано нетрадиционное распределение водонасыщенности в неоднородном пласте влиянием капиллярных сил.

2. Разработана и реализована на практике технология одновременного гидродинамического прослушивания двух участков, возмущение на одном из которых проводилось добычей нефти, а на другом закачкой добытой нефти, подаваемой по специализированной технологической линии напрямую от добывающей скважины. Технология имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционными: она более экономична, так как не требует выжигания продукции и экологична, ввиду отсутствия необходимости накопления продукции на поверхности без развитой инфраструктуры.

3. Разработана уточненная методика интерпретации давления в реагирующих скважинах при гидропрослушивании, отличающаяся тем, что интервалы времени отклика определяются с использованием графических методов. Методика позволяет более точно и объективно определять эти значения при наличии значительной зашумленности из-за бурения или других технических мероприятиях в соседних скважинах.

4. Предложена методика подбора системы поддержания пластового давления для условий пласта Ю1-2, основанная на сопоставительных расчетах различных систем с одинаковыми основными характеристиками.

Практическая ценность и реализация работы

1. Проведенные петрофизические и аналитические исследования позволили сформировать физически-непротиворечивую геологическую модель пласта, как основу эффективной разработки Урненского месторождения.

2. На основе проведенных исследований показано, что корректный учет капиллярных сил позволяет научно обосновать и прогнозировать многие «аномальные» распределения водо- и нефтенасыщенности по глубине в неоднородных залежах.

3. Интеграция результатов ГДИС привела к частичному пересмотру геологической модели залежи (введен пропласток с двойной проницаемостью, доказана гидродинамическая связанность пласта Ю1).

4. Показано, что технология одновременного гидродинамического прослушивания с перепуском продукции из добывающей скважины в нагнетательную позволяет сформировать необходимые импульсы расхода/закачки для проведения качественного исследования.

5. Обоснована и реализована на практике избирательная система заводнения, построенная на основе разработанной методики (рекомендованы плотность сетки скважин, соотношение и расположение добывающих и нагнетательных скважин).

6. Выводы и рекомендации автора об эффективности разработки юрских отложений избирательной системой заводнения реализованы в проекте разработки Урненского месторождения 2008 г.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследования соответствует формуле специальности 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (технические науки)», а именно: пункту 2 – «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа» и пункту 3 – «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования».

Апробация работы

1. VIII Международная научно-техническая конференция: Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений. г. Томск, май 2010 г.

2. Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка ROGC10 SPE 2010, г. Москва, октябрь 2010 г.

Публикации

Результаты проведенных теоретических лабораторных и промысловых исследований отражены в 4 публикациях.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, заключения и списка использованных источников. Работа изложена на 100 страницах машинописного текста, включая 14 таблиц и 42 рисунков. Список использованных источников включает 106 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность исследования особенностей разработки юрских отложений, рассмотрены цели работы, решаемые задачи, выделены результаты, представляющие научную новизну и имеющие практическую значимость. Приведена историческая справка по разработке Урненского месторождения, ее основные геолого-физические характеристики.

В первом разделе проведен анализ влияния проницаемости пористой среды на кривые капиллярного давления; рассмотрены вопросы капиллярно-гравитационного равновесия и явлений, к которым они могут приводить в слоисто-неоднородных пластах.

Капиллярные исследования коллекторов пласта Ю1 Урненского месторождения были проведены на 8 образцах керна с широким диапазоном проницаемости (от 3 до 1949 мД) и пористости (14-25%) коллектора. Результаты экспериментальных исследований для всего диапазона изменения проницаемости представлены на рис. 1. Ввиду значительного роста значения капиллярного давления для низкопроницаемых сред результаты представлены в полулогарифмическом масштабе.

Рис.1. Зависимость капиллярного давления от водонасыщенности для кернового материала, взятого из скважины 13-р Урненского месторождения, пласт Ю1.

