Значительное количество нефтяных месторождений в РФ на сегодняшний день находится на 3-4 стадиях разработки. Часть из этой группы месторождений характеризуется повышенной обводненностью, существенно опережающей отборы от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). При этом ряд месторождений имеют еще и повышенную вязкость нефти. В частности, только к деятельности компаний Волго-Уральской провинции к такой категории относится более 10 млн т остаточных извлекаемых запасов, для эффективной выработки которых не достаточно традиционных подходов.
Одной из ключевых причин опережающей обводненности пластов с повышенной вязкостью нефти является высокий коэффициент мобильности. Под коэффициентом мобильности (М) понимается отношение вязкости нефти к вязкости закачиваемой воды. Чем выше коэффициент мобильности, тем большие темпы роста обводненности, что в свою очередь влияет на коэффициент охвата и эффективность выработки [1].
Цель исследования: изучить вопрос эффективности применения нестационарного заводнения (НЗ), как одного из гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, в условиях повышенной вязкости нефти.
Материалы и методы исследования
Термин НЗ в отечественной литературе зачастую является обобщающим и подразумевает циклическое заводнение (ЦЗ), основанное на периодическом изменении режимов нагнетания, вплоть до полной остановки закачки. В рамках настоящей статьи будем понимать тождественность НЗ и ЦЗ.
Циклическая закачка на текущий момент распространена во всём мире [2]. Одним из первых наших соотечественников, отметивших возможную перспективность метода, был профессор М.Л. Сургучев. Ещё в середине XX в. он обратил внимание, что нестационарное заводнение (ввиду климатических условий) положительно влияет на динамику обводненности, благодаря пропитке высокопроницаемых пропластков [3]. Метод циклической закачки развивается и за рубежом, если рассматривать РФ, то в условиях повышенной вязкости подобные решения применялись на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», где внедрялась циклическая закачка на объектах башкирского яруса среднего карбона с вязкостью нефти до 150 мПа*с.
Для повышенной вязкости нефти, профиль вытеснения в немалой степени осложняется еще и неоднородностью по проницаемости отдельных слоев. Даже незначительная разница проницаемости в пропластках отчетливо влияет на равномерность продвижения фронта вытеснения [4]. Данный факт становится причиной частых прорывов воды от нагнетательных скважин. Циклическая закачка позволяет в большей степени задействовать вязкостные, гравитационные и капиллярные силы пласта. То есть в период остановки нагнетательной скважины происходит пропитка высокопроницаемых пропластков нефтью из низкопроницаемых, а в период восстановления нагнетания – вытеснение нефти и, соответственно, снижение обводненности. Одним из преимуществ данного метода, безусловно, является низкозатратность, так как реализация циклического заводнения на месторождениях с уже сформированной системой поддержания пластового давления (ППД) не требует уникального оборудования.
В связи с тем, что опыт применения НЗ на таких пластах невелик, авторы проанализировали физику процесса, исключив погрешности, вносимые реальными объектами разработки. Для оценки метода циклической закачки в условиях пласта с повышенной вязкостью нефти была создана синтетическая модель, состоящая из пяти связанных пропластков с проницаемостями 50, 60, 70, 80 и 100 мД – типичными для рассматриваемых пластов региона [5]. Проницаемость по площади принята однородной (рис. 1).
Рис. 1. Распределение проницаемости по пропласткам на модели
Для оценки влияния реологических свойств нефти рассматривались два случая: с вязкостью нефти 1 мПа*с (М = 1) и 30 мПа*с (М = 30). В обеих моделях приемистость была задана, исходя из целевой компенсации 100 %, расстояние между скважинами 250 м. Расчёты подтвердили представления о неравномерности фронта вытеснения в связи с повышенной вязкостью нефти. Так, при коэффициенте мобильности М = 1 через 10 месяцев обводненность составила не более 2 % (рис. 2), а в модели при М = 30 через те же 10 месяцев обводненность превысила 44 % (рис. 3).
Рис. 2. Распределение насыщенности в условиях вязкости нефти (1 мПа*с, М = 1) через 10 месяцев заводнения
Рис. 3. Распределение насыщенности в условиях повышенной вязкости нефти (30 мПа*с, М = 30) через 10 месяцев заводнения
Результаты исследования и их обсуждение
Стационарное заводнение привело к преждевременному языковому обводнению в связи с высоким коэффициентом мобильности. При этом при расчетах до предельной обводненности 98 % КИН в модели с М = 1 составил 0,546, а в модели с М = 30 только 0,443.
Далее, на рассматриваемых моделях следовала серия расчетов определения оптимального цикла закачки и простоя (остановки) нагнетательной скважины в диапазоне от 0,5 сут. до 45 сут.
По итогам расчетов выбраны наиболее эффективные периоды закачки/остановки – 14 суток/14 суток. На рис. 4 приведены результаты расчетов на модели с М = 30 на стадии зрелой выработки (обводненность около 80 %) и результаты через 14 суток после остановки нагнетания. Расчеты показали выравнивание фронта вытеснения нагнетаемой водой, что связано с интенсификацией перетоков между низко- и высокопроницаемыми зонами пласта. Данное явление происходит за счёт перераспределения пластового давления, а также влияния капиллярных и гравитационных сил.
