ПРОБЛЕМЫ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С РЕЗКОЙ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ НЕОДНОРОДНОСТЬЮ

PROBLEMS OF PRODUCING OIL RESERVES IN FIELDS WITH SHARP FILTERING INHOMOGENEITY

Еще в СССР, а в будущем и в России заводнение считалось первичным методом воздействия на залежь, в отличие от зарубежного опыта, где на ранних этапах ведется разработка месторождения на естественном режиме и когда пластовая энергия истощается, реализуется воздействие на залежь через закачку воды. В США этот термин называют затоплением. Целью затопления не является преследование высоких дебитов жидкости, вода закачивается на уровне отборов нефти, что обеспечивает неизменный фронт вытеснения нефти к добывающим скважинам.

          Еще в прошлом веке основная часть крупных месторождений Западной Сибири находилась на стадии увеличивающейся добычи нефти. Без эффективных механизированных способов добычи НГДУ пытались продлить фонтанный период добычи нефти. И поэтому на месторождениях формировались системы воздействия, направленные на поддержание пластового давления для создания репрессии, необходимой для увеличения времени фонтанной добычи нефти. Это мнение сильно закрепилось в умах нефтяников, что термин «система ППД» стал употребляться наравне термином «система воздействия» хотя смысл этих понятий несколько отличается. Воздействия на пласт заводнением подразумевает закачку воды на уровне, компенсирующим отборы жидкостью, когда как для создания фонтанных притоков нефти требовались объёмы закачанной воды, превышающие отборы жидкости на 30-50 %.

          Ранее предполагалось, что внедрение внутри контурного заводнения с начала разработки не только увеличит темпы добычи, но и продлит фонтанный период до окончания разработки, а как же увеличить КИН, однако эти завышенные ожидания в отношении заводнения в большинстве своем не оправданы.

          Отсутствие газлифтного способа добычи стало одной и причин низкого текущего коэффициента нефтеизвлечения на Варьеганском и Талинском месторождениях. Нефть здесь легкая с большим газосодержанием 200-350 нм3/т. Вдобавок на Талинском месторождении начальное давление на 10-15 к/см2 ниже гидростатического, а давление насыщения ниже пластового на 40 кг/см2, так что работа механизированного фонда осложнялась высокими газовыми факторами, что обусловило сокращение межремонтного периода работы погружною электроцентробежного оборудования. Попытка поднять давление закачкой воды привела к ее прорывам, в том числе и по каналам с низким фильтрационным сопротивлением.

          В результате - низкий КИН при высокой обводненности продукции 90-95%.

          Наряду с повышением пластового давления следует обратить внимание на еще один усугубляющий фактор. Соотношение числа нагнетательных и добывающих скважин с превышением первых над вторыми может значительно снизить эффективность разработки, привести к быстрой обводненности и, как следствие, к снижению КИН.

          Особую опасность в этом плане вызывают очаговые системы, в которых на 10-12 добывающих приходится одна нагнетательная. Ясно, чтобы достичь баланса закачки и отбора в этих условиях придется увеличивать давление нагнетания, а это может привести к образованию высокопроницаемых каналов.

          В последнее время на территории Западной Сибири в разработку стали вводится месторождения со сложным геологическим строением, обусловленным резкой изменчивостью и неоднородностью по площади н разрезу. Опыт разработки таких месторождений невелик. Однако в условиях высокой фильтрационной неоднородности коллекторов использование систем воздействия с жестководонапорным режимом разработки при компенсации отборов жидкости закачкой воды свыше 100%, возможно, будет затруднено и низкоэффективно.

          Одним из месторождений, залежи нефти которого приурочены к коллекторам с резкой фильтрационной неоднородностью, является Песчаное месторождение. В геологическом отношении оно приурочено к двум локальным поднятиям, расположенным в Красноленинском нефтегазоносном районе.

          Основные запасы нефти месторождения находятся в залежах, приуроченных к пластам ЮК2-3 и ЮК4 тюменской свиты.

          Пласты ЮК2-3 и ЮК4 - имеют приблизительно одинаковые фильтрационно-емкостные свойства: низкая пористость 16% и проницаемость (по керновым исследованиям) порядка 4-8 мд обусловливают низкую начальную нефтенасыщенность на уровне 0.52-0.54 дед. Коэффициент песчанистости разреза варьирует в пределах 0.26-0.29 д.ед., коэффициент расчлененности - 5.8-6.3 д.ед. Все это предопределяет высокую геологическую и гидродинамическую неоднородность.

          Для анализа эффективности формирующейся на месторождении системы воздействия был оценен материальный баланс отборов и закачки без учета‚ притока жидкости из-за контура, при этом коэффициент полезного действия закачиваемой воды составил 0.6. То сеть, на Песчаном месторождении при реализации запроектированной системы воздействия в условиях пластов, осложненных дизъюнктивными нарушениями и некачественным креплением скважин, около 40% закачиваемой воды расходуется непроизводительно. Сопоставляя это значение с данными, полученными во время проведения трассерных исследований в 2003 году (7.5-15%), можно говорить о том, что объемы непроизводительной закачки воды с 2003 по 2005 годы выросли на 20-25%.

          Таким образом, чрезмерная закачка воды, осуществляющаяся на месторождении с 2003г., не только не способствует эффективной выработке запасов, но и приводит к формированию «магистральных» каналов бесполезной циркуляции закачиваемой воды.

          При освещении этих проблем на заседании территориального отделения Центральной Комиссии по разработке ХМАО было отмечено, что методические основы разработки подобных залежей нефти в терригенных коллекторах, характеризующихся наличием двойных сред с резкой зональной и вертикальной неоднородностью, отсутствуют, а технологические решения по извлечению углеводородов требуют научного обоснования. К подобным объектам можно отнести месторождения Шаимского района - Лазаревское, Ловинское, Филипповское, Шушминское, а также Ершовое, Хохряковское, Омбинское, Западно-Асомкинское и ряд других месторождений Среднего Приобья.

          Поиск и обоснование принципиальных технологических решений, позволяющих повысить эффективность выработки запасов из пластов с двойной средой, является важной задачей отраслевого масштаба. При этом анализ опыта разработки подобных объектов будет основным аргументом.

 

Литература

  1. Коровин К.В., Копытов А.Г., Севастьянов А.А.. Влияние геологических и технологических факторов на величину дренируемых запасов. IV научно=практическая конференция молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли ХМАО: Сборник тезисов докладов. – Уфа: КогалымНИПИнефть, 2003.-с. 106-109.
  2. Лысенко В.Д. Когда режим истощения лучше режима заводнения. //Нефтяная и газовая промышленность. Геология, геофизика и разработка месторождений. - 1994. - №11. – с. 46-49.
  3. Медведский Р.И., Севастьянов А.А., Коровин К.В. Прогнозирование выработки запасов из пластов с двойной средой // Вестник недропользователя ХМАО. – Тюмень. – 2005. - №15. – С. 49-53.