Технология периодической работы добывающих и нагнетательных скважин в противофазе

Технология периодической работы добывающих и нагнетательных скважин в противофазе

Несмотря на богатый опыт применения технологий нестационарного заводнения (НЗ) на нефтяных месторождениях бывшего СССР [1, 2, 3], для дальнейших исследований остается обширное поле проблем, связанных как с чисто теоретическими вопросами нестационарного воздействия, так и с задачами практического применения технологии.

Хорошо известно, что наиболее эффективными нестационарные методы являются для мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между прослоями [2], а также для трещиновато-пористых коллекторов [3]. Согласно данным ряда исследователей [2, 3], для эффективного применения циклического заводнения вязкость пластовой нефти должна быть в тех же пределах, что и при стационарном заводнении 0,4- 25,0 мПа×с. Однако имеются работы, показывающие эффективность применения НЗ на коллекторах высоковязкой нефти с вязкостью более 200 сПз [4-6]. Более благоприятными для нестационарных процессов являются газонасыщенные маловязкие нефти.

Опыт применения нестационарного заводнения на эксплуатационных объектах месторождения Кумколь (Республика Казахстан) продемонстрировал наличие ряда не решенных проблем. Основной вопрос заключается в правильном подборе параметров технологии НЗ – амплитуде и частоте периодического воздействия. Амплитуда воздействия в основном определяется возможностями системы ППД и способностями коллектора к поглощению больших объемов воды. Частота воздействия – более неопределенный параметр, зависящий от строения коллектора и от насыщения разнородными флюидами. Для условий месторождения Кумколь пустотное пространство коллектора имеет сложную многоуровневую структуру. В коллекторе есть поровые объемы с разной проницаемостью, высокопроницаемые слои, имеющие значительное распространение по площади залежей, фильтрационные каналы с очень высокой проницаемостью (трещины, суперколлектор). Кроме того, в коллекторе присутствуют сразу три фазы пластовых флюидов – нефть, вода, свободный газ. Все это создает неопределенность в задании частотных параметров технологии НЗ. В работах [7,8] мы рассмотрели вопросы, связанные с определением частоты воздействия на неоднородный коллектор при нестационарном воздействии.

Другой важный с точки зрения практического применения НЗ вопрос – это проблема применимости циклического воздействия при обводненности добываемой продукции близкой к предельным значениям (95-98% и выше). Все работы, посвященные циклическому воздействию не указывают прямо, при каких предельных значениях обводненности эффект от НЗ становится незначительным. Данный вопрос был рассмотрен нами в работе [8].

Следующий важный вопрос, применительно к месторождению Кумколь (и к другим месторождениям, находящимся в заключительной стадии разработки), это возможность применения при высокой обводненности добываемой продукции циклической работы добывающих и нагнетательных скважин в противофазе. Данный вопрос имеет не только технологический аспект, но и определяется экономическими соображениями [9].

Предлагаемая вниманию читателя работа посвящена вопросам возможности применения комплексной технологии, включающей в себя нестационарное воздействие со стороны нагнетательных скважин и периодическую эксплуатацию добывающих скважин.

Технология нестандартного заводнения.
Используемая модель.

Исследование выработки запасов нефти из продуктивного пласта при НЗ+ПЭ проделаем на математической модели трехфазной фильтрации. В качестве инструмента исследований используем пакет гидродинамического моделирования “Tempest-More” (Roxar) версии 6.7.1. [10].

Рассмотрим участок залежи размером 1000 Х 1000 Х 10 м (рисунок 1).

Рисунок 1. Куб текущей нефтенасыщенности неоднород-ного коллектора с расположе-нием скважин.

Нефтенасыщенность, д.ед.

Начальная нефтенасыщенность коллектора изменяется по разрезу пласта от S0=0.86 д.ед. в подошве до S0=0.87 в кровле. Начальные пластовые давление и температура – P0=11.6 МПа, T0=51°С. Плотность и вязкость воды в пластовых условиях составили 1.10 г/см3 и 0.83 сПз, соответственно. Плотность нефти в поверхностных условиях 0.800 г/см3. В пластовых условиях вязкость нефти 2.7 сПз, газосодержание 19 м3/м3. Давление насыщения нефти газом – 4.5 МПа. Относительные фазовые проницаемости представлены на рисунке 2.

Отметим, что описанные выше условия соответствуют реальному объекту – горизонту М1 месторождения Кумколь (Республика Казахстан).