Для построения универсальных кривых капиллярного давления использовалась специальная безразмерная функция Леверетта, связывающая капиллярное давление со свойствами пород и флюидов коллектора согласно следующему соотношению:

(1)

где - коэффициент межфазного натяжения Н/м, - краевой угол смачивания, рад, - проницаемость м2, - пористость, - функция Леверетта; - водонасыщенность (в последней формуле выражение в знаменателе определяет эффективное значение радиуса капиллярных каналов).

Вид универсальной функции, аппроксимируемой формулой (1), и экспериментальные точки сведены на рис. 2.

Рис.2. Универсальная функция Леверетта, аппроксимированная по формуле (1) и экспериментальные данные.

Из приведенного рисунка видно, что расчетные данные хорошо апроксимируются экспоненциальной зависимостью (толстая линия) следующего вида:

(2)

Капиллярно-гравитационное равновесие в пористой среде характеризуется отсутствием потоков жидкости и равенством гравитационных сил, приводящих к разделению воды и нефти, с одной стороны, и капиллярных сил подтягивающих смачивающую жидкость (для гидрофильных коллекторов) к кровле пласта. Это условие сводится к простому соотношению:

(3)

где - давление в водной и нефтяной фазах соответственно, Па, - характерное значение капиллярного давления, Па, - ускорение свободного падения, м/с2, - вертикальная координата, м, - плотность воды и нефти соответственно, кг/м3.

Выписанные алгебраические уравнения позволяют определить распределение водонасыщенности в переходной зоне пласта. В однородном пласте распределение водонасыщенности по вертикали повторяет вид функции Леверетта. В неоднородном пласте капиллярное давление зависит от эффективного радиуса капилляров или отношения , т.е. зависит от распределения пористости и проницаемости по вертикали или неоднородности пласта. В сильно неоднородных пластах распределение насыщенности в переходной зоне, соответствующее капиллярно-гравитационному равновесию, может меняться достаточно сложным образом, приводя к парадоксальным, на первый взгляд, распределениям водонасыщенности в пласте.

В первом разделе рассмотрен неоднородный пласт, который состоит из отдельных пропластков со значительно различающимися параметрами, а их изменение от пропластка к пропластку происходит в узких зонах. Подстановка (2) в (1) и дифференцирование полученного уравнения по вертикальной координате (ось z направлена от кровли к подошве пласта), приводит к уравнению позволяющему определить условия, при которых водонасыщенность растет в переходной зоне , а когда наоборот, падает с глубиной :

(4)

где - разность плотностей воды и нефти.

Условие инверсного (нетрадиционного направления изменения водонасыщенности) распределения насыщенностей, сводится к следующему неравенству:

(5)

Полученный результат рассмотрен на примере модельного пласта, состоящего из трех гидродинамически связанных пропластков соотношение, проницаемости и пористости которых равны соответственно 0.05, 2.5, 3.5 мкм2. Зависимость отношения проницаемости и пористости от глубины пласта в зонах между пропластками аппроксимировалась линейной функцией, распределение данного параметра в пласте приведено на рис. 3.

Рис.3. Вертикальное распределение величины k/m в модельном пласте.

Для выделения областей с инверсным распределением насыщенностей на одной координатной плоскости строится два графика: и , рис. 4. Там, где значения первой функции превышают значения второй, будет наблюдаться инверсное распределение насыщенностей.

Рис.4. Методика определения области инверсного распределения водонасыщен-ности в слоистой залежи.

В результате водонасыщенность в первых двух пропластках убывает, а при переходе от второго к третьему пропластку, наоборот, возрастает. В третьем пропластке водонасыщенность опять убывает. Расчетные данные приведены на рис.5. Таким образом, инверсное распределение водонасыщенности наблюдается при переходе от второго к третьему пропластку, считая от подошвы.

Рис.5. Расчетное распределение водонасыщенности в модельном пласте, представленном на рис.3.

