Оценка эффективности применяемой системы заводнения нефтяных пластов

Пластовое давление к концу 2004 года восстановилось с 20,1 МПа до 21,2 МПа, но продолжает оставаться ниже первоначальной величины. В зоне отбора пластовое давление поддерживается на уровне 21,8 МПа только на участках, прилегающих к приконтурной зоне, где ведется закачка воды в пласт. В центральной зоне пластовое давление ниже, в среднем равно 18,1 МПа.

Таким образом, приконтурное заводнение не обеспечивало восполнение пластовой энергии в центральных зонах отбора основной залежи горизонта БС6. Максимальный годовой темп отбора НИЗ был достигнут в 1996 году и составил 8,7 %. В 2004 г. Он снизился до 4,4 % (таблица 4.1).

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 4.1 - Основные технологические показатели разработки пласта БС6 Восточно-Правдинского месторождения
Год	Добыча нефти, тыс.т.		Темп отбора от извл.зап		Накопл. Добыча нефти тыс.т.		Отбор извл. Запас. %	Коэф. Нефте извл. %	Годовая добыча жидкости, тыс.т.		Накоплен. Добыча жидкости, тыс.т.		Обводненнось, %,вес.	Закачка рабочих агентов, тыс м.куб		Компенсация отбора закачкой
	всего	мех.сп.	начальная	текущая	всего	мех.сп.			всего	мех. сп.	всего	мех.спос.		годовая	накопл.	текущ.	накопл.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1991	63,73	63,59	2,96	2,96	63,73	63,59	2,96	0,89	137,52	137,38	137,52	137,38	53,66	0,00	0,00	0,00	0,00
1992	103,23	96,19	4,79	4,93	166,96	159,78	7,74	2,32	234,33	215,72	371,85	353,10	55,95	0,00	0,00	0,00	0,00
1993	103,01	103,01	4,78	5,18	269,97	262,79	12,52	3,76	228,68	228,68	600,53	581,77	54,95	0,00	0,00	0,00	0,00
1994	83,28	83,08	3,86	4,42	353,25	345,87	16,38	4,92	189,17	188,27	789,70	770,04	55,98	106,00	106,00	49,29	11,78
1995	167,32	167,28	7,76	9,28	520,57	513,15	24,15	7,24	388,35	387,02	1178,05	1157,06	56,92	404,00	510,00	91,76	38,06
1996	186,74	186,32	8,66	11,42	707,31	699,47	32,81	9,84	376,71	375,76	1554,76	1532,82	50,43	455,00	965,00	104,58	54,37
1997	174,26	174,26	8,08	12,03	881,58	873,74	40,89	12,27	411,98	411,97	1966,75	1944,79	57,70	451,78	1416,78	96,94	63,22
1998	150,40	150,39	6,98	11,80	1031,97	1024,13	47,87	14,36	404,62	404,61	2371,37	2349,40	62,83	405,01	1821,80	89,82	67,68
1999	139,79	139,79	6,48	12,44	1171,77	1163,92	54,35	16,30	429,10	429,10	2800,47	2778,50	67,42	380,00	2201,80	80,55	69,59
2000	111,69	111,69	5,18	11,35	1283,46	1275,61	59,53	17,86	421,54	421,54	3222,01	3200,04	73,50	348,31	2550,11	76,54	70,47
2001	103,23	103,23	4,79	11,83	1386,69	1378,85	64,32	19,29	457,43	457,43	3679,44	3657,47	77,43	423,40	2973,51	86,77	72,40
2002	125,68	125,67	5,83	16,34	1512,37	1504,51	70,15	21,04	466,96	466,36	4146,40	4123,82	73,09	515,69	3489,20	102,17	75,66
2003	119,02	118,95	5,52	18,49	1631,39	1623,46	75,67	22,70	537,75	535,07	4684,14	4658,89	77,87	498,20	3987,40	86,96	76,91
2004	94,99	94,93	4,41	18,11	1726,38	1718,39	80,07	24,02	405,05	403,07	5089,20	5061,96	76,55	565,11	4552,51	130,43	81,04

