Обобщение результатов применения нестационарного заводнения на примере месторождений Западной Сибири

На поздних стадиях разработки месторождения из-за промывки пор высокопроницаемые участки становятся основными путями движения нагнетатемой воды к добывающим скважинам. Выработка же малопроницаемых участков пласта, промежуточных зон в районе нагнетательного и стягивающего добывающего рядов отстает, образуются целики нефти, что ведет к быстрой обводненности добываемой продукции и снижению коэффициента нефтеотдачи. Для повышения эффективности процесса заводнения и нефтеотдачи неоднородных коллекторов необходимо увеличить текущий коэффициент охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасыщенные участки [1].

Если учитывать тот факт, что в настоящее время остаточные запасы месторождений в Западной Сибири приурочены к низкопроницаемым коллекторам, при этом запасы высокопроницаемых объектов обводнены более чем на 90%, то вопрос о повышении коэффициента извлечения нефти становится актуальной проблемой для предприятия. Рассматривая альтернативные методы повышения эффективности разработки, понимаешь, что наиболее эффективными являются комплексные мероприятия физико-химическими и гидродинамическими методами воздействия на пласты [1].

Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти может быть предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои [2].

Применяемые варианты нестационарного заводнения.

В 2014 году реализация нестационарного заводнения проводилась различными модификациями нестационарных процессов на месторождениях рассматриваемого района «N», которые определялись расположением нагнетательных и добывающих скважин, обустройством системы ППД.

Периодическое прекращение или снижение закачки, сопровождающееся относительно быстрым падением давления в высокобводненных каналах, в сравнении с малопроницаемыми нефтенасыщенными прослоями, в результате чего наблюдается кратковременное перераспределение притока к добывающим скважинам со стороны высокообводненных и нефтенасыщенных зон в каждом цикле проводилось по следующим видам технологий [1]:

• 1.    Технологии, основанные на нестационарном (циклическом) заводнении (НЗ). Технологии данной группы предусматривают воздействие на пласт путем целенаправленного регулирования работы нагнетательных скважин (периодическая остановка, эксплуатация, снижение или увеличение объемов закачиваемой воды).

• 2.    Технологии, основанные на изменении направления фильтрационных потоков (ИНФП). Технологии данной группы предусматривают воздействие на процесс фильтрации путем регулирования работы как нагнетательных, так и добывающих скважин (периодическая остановка, эксплуатация, снижение или увеличение отборов).

• 3.    Комплексные технологии нестационарного воздействия, которые могут включать элементы нестационарного заводнения или изменения направления фильтрационных потоков, и дополняться физикохимическими (адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреаген-

• тов.) или гидродинамическими (оптимизация забойных давлений эксплуатационных скважин) методами воздействия на пласт.

На рассматриваемом регионе применяются или реализованы двух- и трех – рядные, избирательные, площадные и приконтурные системы разработки, рис. 1.

Рис. 1. Фрагменты карт текущего состояния разработки.

Технология нестационарного заводнения осуществлялась по схеме, где группы нагнетательных скважин попеременно работали в периодическом режиме. Продолжительность полуциклов составляла от 14 до 35 суток. За май-октябрь месяцы режимы работы выделенных групп нагнетательных скважин менялись от трех до шести раз, что обеспечило многократное изменение фильтрационных потоков.

ния.

Скважина №294Л

Скважина №220Л

Скважина №682

Скважина №

2 полуцикл

3 полуцикл

4 полуцикл

5 полуцикл

5 полуцикл

2 ПЬЛИУИ"

A Пй/ШЧИУЛ

2 полуцикл

4 полуцикл

3 полуцикл

Число/месяц

Число/месяц

ОБВОДНЕННОСТЬ

Число/месяц

БВОДНЕННОСТЬ

БВОДНЕННОСТЬ

2 полуцикл

3 полуцикл

2 полуцикл

3 полуцикл

:=

Число/месяц

Число/месяц

Число/месяц

БВОДНЕННОСТЬ

БВОДНЕННОСТЬ

БВОДНЕННОСТЬ

3 ПОЛVUK K4

4 ne/iviiHwr

3 полуцикл

3 полуцикл

4 полуцикл

Число/месяц

Число/месяц

Число/месяц

БВОДНЕННОСТЬ

ОБВОДНЕННОСТЬ

ОБВОДНЕННОСТЬ

3 полуцикл

3 полуцикл

4 полуцикл

Число/месяц

Число/месяц

Число/месяц

ОБВОДНЕННОСТЬ

ОБВОДНЕННОСТЬ

ОБВОДНЕННОСТЬ nun

1 п nun

4п nun nun nun

1 полуцикл

1 К

1 полуцикл

1 полуцикл

1 полуцикл

1 полуцикл кважина №390Т кважина №662Л

Скважина №3108Л

2 полуцикл

3 полуцикл

4 полуцикл

5 полуц цикл

1 полуцикл

Рис. 2. Изменение обводненности по скважинам, расположенным в стягивающем ряду по участку НЗ G-го месторожде-