При разрывном изменении проницаемости от пропластка к пропластку значения водонасыщенности также меняется скачкообразно, на границе изменение водонасыщенности определяется соотношением:

(6)

где индексами «+» и «-» обозначены значения параметров по обе стороны разрыва. Условие (5) означает, что если низкопроницаемый пропласток находится сверху более проницаемого, то водонасыщенность при переходе от высоко к низкопроницаемому пропластку всегда возрастает.

При создании геолого-гидродинамической модели Урненского месторождения было выявлено инверсное распределение водонасыщенности в залежи, а именно, ее средняя часть характеризуется повышенным значением нефтенасыщенности, в то время как в подошве и кровле пониженное. Залежь представлена юрскими отложениями, опирающимися на выступ фундамента.

Анализ исходного распределения проницаемости и нефтенасыщенности по месторождению проводился по геолого-статистическому разрезу залежи, приведенному на рис. 6. Как видно из рисунка в массиве залежи можно выделить три пропластка с различной проницаемостью. Нижняя часть залежи представлена высокопроницаемой трещиноватой корой выветривания (0,1-0,5 мкм2), верхняя часть представлена низкопроницаемыми песчаниками (0,002-0,005 мкм2).

Рис. 6. Геолого-статистический разрез по проницаемости и водонасыщенности залежи Урненского месторождения.

Максимальная нефтенасыщенность залежи наблюдается в диапазоне от 22 до 50 м. Распределение проницаемости по вертикали качественно повторяет модельный случай, представленный на рис.3. Сопоставление расчетных данных на рис.5 и данных геолого-статистического разреза залежи по распределению водонасыщенности с глубиной, рис.6, показывает, что наличие в средней части залежи повышенного значения нефтенасыщенности (инверсного распределения водонасыщенности) объясняется действием капиллярных сил.

Проведенные петрофизические и аналитические исследования позволили сформировать физически-непротиворечивую геологическую модель пласта Урненского месторождения.

Во втором разделе приведены технологические аспекты одновременного гидродинамического прослушивания двух участков, возмущение на одном из которых проводится добычей нефти, а на другом закачкой добытой нефти; рассмотрены результаты реализации такой технологии на примере гидродинамического прослушивания центральной части Южно-Усановской залежи Урненского месторождения как наиболее разбуренной, но в то же время имеющей ряд существенных неопределенностей, связанных с наличием разломных нарушений, локализованных в результате интерпретации сейсмических данных, и многочисленных зон выклинивания пласта и выступов фундамента.

Выбор возмущающих и реагирующих скважин был осуществлен таким образом, чтобы по результатам проведенного исследования ответить на максимальное количество вопросов. Основные цели и задачи проведенного гидродинамического прослушивания заключались в проверке гидродинамической связи между возмущающими и реагирующими скважинами и оценке эффективных гидродинамических параметров межскважинной среды; уточнении наличия разломного нарушения между скважинами 1073 и 1071; уточнении положения зон выклинивания продуктивного пласта; корректировке системы разработки с учетом результатов гидродинамического прослушивания; подтверждении запасов в межскважинном пространстве в соответствии с классификацией SEC.

В проведенном гидродинамическом исследовании участвовало 13 скважин, 11 из которых были реагирующими: 1021, 1035, 1036, 1037, 1038, 1039, 1043, 1047, 1061, 1071, 1082 и две возмущающие: 1031 и 1073. Из возмущающей скважины 1073 велась добыча нефти, которая по поверхностной технологической линии длиной около 100 м закачивалась в возмущающую скважину 1031, принципиальная схема обвязки возмущающих скважин представлена на рис.7.

Рис.7. Принципиальная схема проведения гидропрослушивания на скважинах 1031 и 1073.

Карта расположения забоев скважин, участвовавших в исследовании, приведена на рис. 8, на рисунке также стрелками указаны ожидаемые отклики на реагирующих скважинах.

Pис.8. Карта общих толщин пласта Ю1 со скважинами, участвующими в гидродинамическом прослушивании.