 

 

По разрабатываемой части залежи 1 пласта БС81 пластовое давление снизилось на 5,4 МПа и по состоянию на 01.01.2005 года составило 18,6 МПа. Такое значительное снижение пластового давления указывает на то, что коллектора пласта БС81 не принимают воду, закачиваемую через скважину 103 совместно с пластом БС6. Это подтверждает ГИС по определению профиля приемистости от 06.04.2005 г. В заключении отмечалось: при максимальном забойном давлении нагнетания 32.9 МПа общая приемистость составила 150 м3/сут. Закачиваемая жидкость поступает в интервал перфорации пласта БС6. Перфорированный интервал пласта БС8 в работе не участвует. Максимальный годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти по залежи 1 пласта БС81 был достигнут в 1996 г. и составлял 7,1 %. В 2004году темп отбора НИЗ снизился до 6,3 % (таблица 4.2).

 

 

 

Таблица 4.2 - Основные технологические показатели разработки пласта БС81 Восточно-Правдинского месторождения (разрабатываемая залежь 1, категория  запасов С1)
Год	Добыча нефти, тыс.т.		Темп отбора от извл.зап		Накопл. добыча нефти тыс.т.		Отбор извл. запас., %	Коэф. нефте извл.,%	Годовая добыча жидкости, тыс.т.		Накоплен. добыча жидкости, тыс.т.		Обводненнось, %,вес.	Закачка рабочих агентов, тыс м.куб		Компенсация отбора закачкой
	всего	мех.сп.	нач.	тек.	всего	мех.сп.			всего	мех. сп.	всего	мех.спос.		годовая	накопл.	текущ.	накопл.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1991	18,67	18,67	8,45	8,45	18,67	18,67	8,45	2,75	19,10	19,10	19,10	19,10	2,24	0,00	0,00	0,00	0,00
1992	11,78	11,77	5,33	5,82	30,44	30,44	13,78	4,48	14,77	14,76	33,86	33,86	20,26	0,00	0,00	0,00	0,00
1993	9,19	9,19	4,16	4,82	39,63	39,63	17,93	5,83	16,26	16,26	50,13	50,12	43,52	0,00	0,00	0,00	0,00
1994	9,22	9,22	4,17	5,08	48,85	48,85	22,10	7,18	10,85	10,84	60,97	60,97	14,98	0,00	0,00	0,00	0,00
1995	13,68	13,68	6,19	7,95	62,53	62,53	28,29	9,20	16,59	16,59	77,56	77,56	17,54	0,00	0,00	0,00	0,00
1996	15,76	15,76	7,13	9,94	78,29	78,28	35,42	11,51	18,61	18,61	96,17	96,17	15,33	0,00	0,00	0,00	0,00
1997	15,24	15,24	6,89	10,68	93,52	93,52	42,32	13,75	19,83	19,83	116,00	116,00	23,18	37,72	37,72	152,89	25,88
1998	13,60	13,60	6,16	10,67	107,13	107,12	48,47	15,75	16,47	16,47	132,47	132,47	17,40	45,99	83,71	221,15	50,27
1999	9,17	9,17	4,15	8,05	116,29	116,29	52,62	17,10	14,44	14,44	146,91	146,90	36,51	31,00	114,71	178,93	62,39
2000	8,67	8,67	3,92	8,28	124,96	124,96	56,54	18,38	17,67	17,67	164,58	164,58	50,94	31,69	146,39	155,49	71,68
2001	2,24	2,24	1,01	2,33	127,20	127,20	57,56	18,71	4,83	4,83	169,41	169,41	53,57	36,60	182,99	662,14	87,24
2002	2,21	2,21	1,00	2,36	129,41	129,41	58,56	19,03	4,53	4,53	173,94	173,94	51,22	1,31	184,30	25,02	85,73
2003	4,57	4,57	2,07	4,99	133,98	133,98	60,62	19,70	9,50	9,50	183,44	183,44	51,94	0,80	185,10	7,36	81,94
2004	14,00	14,00	6,34	16,09	147,98	147,98	66,96	21,76	20,76	20,76	204,20	204,19	32,54	0,00	185,10	0,00	73,72

 

 

 

По месторождению под закачку из 34 проектных скважин освоено 20, в том числе 17 - приконтурного и три внутриконтурного очагового заводнения (скв.113). Освоение внутриконтурного разрезания нагнетательным рядом, как это было предусмотрено в проекте пробной эксплуатации сформировано не полностью (рисунок 4.1).

