ПОДБОР УЧАСТКОВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ Н

Метод циклического заводнения с переменой направления фильтрационных потоков жидкости позволяет более эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений, снижать обводненность добываемой добычи продукции или уменьшать темпы ее роста, повышать текущую и конечную нефтеотдачу пластов: на стадии разработки с обводненностью продукции до 60 % на 7 - 8 %, при обводненности от 60 до 80 % на 4 - 6 %, на завершающих стадиях разработки с обводненностью выше 90 % – на 1 - 3 %.

Раннее на месторождении Н мероприятия по циклическому заводнению не проводились. На рисунке 1 представлена карта плотности остаточных запасов. На карте выделено шесть перспективных участков проведения нестационарного заводнения с наличием высоких остаточных запасов и разнопроницаемых зон.

 Для выделенных участков составлена программа по проведению нестационарного заводнения на 2 года (таблица 1).

 

Рисунок 1 - Карта плотности текущих подвижных извлекаемых запасов

Таблица 1 – Проектная программа работ нестационарного заводнения

Год

Номер участка на карте

Полуцикл

Количество скважин для проведения нестационарного воздействия

Длительность полуцикла, сут

Прогноз доп.  добычи от НЗ, т

1

1

1

3

36

480

2

3

2

1

7

40

1000

2

7

3

1

6

55

720

2

7

2

4

1

7

42

1120

2

7

5

1

5

47

720

2

4

6

1

6

33

880

2

5

Для учёта связности и других параметров, благоприятствующих эффективности циклического заводнения, строится карта распределения комплексного параметра Fco (комплексный коэффициент геологической благоприятности для циклического заводнения), рассчитываемого по каждой скважине (рисунок 2).

Полуциклы остановки нагнетательных скважин по объекту месторождения Н рассчитаны на четырёхслойной геолого-статистической модели с учётом пьезопроводности низкопроницаемого связанного пропластка, расчёты представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Расчет полуцикла по данным четырёхслойной геолого-статистической модели

Номер участка карте

Категория пропластка

K, мД

H, м

m, д.ед

S, д.ед

1

Низкопроницаемый связный

8.58

1.19

0.15

0.54

Низкопроницаемый изолированный

3.30

4.40

0.14

0.55

Высокопроницаемый изолированный

23.08

4.59

0.19

0.67

Высокопроницаемый связный

31.82

1.21

0.18

0.64

0.05

пьезопроводность расчетная

550

расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами

36

продолжительность полуцикла в сутках

2

Низкопроницаемый связный

5.65

3.53

0.16

0.65

Низкопроницаемый изолированный

5.55

8.21

0.16

0.67

Высокопроницаемый изолированный

24.37

3.89

0.18

0.68

Высокопроницаемый связный

17.68

4.84

0.18

0.65

0.03

пьезопроводность расчетная

450

расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами

40

продолжительность полуцикла в сутках

3

Низкопроницаемый связный

4.10

0.64

0.16

0.58

Низкопроницаемый изолированный

5.40

4.33

0.16

0.62

Высокопроницаемый изолированный

23.12

3.71

0.19

0.66

Высокопроницаемый связный

16.21

1.09

0.18

0.67

0.02

пьезопроводность расчетная

450

расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами

55

продолжительность полуцикла в сутках

4

Низкопроницаемый связный

5.42

1.24

0.16

0.57

Низкопроницаемый изолированный

4.87

2.99

0.16

0.43

Высокопроницаемый изолированный

23.87

4.52

0.19

0.62

Высокопроницаемый связный

18.67

1.93

0.18

0.63

0.03

пьезопроводность расчетная

450

расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами

42

продолжительность полуцикла в сутках

5

Низкопроницаемый связный

6.02

2.73

0.16

0.56

Низкопроницаемый изолированный

5.59

5.41

0.16

0.53

Высокопроницаемый изолированный

21.03

3.09

0.18

0.68

Высокопроницаемый связный

21.37

3.53

0.18

0.64

0.03

пьезопроводность расчетная

500

расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами

47

продолжительность полуцикла в сутках

6

Низкопроницаемый связный

8.57

2.05

0.16

0.64

Низкопроницаемый изолированный

12.17

7.66

0.17

0.67

Высокопроницаемый изолированный

51.00

1.90

0.19

0.70

Высокопроницаемый связный

44.06

4.55

0.19

0.70

0.04

пьезопроводность расчетная

500

расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами

33

продолжительность полуцикла в сутках

 

http://meridian-journal.ru/uploads/2021/05/5061-1.PNG

Рисунок 2 - Карта распределения Fco с обозначением участков НЗ

За первый год предлагается проведение 33 скважино-операций, ожидаемая дополнительная добыча нефти составляет 2,2 тыс. т нефти. На второй год 34 скважино-операций при прогнозной дополнительной добыче 2,7 тыс.т нефти.

Таким образом, используя четырехслойную геолого-статистическую модель пласта с учетом текущего распределения остаточных запасов для месторождения Н были подобраны несколько участков для проведения циклического заводнения. Всего за два года предлагается проведение 77 скважино-операций. Прогнозная дополнительная добыча нефти – 4,9 тыс.т, при удельной эффективности 63 тонны на скважину-операцию.

 

 

Литература:

  1. Аубакиров А.Р. Разработка методических решений для планирования циклического заводнения на основе трехмерного гидродинамического моделирования. Москва: филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», 2019. – с.106.
  2. Медведев К.Ю. Перспективы применения нестационарного заводнения с целью повышения выработки запасов нефти / Науки о Земле. — 2017— №2.— с.147-158.