Гидродинамическое прослушивание было реализовано путем создания двукратного импульса в возмущающих скважинах, состоящего из периода добычи нефти из скважины 1073 и закачки её в скважину 1031 с последующей остановкой возмущающих скважин.

Исследование началось со спуска первых манометров 17.08.2008, и закончилось подъемом последнего погружного манометра 28.10.2008. Общая длительность исследования составила 73 дня. Уникальность данного гидропрослушивания состоит в том, что проводилось одновременное прослушивание двух участков рассматриваемого объекта, возмущение на одном из которых проводилось добычей нефти, а на другом закачкой добытой нефти, подаваемой по специализированной технологической линии напрямую от добывающей скважины.

Перед непосредственным проведением гидродинамического прослушивания был создан дизайн запланированного исследования. Дизайн выполнялся на участке детальной геологической модели Южно-Усановской залежи Урненского месторождения с интересующими скважинами. Участок был вырезан из полноценной геологической модели месторождения адаптированной на результаты ранее проведенных ГДИС ООО “СИАМ-Инжиниринг”. В результате составления дизайна был получен отклик на реагирующих скважинах в виде роста или падения давления. Времена работы скважин 1073 и 1031 были подобраны таким образом, чтобы разделить два импульса возмущения в реагирующих скважинах. Замер дебита осуществлялся накладным ультразвуковым расходомером РТ878. При работе возмущающих скважин дебит замерялся в среднем каждые два часа. После вызова притока в добывающей скважине №1073, было выполнено 2 цикла возмущения. Первый цикл возмущения, общей продолжительностью 737,8 часа, состоял из запуска возмущающих скважин в работу (КПД в добывающей скважине 1073, КВД в нагнетательной скважине 1031), отработкой их на режиме в течение 264,2 часов и последующей остановки (КВД в добывающей скважине 1073, КПД в нагнетательной скважине 1031) на 473,6 часов. На втором цикле возмущающие скважины были вновь запущены в работу на 191,5 часов и затем остановлены.

Результирующее изменение дебита возмущающей скважины 1073 во времени показано на рис.9.

Рис.9. Реальный дебит возмущающей скважины 1073 во время исследования.

Из рисунка видно, что дебит по скважине 1073 не постоянен во времени. Для интерпретации дебит добывающей скважины 1073, и соответственно приемистость нагнетательной скважины 1031 на первый цикл возмущения был принят равным 200 м3/сут, на второй цикл - 296 м3/сут.

Методика определения времени отклика приведена на примере скважины 1021. Чтобы по возможности максимально исключить влияние амплитуды шума (на месторождении продолжается бурение) на вносимую ошибку при измерении времени отклика, вся совокупность исходных данных сглаживалась посредством линейной аппроксимации, т.е. для каждой точки рассчитывается «сглаженное» положение посредством линейной регрессии, рассчитываемой для ближайших соседних точек. Таким образом, из всей зашумленной совокупности данных выделяется некая средняя линия, в точности повторяющая поведение исходной кривой, но при этом лишенная шума, рис.10.

Рис.10. Графические построения для определения времени отклика на примере скважины № 1021.

Далее проводится касательная прямая к новой (гладкой) кривой давление-время реагирующей скважины в точке изменения дебита скважины и находится крайняя точка пересечения касательной и кривой давления-времени, за которой начинается уже видимое отклонение кривой от касательной. За время отклика принимается интервал времени от точки изменения дебита возмущающей скважины до крайней точки пересечения касательной и кривой давления-времени, рис. 11. Применение данной методики привело к снижению погрешности в определении основных параметров пласта на 5%.

Рис.11. Графические построения для определения времени отклика на примере скважины №1021.

Сигнал в первую очередь был зафиксирован в скважинах 1021, 1071. Следующий по порядку отклик был получен в скважине 1036, после чего сигнал почти одновременно достиг скважин 1035 и 1047, расположенных на одинаковом расстоянии от возмущающей скважины 1031 и по разные стороны от реагирующей скважины 1036. Данный результат свидетельствует об отсутствии зоны выклинивания между возмущающей скважиной 1031 и реагирующей скважиной 1035. Далее сигнал был последовательно зафиксирован в реагирующих скважинах 1038, 1043, 1039 и 1061.

