Выбор способа заводнения при разработке месторождений высоковязкой нефти

Обоснование эффективности системы разработки для условий продуктивного пласта ПК^Западно-Мессояхскогоместорождения является одной из наиболее сложных задач. Выбор вариантов разработки необходимо проводить с учетом следующих условий: состояния изученности геологического строения объектов, фильтрационно-емкостных свойств пластов, физико-химических характеристик пластовых жидкостей, режимов работы пластов и скважин, сложившейся системы разработки, результатов анализа разработки, степени выработанности и структуры остаточных запасов нефти, опыта разработки залежей со сходными характеристиками, наличия агентов воздействия для реализации проектируемой системы, максимально возможного охвата воздействием пластов и т.д. [1, 2, 6].

Наиболее рациональным при размещении скважин на начальном этапе разработки является принцип, по которому геометрия первоначальной сетки выбира- ется равномерной для всей площади залежи. Дальнейшее решение об увеличении или уменьшении ее интенсивности на отдельных участках залежи будет приниматься по мере выявления и уточнения геологофизических особенностей продуктивных пластов. Равномерное по площади распределение добывающих и нагнетательных скважин обеспечивает «рассредоточенную» по площади систему воздействия на пласт; обеспечивается высокий коэффициент охвата в случае высокой зональной неоднородности пласта.

Исходя из целей и задач проектирования и моделирования высоковязких нефтей с применением опций теплового заводнения применен общераспространенный подход в практике построения детальных секторных моделей, детальный анализ характерных участков. Выбор базового варианта разработки Западно - Мессо-яхского месторождения на начальном этапе, соответствующем нечеткому представлению о геологическом строении пласта ПК1-3, физико-гидродинамических характеристиках продуктивных коллекторов и пластовых флюидов, процессах вытеснения, работе скважинного оборудования в пластовых условиях и в зоне многолетнемерзлых пород (ММП) следует осуществлять, исходя из следующих основных принципов. Предлагаемые технологические решения должны: 1) максимально использовать накопленные геологические, промысловые и лабораторные данные, относящиеся как к Мессояхским месторождениям, так и к их наиболее близким аналогам; 2) минимизировать эксплуатационные риски; 3) обеспечить эволюционный принцип разработки на основе уточнения геологических данных, мониторинга разработки, анализа результатов лабораторных исследований и опытно-промышленных работ (ОПР); 4) основываться на методах добычи нефти, имеющих минимальные ограничения к применению, или использующих принципы саморегулирования. При анализе данных и выборе системы разработки необходимо учитывать особенности течения, фазового поведения и взаимодействия с породой вязких нефтей, приводящие в целом ряде случаев к противоречиям с логикой разработки месторождений легких нефтей [3, 4, 8].

К таким особенностям, прежде всего, относятся: 1) развитие неустойчивостей вытеснения; 2) гетерогенность и изменчивость смачивания, обусловленная процессами адсорбции-десорбции на горной породе асфальтенов; 3) выделение растворенного газа при падении пластового давления (в силу насыщенности нефти при пластовом давлении); 4) сильная зависимость вязкости нефти от газосодержания; 5) вертикальная и латеральная вариабельность состава и свойств нефти на коротких расстояниях внутри коллектора; 6) сильное (за счет вязких сил) взаимодействие текущей нефти с породой и образование коллоидно-взвешенных частиц (КВЧ); 7) повышенная устойчивость дисперсных компонентов вязкой нефти к агрегации и коалесценции. Указанные особенности поведения вязкой нефти дополняются и усиливаются особенностями геологического строения и исходного фазового состояния флюидов пласта ПК1-3 ЗММ: 1) наличием газовой шапки и подстилающей подошвенной воды; 2) пониженной начальной нефтенасыщенно- стью (соответственно повышенной начальной водона-сыщенностью); 3) малыми нефтенасыщенными толщинами; 4) высокой расчлененностью; 5) низкой пластовой температурой [5, 7, 9].

Используемая для выбора способов разработки пласта ПК1-3 информация о физико - гидродинамических характеристиках продуктивных коллекторов и пластовых флюидов, процессах вытеснения, полученная в результате лабораторных исследований на керновом материале, должна сопоставляться с информацией, полученной в результате промысловых исследований и испытаний. Последнее необходимо в силу: 1) чувствительности характеристик фильтрации и вытеснения вязкой нефти к состоянию коллектора, составу, фазовому поведению пластовых флюидов и нестационарным процессам в пласте, которые не воспроизводятся с достаточной полнотой в лабораторных исследованиях; 2) влияния на процесс вытеснения исходной вариабельности состава и свойств нефти по коллектору; 3) крупномасштабных особенностей коллектора (трещиноватости, неоднородности, анизотропии, структуры ВНК и т.п.).