Рисунок 2. Относительные фазовые проницаемости и капиллярное давление модельного пласта в системе «нефть-вода».

Участок залежи разбурен сеткой скважин с рядной схемой расположения нагнетательных и добывающих скважин. Среднее расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами изменяется от 320 до 450 м.

Технологические условия разработки участка залежи следующие. Все добывающие и нагнетательные скважины запускаются в работу одновременно. В скважинах перфорирована вся толща пласта. Для нагнетательных скважин установлен максимальный порог приемистости в 1000 м3/сут при максимально возможном забойном давлении 200 атм. В качестве регулирующего параметра задается условие 100% компенсации отборов жидкости закачкой воды. На работу добывающих скважин ограничения не накладываются.

Для всех рассмотренных вариантов задачи расчеты ведутся до достижения предельной обводненности добываемой продукции в 98%, после чего моделирование разработки участка прекращаются.

Дополнительным условием сопоставимости результатов является требование на совпадение динамик накопленных объемов закаченной воды для базовых и соответствующих вариантов с нестационарным заводнением. Данное требование позволило исключить влияние на результаты сопоставления эффектов значительного повышения (понижения) пластового давления при осуществлении нестационарного заводнения. Все указанные выше условия являются неизменными для всех рассмотренных ниже гидродинамических задач.

Исследование эффективности нестационарного воздействия проведем на примере послойно неоднородного по проницаемости коллектора с различными значениями коэффициента проницаемости низкопроницаемых слоев. В данной группе задач фиксировалось значение проницаемости высокопроницаемого слоя и изменялись значения низкопроницаемых слоев. Для сопоставления результатов, полученных при разных значениях коэффициента проницаемости коллектора, предположим, что пористость коллектора (а значит и геологические запасы нефти) одинакова для всех рассматриваемых ниже задач. Пористость коллектора составляет m=0.29 д.ед. Начальные геологические запасы нефти – 2611.6 тыс. м3.

Рисунок 3. Куб проницаемости послойно неоднородного по проницаемости коллектора. Коэффициент проницаемости высокопроницаемого слоя Kвп=2.0 мкм2, низкопроницаемых слоев – 0.05 мкм2.

В качестве модели неоднородного коллектора рассмотрен послойно неоднородный по проницаемости коллектор, состоящий из трех гидродинамически связанных слоев, в середине пласта расположен высокопроницаемый слой с фиксированным значением коэффициента проницаемости Kвп=2.0 мкм2. Сверху и снизу по разрезу расположены низкопроницаемые слои, проницаемость которых в зависимости от задачи меняется от 0.001 до 0.1 мкм2. Модель такого послойно неоднородного по проницаемости пласта изображена на рисунке 3. Отметим, что все слои имеют приблизительно равные толщины.

Рисунок 4. Динамики текущих показателей дебита нефти участка (а) и обводненности (б) для двух вариантов – базового и варианта с НЗ+ПЭ. Проницаемость низкопроницаемых слоев равна 0.01 мкм2.

Предположим, что при достижении обводненности в 95% система разработки участка залежи переходит в нестационарный режим работы, при этом сначала на 10 суток отключаются нагнетательные скважины участка при работающих добывающих скважинах, затем по истечении десяти суток нагнетательные скважины начинают закачку воды, а добывающие скважины останавливаются на следующие 10 суток. Затем цикл повторяется. По достижении 98 % все скважины останавливаются.

Была проведена серия численных экспериментов. При этом задавались следующие свойства коллектора: проницаемость высокопроницаемого слоя оставалась неизменной и равнялась 2.0 мкм2, проницаемость низкопроницаемых слоев принимала значения 0.10 мкм2, 0.05 мкм2, 0.01 мкм2 и 0.001 мкм2. «Стартовая» обводненность – 95%. Для каждой задачи рассматривались два варианта – базовый (стационарная работа скважин) и вариант с нестационарной работой скважин (циклическая закачка воды и периодические отборы жидкости в противофазе (НЗ+ПЭ)).

В качестве примера на рисунке 4 представлены динамики технологических показателей (дебит нефти участка и обводненность) для базового варианта и варианта НЗ+ПЭ в случае, когда проницаемость низкопроницаемых слоев равна 0.01 мкм2. Хорошо видно, что применение технологии НЗ+ПЭ позволяет существенно улучшить текущие показатели разработки – увеличивается дебит нефти и снижается обводненность добываемой продукции. Однако, необходимо помнить, что часть времени добывающие скважины простаивают, что может привести к снижению темпов отбора.