По проведенным гидродинамическим исследованиям на Урненском месторождении были определены фильтрационные свойства пласта (проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность), а также пластовое давление. Был проведен анализ полученных данных, в результате которого были указаны зоны пониженной и повышенной проводимости. В частности, зоны пониженных фильтрационных свойств были выявлены между скважинами 1047 и 1031, было обнаружено некоторое ухудшение свойств пласта в западном направлении от скважины 1047.

По результатам гидропрослушивания не было подтверждено наличие зон неколлектора в геологической модели залежи между скважинами 1031 и 1021, а также в районе скважины 1055. Этот факт подтвердился проведенными исследованиями на скважинах 1055 и 1031.

В результате проведенного анализа установили, что гидродинамическая связность между скважинами 1043 и 1071 возможно нарушена не разломом, а наличием области с худшими свойствами пласта (в геологическую модель введен пропласток с двойной проницаемостью). Данный вариант интерпретации более точно описывает фактическую интерпретацию полученного отклика в скважине 1043.

В третьем разделе разработана методика выбора избирательной системы заводнения. Рассматриваемый участок Урненского месторождения характеризуется высокой геологической неоднородностью. Водонапорная система не является замкнутой, имеет значительные размеры и, следовательно, большой запас пластовой энергии, выражающийся в создании эффективных напоров. Западная часть залежи имеет естественный упруговодонапорный режим. С восточной стороны залежь ограничена зоной глинизации. Центральную часть можно разбить на три гидродинамически плохо связанные зоны из-за истончения высокопроницаемого нижнего пропластка.

Задача поддержания пластового давления сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение нагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой. В проекте промышленной эксплуатации Урненского месторождения была рекомендована обращённая 7-точечная система заводнения.

Для обращенной 7-точечной площадной системы заводнения отношение числа нагнетательных скважин к добывающим составляет 1:2, а элементом площадной системы является равносторонний шестигранник. Площадное заводнение характеризуется так же рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности, что позволяет вести хороший контроль потока (определение направления, по которому вода прорывается быстрее, е является сложной задачей). Эта система была взята за базовую.

По состоянию на 01.12.09 третий куст находится в стадии разбуривания, учитывая, что количество скважин пробуренных к настоящему моменту значительно меньше, относительно запланированного объема, было решено, с увеличением добывающего фонда, переводить в нагнетание по одной скважине в месяц. На рис. 12 представлена карта распределения пластового давления на дату моделирования 01.01.2025г., на рисунке заметна зона пониженного давления в северной части третьего куста месторождения.

По результатам расчета для данного варианта размещения системы ППД был сделан вывод о неравномерности заводнения и неэффективной закачке воды в аквифер в южной части месторождения. Параметры разработки представлены на рис. 13.

Рис.12. Распределение пластового давления на 01.01.2025, при 7-ми точечной системе заводнения третьего куста.

Полученные результаты показывают, что 7-ми точечная система заводнения не обеспечивают равномерное поддержание пластового давления по всей залежи (недокомпенсация центральной зоны третьего куста, перекомпенсация в южной части), неэффективное использование воды (вода уходит в аквифер в южной части рассматриваемого участка).

Рис.13. Текущие и накопленные показатели разработки при 7-ми точечной системе заводнения.

Так же система характеризуется большим количеством нагнетательных скважин, часть из которых является неэффективной.

По состоянию на 01.12.2009г. в нагнетательном фонде числились следующие скважины: №№ 1026, 1040, 1041, 1045, 1048, 1058, 1061. Скважины №№ 1040, 1041, 1058, 1061 запущены в эксплуатацию (нагнетание) остальные скважины бездействуют.