1 полуцикл

1 полуцикл

1 полуцикл

кважина №

кважина

1 полуцикл

2 полуцикл

Скважина №525

3 полуцикл

4 полуцикл

5 полуцик

s

Скважина №533

1 полуцикл

Скважина №320

Посуточные режимы работы реагирующих добывающих скважин в период проведения нестационарного заводнения дают наглядное изображение (рис. 2) снижения обводненности в зонах стягивания, а также в скважинах с наличием высокопроницаемых обводненных пропластков. В период проведения нестационарного заводнения происходит периодическое снижение обводненности продукции от 0,1 до 12% на разных участках НЗ. В среднем снижение обводненности отмечено в 86% добывающих реагирующих скважин.

Основной эффект от применения метода нестационарного заводнения на поздней стадии разработки месторождений заключается в значительном ограничении отборов воды [2]. Сокращение отборов воды по участкам нестационарного заводнения составило 123 тыс.м3. Поэтому можно однозначно сказать, что применение нестационарного заводнения эффективно и в плане нефтеотдачи и в плане сокращения затрат на подъем и переработку добываемой воды.

нагнетательных скважин 2 полуцикла НЗ увеличение приемистости остановка нагнетательных период остановки скважин НЗ нагнетательных скважин а скважин 1 полуцикла НЗ

Рис. 3. Схема реализации НЗ и ИНФП на W-м месторождении.

По мере продвижения фронта воды происходит неравномерное обводнение пласта. Отключение высокообводненных добывающих скважин способствует более равномерному заводнению пласта. В результате применения такой схемы достигается более эффективное вытеснение нефти из зон, не охваченных разработкой (рис. 3).

В 2014 году отключение высокообводненной скважины №7062 и 7064, а затем отключение нагнетательных скважин №№6122, 6123, 6124, 6125, 7065 с целью интенсификации фильтрационных потоков между нагнетательными скважинами и скважинами №7061, 7035, 7036, 7063, 7037, 7038 находящимися в стягивающем ряду, и способствует выработке запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемой области коллектора.

Для получения максимальной эффективности при проведении нестационарного заводнения рекомендовалось организовать закачку воды таким образом, чтобы суммарное количество жидкости по участку, закачиваемой в скважины участка, оставалось преимущественно равным средней величине до проведения нестационарного воздействия. Для этого закачку нагнетаемой воды перераспределяли в нагнетательный рад, расположенный рядом с участком НЗ [3].

В случае, когда одна или группа скважин на участке останавливаются на продолжительный период, происходит создание в пласте неустановившегося процесса вытеснения путем изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП) и как следствие увеличение коэффициента нефтеотдачи. Подтверждением отмеченных обстоятельств, как правило, является изменение обводненности продукции скважин в результате изменения охвата пласта заводнением, изменение величин перепадов (градиентов) давления [4].

В период проведения остановок нагнетательных скважин второго полуцикла при реализации НЗ останавливались добывающие скважины №№ 7062 и 7064 с целью перераспределения нагнетаемой воды к добывающим скважинам стягивающего ряда. Режим посуточных показателей работы этих скважин обозначил высокую эффективность выше перечисленных остановок в период НЗ, снижение обводненности и рост показателей работы скважин (дебит нефти) по скважине № 7062 началось именно после начала реализации НЗ. При отключении добывающей скважины № 7062 в период с 09.07.14 г. по 14.08.14 г. В добывающих скважинах стягивающего ряда №№ 7034, 7035, 7036 увеличились отборы по жидкости и нефти, несмотря на незначительный рост обводненности продукции. Обратная реакция произошла при включении скважины № 7062 в работу, дебиты нефти начали снижаться. Подобная реакция добывающих скважин на остановку добывающей скважины первого ряда при трехрядной системе разработке говорит о наличии гидродинамически связанных высокопроницаемых обводненных пропластков в разрезе пласта по вертикали и по протяженности.

В период отключения добывающей скважины № 7064 снижение обводненности составило в среднем за период проведения НЗ 2%.