На рисунке 5 представлены изменения текущих технологических показателей разработки, связанные с применением на участке технологии НЗ+ПЭ. Для удобства просмотра точки, соответствующие остановкам добывающих скважин, убраны. Отметим, что мы рассматриваем относительное изменение дебита нефти участка, т.е. величина отклонения от базового варианта в долях базового варианта , где – текущий дебит нефти участка).

Рисунок 5. Относительные изменения дебита нефти (а) и абсолютное изменение обводненности (б) участка в результате применения НЗ+ПЭ на послойно неоднородный по проницаемости коллектор с разным значением проницаемости низкопроницаемых слоев.

Таким образом, применение НЗ+ПЭ позволяет существенно повысить эффективность нефтеизвлечения. В сравнении с рассмотренным в работе [8] нестационарным заводнением, эффект от совместного нестационарного воздействия в областях закачки и отборов более существенен. В максимуме дебит нефти возрастает в 8 раз (!), а обводненность снижается на 14%.

На рисунке 6 показана динамика относительного прироста за счет применения технологии НЗ+ПЭ накопленных отборов нефти (в долях от базового варианта) для разных значений проницаемости низкопроницаемых слоев. Видно, что максимальный прирост за счет применения НЗ (27.5%) наблюдается при минимальной из рассмотренного диапазона проницаемости низкопроницаемых слоев, а минимальный прирост (1.4%) – при максимальной. Здесь же на рисунке приведены относительные изменения накопленных отборов жидкости при применении НЗ+ПЭ. Видно, что применение технологии позволяет значительно сократить добычу жидкости – от 5 до 14% от значений базовых вариантов. С точки зрения экономики данная технология имеет преимущество перед остальными (больше нефти, меньше воды).

Таким образом, применение технологии НЗ+ПЭ позволяет не только дополнительно добыть нефть, но и сократить добычу попутной воды, что является немаловажным для условий современной разработки месторождения Кумколь.

Рисунок 6. Динамика относительных изменений накопленных отборов нефти (а) и жидкости (б), обусловленных применением нестационарного заводнения в сочетании с периодической работой добывающих скважин в противофазе, для разных значений проницаемости низкопроницаемых слоев.

Приведем выводы по применению нестационарного заводнения на залежи нефти с послойно неоднородным по проницаемости коллектором. В таблице 1 представлены итоговые результаты модельных расчетов.

Таблица 1. Результаты модельных расчетов технологических показателей вариантов разработки участка залежи нефти с послойно неоднородным по проницаемости коллектором (технология НЗ+ПЭ).

Итак, применение технологии НЗ+ПЭ на послойно неоднородных по проницаемости коллекторах с высоким показателем неоднородности позволяет существенно поднять нефтеотдачу пласта, при этом эффект достаточно быстро нарастает. Отметим, что также значительно снижаются отборы попутно добываемой воды. Даже на высокопроницаемых достаточно однородных по проницаемости коллекторах происходит снижение добычи жидкости на 5%, но при более скромном по величине технологическом эффекте по добыче нефти (1.3%). Зависимости конечного КИН от проницаемости низкопроницаемых слоев приведены на рисунке 7.

Рисунок 7. Зависимости КИН и прироста КИН за счет НЗ+ПЭ от проницаемости низкопроницаемых слоев неоднородного коллектора.

Представленные выше результаты гидродинамических расчетов показали, что нестационарное заводнение в сочетании с периодической работой добывающих скважин имеет положительную эффективность в коллекторах с большим диапазоном значений проницаемостной неоднородности. В процессе заводнения, как в области закачки, так и в области отбора, по разным причинам (проницаемостная неоднородность, гравитационное разделение фаз) образуется контактная поверхность между заводненной и нефтенасыщенной областями коллектора, которые имеют разные пьезопроводности. Нестационарное воздействие (НЗ+ПЭ) позволяет интенсифицировать обмен жидкостями между этими областями, что и обеспечивает положительный технологический эффект. Конечно, величина этого эффекта различна для неоднородных и сильно неоднородных по проницаемости коллекторов, т.е. значительно зависит от величины проницаемостной неоднородности.