Формирование избирательной системы ППД осуществлялось с применением разработанной в диссертации методики, этапы работ по которой представлены на рис.14. На первых этапах проводится отбор и ранжирование скважин кандидатов под нагнетание. Затем проводится работа по созданию, расчёту, анализу и корректировке системы ППД. Этот блок работы повторяется циклически, пока не будет найдена оптимальная система заводнения. На первом этапе из фонда скважин выделяются зоны слабого влияния аквифера.

Рис. 14. Методика подбора эффективной системы ППД.

Затем выбираются скважины, имеющие пересечение с нижним высокопроницаемым пропластком.

Далее в симуляторе проводится расчёт линий тока и оценка эффективности нагнетательных скважин, а так же анализ дренирования. Для каждой скважины рассчитываются линии тока при условии, что она является нагнетательной. Количественно оценивается взаимосвязь пробной нагнетальной скважины с добывающими. Для этого рассчитываются характеристики взаимосвязи скважин:

; ; ; (7)

где - коэффициент влияния j-ой нагнетательной скважины на i-ую добывающую; - приток флюида к добывающей скважине; - дебит i-той скважины за счет пробной j-ой нагнетательной; - эффективность использования воды; - эффективность влияния i-той нагнетательной скважины на добычу нефти.

На основании оцененных связей каждой нагнетательной скважине присваивается ранг: Rj = (Ij+Jj)/2, где - ранг скважины. На основании ранжирования рассчитанных рангов проводится выборка нагнетательных скважин и подбор системы ППД.

На заключительном этапе проводится гидродинамический расчет разработанной системы заводнения и сопоставляются технологические параметры. Результатом прохождения всех этих этапов является окончательно сформированная эффективная система ППД.

Применение разработанной методики позволило сформулировать наиболее эффективную систему заводнения залежи. Установлено, что наиболее оптимальной системой заводнения данного месторождения является избирательная.

Из 63 скважин с целью повышения эффективности работы и оптимизации времени расчётов было отобрано 25 кандидатов, отвечающих следующим критериям: расположение скважин в районе высокого падения пластового давления, вследствие слабого влияния аквифера, являющегося причиной прекращения фонтанирования скважин; пересечение скважиной нижнего высокопроницаемого пропластка (так как верхний среднепроницаемый пропласток выдержан по всей площади месторождения, а нижний высокопроницаемый пропласток имеет менее выдержанную толщину), критерий при отборе скважин - величина эффективной толщины нижнего пропластка больше полутора метров. На рис. 15 представлена карта распределения пластового давления на дату моделирования 01.01.2025г.

Рис.15. Распределение плас-тового давления на 01.01.2025, при избиратель-ной системе заводнения.

Из рисунка видно что пластовое давление распределяется равномерно за исключением зоны ограниченной скважинами №№ 1231, 1239, 1248, здесь наблюдается область снижения пластового давления, обусловленная выклиниванием нижнего пропластка пласта Ю1, высокопроницаемой коры выветривания и осложненностью разломами. Основные параметры разработки при реализации сформированной избирательной системы заводнения представлены на рис. 16.

Рис.16. Текущие и накопленные показатели разработки при избиратель-ной системе ППД.

Как видно из рис. 13 и 16, накопленная добыча нефти для избирательной системы заводения по всему месторождению через 15 лет эксплуатации, на 01.01.2025, выше на 664.2 тыс.т. (4.36%), чем у проектной системы разработки. Через 50 лет эксплуатации, на 01.01.2060, выше на 321.7 тыс.т. (1.52%), чем у проектной системы разработки, а обводненность примерно одинакова. Реализация избирательной системы заводнения третьего куста позволяет осуществить более интенсивную выработку запасов, чем при проектной системе.

Сравнение технологических параметров разработки по различным схемам заводнения представлено на рис. 17. Как видно из рисунка, накопленная добыча нефти предложенной избирательной системы заводнения выше, а обводнённость имеет среднее значение относительно регулярных сеток.