Следует учитывать гидрогеологические, геокриологические, климатические, инфраструктурные, экономические и другие ограничения для реализации выбираемого сценария разработки. Выбор агента вытеснения, согласно общепринятому подходу, следует проводить, исходя из физико-гидродинамических и физико-химических свойств коллекторов и флюидов (как исходно насыщающих породу, так и закачиваемых в пласт). В идеальном случае для выбора эффективного агента вытеснения необходимо как минимум иметь: 1) прямые лабораторные данные по вытеснению водой и рассматриваемым агентом нефти при пластовых термобарических условиях из протяженных естественных кернов месторождения, желательно на параллельных колонках с образцами, воспроизводящими в среднем неоднородность структуры пласта; 2) промысловые данные по вытеснению нефти водой, позволяющие скорректировать фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллектора, утраченные при отборе кернов, а также выявить крупномасштабные особенности коллектора (трещиноватость, неоднородности, анизотропию, структуру ВНК и т.п.), которые сложно или невозможно изучить на керновом материале. Следовательно, как совокупность принципов выбора сценария разработки месторождения вязкой нефти на начальном этапе, так и методология выбора наиболее эффективных агентов вытеснения вязкой нефти приводят к выбору заводнения как стартового метода разработки пласта ПК1-3 ЗММ. При этом, продолжительность заводнения и его технологические параметры (температура и химический состав закачиваемой в пласт воды, размещение и тип скважин, динамика заводнения и т.п.) определяются как исходными геолого - физическими данными и гидродинамическими расчетами на их основе, так и получаемыми в процессе эксплуатации новыми геолого-физическими данными, а также текущими показателями разработки месторождения [911].

Заводнение как стартовый способ разработки месторождений вязкой нефти может быть вполне эффек- тивен на начальной стадии эксплуатации. Его особенностью является длительное извлечение нефти до конечного КИН 15-50% (в зависимости от вязкости нефти) при высокой обводненности продукции после прорыва воды в скважины. При вязкости нефти порядка 100 сП, характерной для Мессояхских месторождений, достижимый конечный КИН может составлять 30-40%. Однако длительная эксплуатация месторождения при высоких уровнях обводненности в условиях падающей добычи нефти экономически не всегда целесообразна. При плотности нагнетательных скважин 1/10 га, их приемистости порядка 100 м3/сут., эффективной нефтенасыщенной толщине пласта 10 м и пористости 30% соответствующий период разработки с учетом динамики разбуривания месторождения составляет 10-15 лет. Вероятность успешности заводнения определяется величиной вязкости нефти и параметрами системы заводнения.

По международной классификации величина вязкости 100 сП соответствует границе между вязкими нефтями (нефтями средней вязкости) и высоковязкими нефтями. Таким образом, нефть Мессояхского месторождения при начальных пластовых условиях относятся к нефтям средней вязкости и на начальном этапе эффективно разрабатываться заводнением при адекватном выборе системы разработки. Адекватный выбор системы разработки включает: 1) плотную сетку скважин и их оптимальное размещение; 2) достаточную приемистость нагнетательных скважин; 3) полную компенсацию отбора жидкости; 4) функциональную систему поддержания пластового давления; 5) гибкость динамики заводнения.

Уплотнение сетки скважин компенсирует в определенной мере влияние повышенной вязкости, однако уплотнение ограничено как технологическими, так и, прежде всего, экономическими причинами. Выбирая для ЗММ приемлемый КИН на начальной стадии разработки на уровне 25% к моменту окончания периода эффективности заводнения, определенного выше как 1-1,5 поровых объема коллектора, находим из рис., что при характерной для ЗММ вязкости нефти порядка 100 сП требуемое межскважинное расстояние составляет 200-300 м. Развитием метода заводнения для месторождений вязких нефтей является заводнение горячей водой (горячее заводнение). Основной механизм увеличения нефтеотдачи при горячем заводнении состоит в снижении вязкости нефти и уменьшении остаточной нефтенасыщенности. В предположении, что время достижения тепловым фронтом добывающих скважин меньше или сравнимо с определенным выше периодом эффективности холодного заводнения. Принимая для оценки уменьшение вязкости нефти ЗММ со 100 сП до 20-30 сП, определяем, что достижимый рост КИН в период эффективности при горячем заводнении может составить 5-10%.

Основная проблема горячего заводнения состоит в существенном отставании теплового фронта от фронта вытеснения нефти водой, так что к моменту разогрева пластовых флюидов период эффективности заводнения уже завершен даже для нового, более низкого значения вязкости нефти. Для пласта ПК1-3 ЗММ проблема отставания теплового фронта усугубляется в силу: 1) малых нефтенасыщенных толщин; 2) мощного подстилающего водоносного горизонта; 3) повышенной начальной водонасыщенности коллектора; 4) низкой пластовой температуры. С учетом относительно небольшого снижения вязкости нефти ЗММ при температуре горячей воды (100–200 °C) эффективность горячего заводнения пласта ПК1-3 должна определяться для каждого конкретного участка месторождения с использованием гидродинамического моделирования.

Суммируя вышеизложенное, заключаем, что выбор в качестве агента вытеснения на начальном этапе разработки воды с температурой на забое нагнетательных скважин не ниже пластовой с применением методов гидродинамического и физико-химического регулирования течения флюидов, а на более позднем этапе разработки – растворов полимеров, щелочей или иных композиций является обоснованным. В качестве расчетных вариантов для проекта пробной эксплуатации следует выбрать заводнение пласта пилотного участка: 1) водой с пластовой температурой; 2) горячей водой с температурой 150°C; 3) полимерное заводнение с вязкостью раствора полимера 10 сП или более. Расчеты вариантов полимерного заводнения следует в полном объеме провести повторно на этапе ОПР после уточнения геологического строения пласта ПК1-3, физико-гидродинамических характеристик коллекторов и пластовых флюидов на пилотном участке.