В 1998 г. приконтурное заводнение дополняется очаговым: в центре залежи скв.113 переводится под закачку. В 1999 и 2003 гг. переводятся под закачку еще две скважины – 229 и 236, последняя расположена в южной части залежи.

Очаговое заводнение является более совершенной системой поддержания пластового давления, которое осуществляется на отдельных участках нефтяного месторождения путем нагнетания воды в скважины, переведенные из добывающего фонда или дополнительно пробуренные для этой цели. Наряду с другими очевидными преимуществами метода, очаговое заводнение позволяет избирательно изменять направление потоков и градиента давления на фронте вытеснения нефти водой и отбора жидкостей с целью вытеснения нефти из менее проницаемых зон пласта. На рисунке 4.2 представлены зависимости дебитов жидкости и нефти по группе скважин окружающих очаги заводнения, которые свидетельствуют об эффективности начала нагнетания воды в центре залежи. Очаговое заводнение  способствовало увеличению дебита жидкости, при неизменном дебите нефти. После организации закачки в скв.113 по окружающим скважинам как в целом по группе, так и по каждой скважине увеличилось количество добываемой воды (рисунок 4.2).

 

Рисунок 4.1 – Ввод нагнетательных скважин по годам

(залежь1 пласт БС6):

 

 

Рисунок 4.2 – Зависимость дебита жидкости, нефти после очагового заводнения от дебита до начала закачки по группам окружающих скважин.

В первые годы начала заводнения по разрабатываемой залежи увеличивается объем закачиваемой воды (Qзак), т.е. коэффициент текущей компенсации добываемой нефти увеличивается ((Qзак-Qв)/Qн), также увеличивается доля закачиваемой воды, совершающей полезную работу ((Qзак-Qв)/Qзак), не приводящая к увеличению содержания воды в добываемой продукции - сокращается доля добываемой к закачиваемой (Qв/Qзак). О чем свидетельствуют кривые на рисунке 4.3. Таким образом, приконтурное заводнение при том же фонде добывающих скважин в период 1994-1996 гг. способствовало увеличению годовой добыче нефти

Рисунок 4.3 – Зависимости Qзак; (Qзак-Qв)/Qн; (Qзак-Qв)/Qзак; Qв/Qзак от КИЗ

В последующий период с 1997 – 2000 гг. поведение кривых изменяется: при сокращении объемов закачиваемой воды и, следовательно, при уменьшении коэффициента текущей компенсации добываемой нефти доля добываемой воды по отношению к закачиваемой увеличивается, что говорит о повышении обводненности добываемой продукции. Увеличение обводненности связано с фильтрацией водонефтяной смеси по высокопроницаемым пропласткам. На сокращение годовой добычи нефти повлияло как сокращение действующего фонда скважин, так и сокращение объемов закачки, связанного с периодичностью закачки в скв.101, 217, 100.

В 2001 г. Герасименко О.В. на Восточно-Правдинском месторождении были проведены индикаторные исследования  в районе нагнетательных скв. 113 и 117 (рисунок 4.4). Индикаторные исследования проводились с целью:

• установления гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами;

• определения источника обводнения добывающих скважин;

• определение направлений и мощности потоков фильтрации на исследуемом участке залежи;

• определения фильтрационно-емкостных свойств пласта.

По результатам проведенных исследований были сделаны выводы:

1.Основные потоки фильтрации  от нагнетательной скв. 113 движутся в восточном направлении к скв. 116, мощность их составляет 48 %. От скв. 117 наибольшее обводнение происходит в юго-западную сторону к скв. 231 и 230 мощностью 44,7 %

2.Второстепенные потоки направлены  к скважинам 220 (18 %), 221 (18 %) и 214 (14 и 4,8 %), расположенным в северной части  исследуемого объекта.