Рис.17. Сравнение избира-тельной и регулярных систем по накопленной добычи нефти и обводнённости.

Из рис. 12 и 15 видно, что выделяется область пониженного давления в северо-западной части третьего куста. При реализации избирательной системы заводнения область падения пластового давления, в отличии от 7-ми точечной системы, локализуется в районе скважин №№ 1231, 1239, 1248. Неудовлетворительное поддержание пластового давления здесь обуславливается высокой геологической-неоднородностью данной зоны, а именно: выклиниванием нижнего пропластка пласта Ю1 высокопроницаемой коры выветривания, и осложненностью данной области, разломами. Сформированная избирательная система заводнения обеспечивает более равномерное поддержание пластового давления и более высокие показатели добычи. Исходя из этого, рекомендуется использование избирательной системы ППД. Обоснована и реализована система разработки залежи (рекомендованы плотность сетки скважин и соотношение добывающих и нагнетательных) с избирательной системой заводнения. Накопленная добыча нефти для избирательной системы заводения по всему месторождению через 15 лет эксплуатации, на 01.01.2025, выше на 664.2 тыс.т. (4.36%), чем у проектной системы разработки.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Решена задача о капиллярно-гравитационном равновесии в сильно-неоднородных пластах. Выявлены условия инверсного распределения (убывания) водонасыщенности с глубиной для условий, характерных отложениям Ю1-2 Южно-Усановской залежи Урненского месторождения.

2. Разработаны и апробированы на практике технологические аспекты одновременного гидродинамического прослушивания двух участков, возмущение на одном из которых проводится добычей, а на другом - закачкой добытой продукции. Установлено, что такая схема позволяет сформировать необходимые импульсы расхода и поддержания его уровня на возмущающих скважинах, и надежно интерпретировать данные в реагирующих скважинах.

3. Разработана методика графического определения времени отклика реагирующих скважин при гидропрослушивании в зашумленных условиях. Показано, что ее применение позволяет снизить погрешность в определении основных параметров пласта на 5%. Интеграция результатов ГДИС привела к частичному пересмотру геологической модели залежи (введен пропласток с двойной проницаемостью, доказана гидродинамическая связанность пласта Ю1).

4. Разработана методика подбора эффективной системы заводнения, основанная на гидродинамических расчетах. Сопоставительный анализ различных вариантов ведется по количественной оценке взаимосвязи скважин и динамики поля пластового давления.

5. Установлено, что для пластов Ю1 Южно-Усановской залежи Урненского месторождения наиболее эффективной является избирательная система заводнения. Показано, что такая система заводнения обеспечивает наиболее высокие темпы добычи при минимальной обводненности продукции. Накопленная добыча нефти для избирательной системы заводения по всему месторождению через 15 лет эксплуатации, на 01.01.2025, выше на 664.2 тыс.т. (4.36%), чем у проектной системы разработки.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. A.B.Rublev. Some features of capillary – gravity equilibrium in layered strata./ A.Y.Prohorov, K.M.Fedorov, A.P.Shevelev.// SPE-136408 Proceedings of ROGC10, Moscow, 2010.
2. А.Б. Рублёв. Капиллярно-гравитационное равновесие в слоисто неоднородных пластах./ А.Ю. Прохоров, К.М. Федоров, А.П. Шевелёв. // Вестник ТюмГУ.- 2010.- № 6, c.37-41.
3. А.Б. Рублёв. Методика подбора эффективной системы заводнения на примере Урненского месторождения./ А.Ю. Прохоров, К.М. Федоров, А.П. Шевелёв. // Известия Вузов, серия «Нефть и газ».- 2011.- №1, с. 28-32.
4. А.Б. Рублёв. Опыт проведения гидродинамических исследований с перепуском продукции из скважины в скважину./ А.Ю. Прохоров, К.М. Федоров, А.П. Шевелёв. // Вестник ЦКР Роснедра.- 2010.- №5, с.31-35.