Рис. 4. Процесс перераспределения нефти в пласте
Расчет практического применения вышеописанного метода проведен на реальном месторождении – терригенный пласт нефтяного месторождения Х Волго-Уральского региона.
Основной проблемой разработки рассматриваемого пласта является опережающая выработку обводнённость (текущие отборы от НИЗ 49 % при обводнённости 92 %). Вязкость нефти пласта – 25,5 мПа*с, что относится к категории пластов с повышенной вязкостью в соответствии с российской классификацией запасов.
Расчёт проведен по трём участкам, которые были определены на основе анализа остаточных извлекаемых запасов (рис. 5), преждевременного обводнения добывающих скважин, неравномерности профилей притока и приемистости. Выбранные участки характеризуются неравномерной выработкой по разрезу, образованием застойных зон не вырабатываемой нефти. В качестве примера, по участку № 1, приведен разрез текущей нефтенасыщенности на 01.06.2016 из гидродинамической модели (ГДМ) (рис. 6).
Рис 5. Карта текущих отборов на структуре остаточных нефтенасыщенных толщин
Рис. 6. Разрез из гидродинамической модели
Многовариантные расчеты на гидродинамической модели позволили выбрать наиболее эффективные уровни закачки и периоды циклики для каждого анализируемого участка. Сравнение проводилось по дополнительной добыче нефти относительно базового варианта, в котором приёмистость принималась из расчёта среднегодовых показателей за 2016 г. Ввиду особенности климатических условий необходима реализация НЗ без остановок нагнетательного фонда. При этом в вариантах с ЦЗ приёмистость варьировалась в большую и меньшую стороны, по сравнению с базовым вариантом (табл. 1), а под циклами понимается длительность изменения режима. Расчеты проведены на период прогноза один год.
Таблица 1
Режимы нагнетательных скважин по участкам
|
Участок/ скважина |
Базовый режим (приемистость), м3/сут |
Режим 1 (приемистость), м3/сут |
Режим 2 (приемистость), м3/сут |
|
1 (N1) |
250 |
450 |
150 |
|
2 (N2) |
320 |
320 |
50 |
|
3 (N3) |
70 |
150 |
50 |
Таблица 2
Сравнение накопленных показателей за прогнозный год
|
Участок |
Вариант |
Накопленная добыча жидкости, тыс. т |
Накопленная добыча нефти, тыс. т |
Накопленная добыча воды, тыс. т |
Накопленная закачка, тыс. м3 |
Период увеличения/ограничения закачки, сут |
Доп. добыча нефти абс/отн., тыс. т / % |
Сокращение добычи воды абс/отн., тыс. т / % |
Снижение обводненности, % |
|
1 |
Базовый |
212,4 |
8,2 |
204,2 |
91,3 |
– |
– |
– |
– |
|
Цикл. воздействие |
201,8 |
11,5 |
190,3 |
109,5 |
15/15 |
3,3/40,2 |
13,9 / 6,8 |
1,84 |
|
|
2 |
Базовый |
372,0 |
23,4 |
348,6 |
116,9 |
– |
– |
– |
– |
|
Цикл. воздействие |
345,9 |
27,9 |
318,0 |
67,5 |
11/11 |
4,5/19,2 |
30,6 / 8,8 |
1,78 |
|
|
3 |
Базовый |
31,7 |
10,8 |
20,9 |
25,6 |
– |
– |
– |
– |
|
Цикл. воздействие |
29,0 |
13,5 |
15,5 |
36,5 |
9/7 |
2,7/25,0 |
5,4 / 25,8 |
12,48 |
|
|
Дополнительная добыча нефти за прогнозный год абс/отн., тыс. т / % |
10,5 / 24,8 |
49,9 / 8,7 |
2,3 |
||||||
Суммарный эффект по рассмотренным участкам составил 10,5 тыс. т нефти или 8,7 % (табл. 2). Согласно анализу выработки запасов, прирост добычи нефти связан именно с вовлечением застойных зон в разработку, что свидетельствует об увеличении коэффициента нефтеотдачи. Также отмечается снижение добычи воды на 49.9 тыс. т, т.е. эксплуатационных затрат (табл. 2). Обводненность снизилась на 2,3 %.
Заключение
Таким образом, для месторождений с повышенной вязкостью нефти, находящихся на 3–4 стадиях разработки, циклическое заводнение может являться одним из доступных инструментов для увеличения нефтеотдачи.
Выводы
1. В условиях пластов с повышенной вязкостью нефти стационарное заводнение может являться одной из причин преждевременного языкообразного обводнения.
2. Циклическая закачка позволяет снизить обводненность продукции, добычу воды и, как следствие, эксплуатационные затраты.
3. Благодаря низкозатратности и простоте реализации, нестационарное заводнение, как способ увеличения нефтеотдачи на месторождениях с повышенной вязкостью, является одним из оптимальных решений, позволяющих увеличить конечную нефтеотдачу.