Таким образом, применение циклической закачки воды с периодической эксплуатацией добывающих скважин в противофазе позволяет не только дополнительно добыть нефть, но и сократить добычу попутной воды, что является немаловажным для условий современной разработки месторождения Кумколь.

Результаты теоретических исследований были внедрены в качестве программы нестационарного воздействия на первом эксплуатационном объекте месторождения Кумколь.

Рекомендации по применению нестационарного заводнения с периодической работой добывающих скважин на месторождении Кумколь

Технология циклической эксплуатации добывающих скважин предназначена для повышения эффективности нефтедобычи в специфических условиях разработки залежей нефти с пониженным пластовым давлением и высокой обводненностью добываемой продукции. Кроме того, периодическое отключение и включение добывающих скважин с высокой обводненностью добываемой продукции позволит регулировать потоки закачиваемой воды по латерали и тем самым реализовать элементы технологии изменения направления фильтрационных потоков. Для залежей со сниженным в результате разработки пластовым давлением периодическая работа добывающих скважин позволяет частично восстановить пластовое давление (при наличии системы ППД) или уменьшить темпы его падения.

На рисунке 8 показано, что высокодебитные высокообводненные скважины участка НЗ № 2 первого объекта разработки месторождения Кумколь располагаются в непосредственной близости от нагнетательных скважин и, за редким исключением, в основном в области низкого пластового давления.

Рисунок 8. Фрагмент карты текущего поля пластового давления первого эксплуатационного объекта с действующим фондом нагнетательных и добывающих скважин в районе участка НЗ № 2. Красными крестами показано расположение скважин с высокой обводненностью (более 98 %)

Для того чтобы увязать периодическую работу добывающих и нагнетательных скважин, рекомендуется установить первоначальные периоды остановки добывающих скважин в 5 суток – это максимальное время восстановления давления на данном участке залежи (по данным ГДИС). В течение остановки скважин необходимо проводить ГДИС остановленных скважин методом КВД для определения радиуса контура дренирования скважины, коэффициента пьезопроводности и дальнейшего уточнения времени остановки добывающей скважины. Время работы добывающих скважин в цикле больше времени простоя (циклы не симметричные). Как было показано в [11], период работы добывающей скважины в цикле должен быть в 5…10 раз больше для получения оптимального эффекта. Однако в условиях сниженного давления можно установить отношение длительностей периодов работы/простоя равным 2.

Порядок применения технологии следующий. Цикл начинается с отключения (или снижения расхода закачиваемой воды в зимнее время) западного ряда нагнетательных скважин. При этом останавливают добывающие скважины второй группы 2184, 1078, 1070. В течение пяти суток работают нагнетательные скважины восточного рядов (первая фаза). По истечении пяти суток включаются нагнетательные скважины западного ряда (или увеличивают суточный расход воды в зимнее время) и отключаются нагнетательные скважины восточного ряда участка (или снижают расход закачиваемой воды в зимнее время). При этом вводятся в эксплуатацию добывающие скважины второй группы (2184, 1078, 1070) и отключаются добывающие скважины первой группы (1084, 2179, 2145). В течение последующих пяти суток работают нагнетательные скважины западного ряда (вторая фаза). По истечении пяти суток включаются нагнетательные скважины восточного ряда и отключаются нагнетательные скважины западного ряда участка. При этом вводятся в эксплуатацию добывающие скважины первой группы (1084, 2179, 2145). В течение последующих пяти суток работают нагнетательные скважины восточного ряда и все добывающие скважины участка (третья фаза). Затем фазы циклически повторяются.

Первая и вторая фазы цикла показаны на рисунке 9.

Рисунок 9. Первая (а) и вторая (б) фазы цикла комбинированной технологии НЗ (участок НЗ № 2 первого эксплуатационного объекта)

Оценка технологического эффекта предлагаемой технологии циклического воздействия проводилась на основе расчетов на гидродинамической модели залежи. Сопоставление велось с базовым вариантом разработки участка, не предусматривающим каких-либо изменений в системе разработки участка. Рассмотрено несколько вариантов применения нестационарного воздействия: первый вариант – применяемая в настоящее время технология нестационарного воздействия (НЗ+ИНФП, переход на стационарную закачку в зимнее время), второй вариант – круглогодичное нестационарное заводнение (НЗ+ИНФП, периодическое ограничение закачки в зимнее время), третий вариант предусматривает циклическую закачку воды рядами нагнетательных скважин с периодической эксплуатацией добывающих скважин по группам. При расчетах учитывался переход на «зимний» режим циклической закачки воды в зимний период.

