Ни для кого не секрет, что нефтегазовая отрасль - это одна из ведущих отраслей, определяющая современное состояние и перспективы социально-экономического развития страны.
Причем роль нефти, нефтепродуктов и природного газа как основных источников валютных поступлений будет сохраняться до тех пор, пока в стране не появятся другие соизмеримые финансовые источники. Поэтому главной задачей российского углеводородного экспорта должно быть удержание российских позиций на мировом рынке при полном обеспечении внутренних нужд страны в углеводородах. Что же касается современного состояния минерально-сырьевой базы углеводородного сырья, оно характеризуется снижением разведанных запасов нефти и газа и низкими показателями их выработки.
Для решения 1й проблемы необходимо интенсивное стимулирование геологоразведки на устойчивые приросты запасов нефти и газа. Низкие показатели выработки запасов связаны с тем, что продолжает ухудшаться структура разведанных запасов нефти.
Происходит опережающая разработка наиболее рентабельных частей месторождений и залежей. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены в основном в средних и мелких месторождениях и являются в значительной части трудноизвлекаемыми. Для увеличения выработки трудноизвлекаемых запасов необходимо применение современных методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Если решение 1й проблемы ограничивает финансирование, то решение 2й проблемы зависит не только от финансирования, но и от качества и количества знаний о применении различных методов увеличения нефтеотдачи пластов, об эффективности их применения.
Именно поэтому целью данной научно-технической работы является обмен опытом успешного применения метода повышения нефтеотдачи пластов на различных по геологическому строению участках месторождения и оценка эффективности его применения. Прежде всего, был произведен анализ разработки месторождения.
Объектом исследования является многопластовое месторождение тяжелой высоковязкой нефти, характеризующееся наличием газовой шапки.
На основании ряда критериев, среди которых:
- толщина продуктивного разреза;
- количество установленных залежей;
- положение в плане контуров нефтеносности и газоносности;
- физические свойства коллекторов и насыщающих их флюидов.
Степень изученности залежей и величины геологических запасов, содержащиеся в них, в продуктивной толще месторождения выделено 2 объекта разработки:
I объект - объединяет продуктивные нефтенасыщенные пласты юрского возраста,
II объект - это продуктивные нефтенасыщенные отложения мелового возраста.
Залежи углеводородов юрского и мелового продуктивных объектов по типу относятся к пластовым сводовым, тектонически, стратиграфически и литологически экранированным.
Структура месторождения представляет собой ассиметричную брахиантиклинальную складку западно-восточного простирания осложненную нарушениями и разломами.
Месторождение находится на стадии роста добычи нефти. В целом по месторождению наблюдается увеличение добычи нефти и жидкости, связанное с увеличением фонда добывающих и нагнетательных скважин.
Несмотря на то, что месторождение находится на 2й стадии разработки, уже наблюдается ряд проблемных зон:
- высокая вязкость нефти,
- низкая эффективность системы ППД, как следствие, падение пластового давления до давления насыщения,
- резкое падение газосодержания нефти,
- высокие темпы обводнения,
- недренируемые краевые участки месторождения (из-за ухудшения свойств и литологической изменчивости),
- низкий коэффициент извлечения нефти.
В настоящее время в связи с этим на месторождении применяется ряд МПНП, одним из которых является закачка горячей воды.
Закачку горячей воды с температурой 90 ºС начали осуществляют в промышленных объемах с июля 2013 г на 44 скважинах. Был произведен анализ фактических результатов закачки, и на основе характеристик вытеснения получена оценка эффекта.
Для выявления влияния геологических факторов на эффективность закачки были выбраны 4 участка месторождения с разными геологическими строениями. Для этого были изучены имеющиеся геолого-литологические профили, а также карты нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин.
На 1м участке горячая вода закачивалась в чисто нефтяную зону (ЧНЗ), участок не имеет ни подошвенных вод, ни газовой шапки.
2й участок характеризуется наличием подошвенных вод (водонефтяная зона, ВНЗ).
В 3м выбранном участке наблюдается отсутствие подошвенных вод, но наличие газовой шапки (газонефтяная зона, ГНЗ).
4й же участок имеет и подошвенные воды, и газовую шапку (ВГНЗ).
На каждом из участков был произведен прогноз технологических показателей при закачке горячей воды с температурой 90 ºС и различными вариантами показателей текущей компенсации (75%, 90%, 100%, 110%, 120%).
За базовый вариант приняли закачку воды с температурой 40 ºС. Все расчеты и выбор подходящих участков производились с использованием гидродинамической модели, построенной с использованием программного обеспечения Eclipse 100. На основе произведенных расчетов, результаты которых приведены в таблице, можно сделать выводы, какие геологические факторы влияют на эффективность закачки горячей воды и на каких участках месторождения (не только рассматриваемого) целесообразнее применять закачку горячей воды, с целью повышения технико-экономических показателей разработки месторождения.
Как видно, при закачке горячей воды в ГНЗ и в ЧНЗ эффект только будет возрастать с увеличением текущей компенсации, это объясняется тем, что при недокомпенсации на участках очень сильно снижается пластовое давление и нет никаких сил, поддерживающих его.
Именно поэтому закачку в ЧНЗ и ГНЗ следует осуществлять с перекомпенсацией, положительно сказывающейся на показатели разработки. А при закачке воды в зоны с наличием подошвенной воды дела обстоят иначе.
Максимальный эффект мы получим при компенсации в 100%. Все дело в том, что текущее пластовое давление снизилось по участкам с подошвенной водой несильно (из-за подпора воды) и излишки закачанной воды уходят в водонасыщенные интервалы и не совершают полезной работы по вытеснению нефти.
Автор: А. Сорокина, РГУ им. И.М. Губкина