3.Индикаторные исследования показали  низкий охват процессом заводнения от нагнетательной скв.113 юго-западной части опытного участка.

4.Аномально высокие скорости  фильтрации в центральной части  участка (в районе скважин 214, 238, 116) указывают о наличии в этой  области коллектора высокопроизводительных путей (трещин). 

Проведенное исследование позволило выработать рекомендации по разработке этих зон:

1. С целью отключения обводненных  интервалов и сокращения объемов  попутно-добываемой воды необходимо  по скв. 116 произвести изоляционные работы. 

2. Для равномерного распределения фильтрационных потоков от  нагнетательной скв.113 и подключения зон, не охваченных заводнением юго-западной части участка (район скв. 228, 112) необходимо применить физико-химические  МУН.

 

Район нагнетательных скважин 117, 113

 

 

 

Рисунок 4.4 - Диаграмма распределения основных потоков фильтрации

на исследуемом участке пласта БС6 Восточно-Правдинского месторождения.

 

Для выявления гидродинамической связи нагнетательных скважин с добывающими был использован программный пакет (Rose Diagram). Гидродинамическая связь между нагнетательной и окружающими добывающими скважинами определяется путем расчета корреляции динамик закачки-отбора по формуле линейной корреляции Пирсона. Для расчета выдержанности пласта были использованы следующие геолого-физические параметры:

-нефтенасыщенная толщина;

-средневзвешенная по толщине  проницаемость нефтенасыщенной части;

-средневзвешенная по толщине нефтенасыщенность;

-средневзвешенная по толщине  пористость;

-расчлененность – количество  глинистых прослоев;

-перфорированная толщина;

-толщина и проницаемость подошвенной  воды.

Используя программу можно вести следующие операции:

-расчет корреляции между динамикой  закачки в нагнетательную скважину и динамикой отбора нефти, воды или жидкости из добывающих скважин окружения;

-расчет максимальной корреляции  между динамикой закачки и  отбора с учетом времени реакции  добывающих скважин на увеличение  или уменьшение закачки;

-расчет распределения фильтрационных  потоков на основе корреляции  закачки-отбора;

-расчет выдержанности пласта  как по отдельным геолого-физическим  параметрам, так и в совокупности;

-оценку гидродинамической связи  между нагнетательной скважиной  и добывающими скважинами окружения  на основе корреляции закачки-отбора  и значений выдержанности пласта;

-графическое отображение на  карте результатов расчета в  виде линий от нагнетательной  скважины к добывающей. Толщина и цвет линии зависит от величины значения корреляции;

-сопоставление расчетных данных  и данных по индикаторным исследованиям, для чего предусмотрена возможность отображения результатов индикаторных закачек.

На рисунке 4.5 представлена корреляционная зависимость между нагнетательными скважинами 113 , 117 и окружающими добывающими скважинами. Красными линиями показана лучшая  гидродинамическая зависимость между скважинами. Используя программу (Rose Diagram), был проанализирован весь нагнетательный фонд на предмет гидродинамической связи между скважинами Восточно-Правдинского месторождения.

Рисунок 4.5 – гидродинамическая связь нагнетательных скважин 113(а) и 117(б) с окружающими добывающими скважинами

 

 

 

Ниже на рисунках 4.6 -  представлены схемы распределения трубок тока по северному участку на различные даты, соответствующие работе нагнетательных скважин и их остановкам. Схема а) на рисунке 4.6 отражает фильтрационную картину при работе всех нагнетательных скважин (08.1996 г.). Заводнением охвачены все скважины, но как показал проведенный анализ, наибольшее влияния на добывающие скважины оказывает скважина 101, которая  хорошо коррелируется в профиле со всеми добывающими скважинами северного участка (рисунок 4.7). При работе всех скважин трубки тока устремлются в центральную часть залежи практически по вертикальным прямым, охватывая все скважины за исключением скв.200.