В результате остановки добывающей скважины № 7064 при реализации НЗ отмечено увеличение обводненности продукции в добывающих реагирующих скважинах №№ 9784Л, 7037, 7038 при росте среднего дебита нефти. По скважине № 9784Л в период остановки добывающей скважины № 7064 (первого от нагнетательного ряда) дебит нефти увеличился от 4,1 до 7 т/сут, снижение обводненности составило 2%, в процессе поступления закачиваемой воды, через 27 суток после начало проведения второго полуцикла обводненность выросла до 98% и произошло снижение дебита до 3 т/сут, динамический уровень при этом вырос на 60 м и составил 980 м. По добывающей скважине № 7037 рост текущих показателей работы отмечен после запуска в работу добывающей скважины № 7064 и нагнетательной скважины № 7065. По скважине № 7038 особых изменений в работе скважины не отмечается.

Анализ полученных результатов позволяет сделать следующее заключение. При постоянной работе высокообводненных скважин значительная часть закачиваемой воды не совершает полезной работы по вытеснению нефти в пористость среде. Регулирование работы добывающих скважин позволяет, во-первых, более равномерно проводить заводнение неоднородного коллектора, при этом сглаживается неравномерность сетки скважин. Во-вторых, за счет перераспределения упругой энергии коллектора происходит воз- растание дебитов скважин по нефти. И наконец, не маловажным является сокращение добычи и закачки воды.

Дополнительная добыча нефти за счет НЗ+ИНФП составила 2437 тонн. Сокращение отборов воды 11,1 тыс.м3. В результате реализации НЗ отмечено снижение обводненности продукции в 38% добывающих реагирующих скважинах, обводненность осталась на до циклическом уровне в 43% скважин и в 19% скважин в процессе реализации нестационарного заводнения отмечалось увеличение обводненности.

Результаты реализации нестационарного заводнения. В период реализации нестационарного заводнения происходит:

• 1.    Снижение текущей обводненности продукции (из опыта проведения работ по НЗ в 2014 г. на месторождениях «N» региона в среднем составило 0,4% от 0,1 до 12%);

• 2.    Снижаются объемы закачки воды, сокращается отбор воды на участке реализации НЗ (по месторождениям «N» региона в период реализации НЗ в 2014 году снижение отборов воды составило 184 тыс.м³);

• 3.    Происходит увеличение нефтеотдачи за счет подключения в работу не дренируемых застойных зон и межслойных перетоков нефти при циклическом заводнении (дополнительная добыча нефти за счет нефтеотдачи составила 8,7 тыс. тонн).

Выводы:

Значительный интерес в ходе реализации нестационарного заводнения представлял анализ изменения обводненности добывающих скважин. Общий анализ влияния изменения объемов закачки по участкам НЗ на обводненность показал, что по большинству скважин в ходе реализации мероприятий происходит периодическое снижение обводненности продукции. Это свидетельствует о том, что при изменении положения фронта заводнения происходит вытеснение нефти к забоям действующих добывающих скважин целиков нефти из застойных зон.

При условии сохранения среднего объема закачки таким же, как и при стационарном заводнении на участках НЗ месторождениях «N» региона удалось бы избежать большого снижение отборов жидкости в период реализации нестационарного заводнения, в таком случае эффективность от применения метода была бы выше за счет интенсификации отборов жидкости. Однако сокращение отборов воды приводит к логическому снижению затрат на подъем и утилизацию воды.

Процессы перераспределения градиентов давления и межпластовые перетоки, происходящие в период реализации нестационарного заводнения, усиливают эффективность адресных обработок потокоотклоняющими составами.

Выключение высокообводненных скважин или снижение объемов добываемой ими жидкости обуславливает рост пластового давления и перераспределение давления по площади залежи, вследствие чего происходит увеличение градиентов давления в области действующих скважин, и достигается увеличение объемов добываемой нефти и снижение обводненности скважинной продукции.

При мониторинге реализации НЗ отмечается низкая эффективность данного мероприятия на участке с горизонтальными скважинами. Снижение объемов закачки приводит к падению отборов жидкости в скважинах с горизонтальными стволами и к падению компенсации отборов закачкой. При проведении мероприятий по НЗ на участках с ГС необходимо строго выдерживать основные требования для эффективной реализации НЗ: «Объемы закачки воды должны выдерживаться на доциклическом уровне», путем увеличения приемистости в нагнетательных скважинах, работающих в период остановки скважин по программе НЗ. Влияние нестационарного воздействия на работу горизонтальных скважин недостаточно изучено и требует дальнейшего исследования и обобщения опыта.

ВНИИОЭНГ, 2004. – 215 с.