Произведен расчет динамики месячной добычи нефти для третьего варианта нестационарного воздействия. В таблице 2 приведены динамики добычи нефти и обводненности по базовому варианту и вариантам с нестационарным воздействием. За расчетный период дополнительная добыча нефти за счет применения НЗ по третьему

варианту (НЗ + «зимний режим» + ЦЭДС) составит 8.9 тыс. т. При этом добыча жидкости снижается на 659 тыс. т.

Необходимо отметить, что существенным вкладом в эффект от НЗ по третьему варианту является сокращение объемов добываемой жидкости, что позволит поднять пластовое давление на участке.

В заключении необходимо отметить, что циклическая эксплуатация добывающих скважин предусматривает периодическое отключение насосного оборудования, что снижает безаварийный срок работы скважины.

Выводы:

Таким образом, для повышения технико-экономического эффекта от применения технологии нестационарного воздействия, при высокой обводненности скважин необходимо использовать чередующиеся закачку и отборы. Теоретические исследования указывают на высокий потенциал данной технологии. В качестве одного из направлений совершенствования применяемой на месторождении Кумколь технологии НЗ было предложено перейти к третьему этапу применения НЗ с периодической работой добывающих скважин.

В качестве первоочередных рекомендаций по переводу части высокообводненных добывающих скважин в периодический режим работы предложено 6 скважин. При этом периоды работы/остановки добывающих скважин были увязаны с циклическим режимом закачки в нагнетательные скважины участка. По предложенному варианту за расчетный период технологический эффект составит 8.9 тыс. т дополнительно добытой нефти. При этом добыча жидкости снижается на 659 тыс. т.

Литература:

1. Владимиров, И. В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы) / И. В. Владимиров. – М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2004. – 216 с.

2. Гавура, В. Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений/ В. Е. Гавура. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 496 с.

3. Муслимов, Р. Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: учебн. пособие / Р. Х. Муслимов. – Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2002. – 596 с.

4. Владимиров, И. В. Теоретическое исследование применения нестационарного заводнения в различных геолого-технологических условиях разработки залежей высоковязкой нефти/ И. В. Владимиров, Э. М. Велиев, Э. М. Альмухаметова, Р.Р. Варисова, Н. Х. Габдрахманов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР. – Уфа, 2014. – Вып. 3 (97). – С. 33-44.

5. Владимиров, И. В. Применение нестационарного заводнения на залежах высоковязкой нефти с коллектором двойной проницаемости. Теория / И. В. Владимиров, Э. М. Велиев, Э. М. Альмухаметова, Д. Т. Абилхаиров // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР. – Уфа, 2014. – Вып. 4 (98). – С. 16-25.

6. Владимиров, И. В. Опыт применения технологий нестационарного заводнения на залежах высоковязкой нефти месторождения Северные Бузачи / И. В. Владимиров, О. Н. Пичугин, А. В. Горшков // Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ, 2013. – № 11. – С. 46-52.

7. Велиев, Э. М. Исследование зависимости эффективности технологии нестационарного заводнения от продолжительности полупериода работы/простоя нагнетательных скважин в цикле при разработке высокопродуктивных неоднородных коллекторов маловязкой нефти / Э. М. Велиев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР. – Уфа, 2015. – Вып. 2 (100). – С. 46-56.

8. Владимиров, И. В. Исследование зависимости эффективности технологии нестационарного заводнения от «стартовой» обводненности и продолжительности полупериода работы/простоя нагнетательных скважин в цикле при разработке высокопродуктивных неоднородных коллекторов маловязкой нефти / И.В.Владимиров, Э. М. Велиев // Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ, 2015. – № 11. – 2015. – С. 47-55.

9. Владимиров, И. В. Выбор оптимальной технологии повышения нефтеотдачи при разработке залежей высоковязкой нефти на основе экономического анализа / И. В. Владимиров, А. И. Хисаева, Э. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: Матер. XIV Междунар. научн.-практ. конф. 23 октября 2014 г. – Уфа, 2014. – С. 62-63.

10. MORE 6.7 Technical Reference. ROXAR. 2011. – 152 p.

11. Манапов, Т. Ф. Оптимизация и мониторинг разработки нефтяных месторождений / Т. Ф. Манапов. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. – 296 с.

Авторы: