USD 74.4275

0

EUR 88.9334

0

BRENT 70.88

+1.34

AИ-92 44.57

+0.02

AИ-95 48.39

+0.01

AИ-98 53.83

0

ДТ 48.84

+0.01

938

Контроль за выработкой трудноизвлекаемых запасов нефти через сеть скважин специальной конструкции

Приведено обобщение результатов многолетних экспериментальных исследований по контролю за заводнением продуктивных карбонатных коллекторов на опытном участке Вятской площади Арланского месторождения. Показана возможность проведения площадного контроля за текущей нефтенасыщенностью пластов методом индукционного каротажа через сеть скважин, обсаженных стеклопластиковой колонной. Предложены мероприятия по совершенствованию выработки трудноизвлекаемых запасов нефти каширо-подольских отложений среднего карбона.
Введение
На территории Российской Федерации имеется около 500 скважин, обсаженных в интервале продуктивной части разреза стеклопластиковыми хвостовиками (СПХ), которые предназначены для контроля за текущей нефтенасыщенностью коллекторов в процессе разработки [1-3]. Для мониторинга за выработкой запасов Арланского месторождения используется 52 скважины с СПХ [3]. Основным методом контроля в них является двойной индукционный каротаж (ИК) [1].
В связи с истощением запасов, содержащихся в терригенных коллекторах угленосных отложений нижнего карбона, на Арланском месторождении вовлекаются в разработку нефтяные залежи карбонатных коллекторов. Залежи нефти средних размеров в каширо-подольских отложениях среднего карбона расположены на Вятской площади. Промышленный интерес представляют коллекторы, залегающие в нижней части подольского (П-III) и верхней части каширского (К-I) горизонтов. Отличительной особенностью залежей является переслаивание продуктивных и среднепористых водонасыщенных коллекторов с проницаемостью по воде от 1Ч10-3 до 10·10-3 мкм2. Особенности геологического строения залежей, наличие трещиноватости коллекторов и значительная вязкость нефти в пластовых условиях позволяют отнести запасы нефти каширо-подольских отложений к трудноизвлекаемым. Залежи нефти разрабатываются за счет внутриконтурного заводнения единым фильтром при применении линейной системы расположения скважин. Фонд действующих включает 400 добывающих и 90 нагнетательных скважин, расположенных с плотность ю сетки 8 га/скв.
В связи с низким темпом отбора запасов нефти с целью изучения особенностей выработки коллекторов и для отработки мероприятий по совершенствованию системы разработки каширо-подольских отложений в 1991 г. был разбурен опытный (пилотный) участок, включающий 14 скважин (рис.1а). Все скважины на участке, кроме скв.13546, в интервале продуктивных отложений обсажены СПХ.
В пачке П-III подольского горизонта на опытном участке выделяются два продуктивных пласта. В пласте П-III(в) эффективная толщина меняется от 1,6 до 2,4 м, пористость - от 20,0 до 27,0 %, нефтенасыщенность - от 60,0 до 80,0 %. Нижний пласт П-III(н) имеет толщину 0,6-1,2 м, пористость 12,0-16,0 %. В пачке К-I наиболее продуктивен пласт К-I(с) с пористостью 20,0-26,0 % и нефтенасыщенностью 60,0-80,0 %.
Анализ результатов экспериментальных исследований
Промысловый эксперимент на опытном участке выполнялся в две стадии. На первой – в течение 1991-1995 г.г. осуществлялась эксплуатация объекта по схеме девятиточечного обращенного элемента при плотности сетки 8 га/скв. Закачка пластовой воды проводилась в нагнетательную скв.13440 (рис.1а).

Контроль за изменением нефтенасыщенности пластов во времени в этот период осуществлялся по результатам измерений в четырех наблюдательных, девяти действующих скважинах с СПХ и одной контрольной скважине обычной конструкции (рис.1а).
Результаты первой стадии работ
Было показано, что большинство добывающих скважин участка имеют слабое взаимодействие с нагнетательной скважиной и работают при забойных давлениях ниже давления насыщения (рис.2а).

В связи с тем, что закачка воды велась в оба пласта через одну нагнетательную скважину, и основной объем закачиваемой воды поступал в водоносную зону каширских отложений, уходя за пределы опытного участка в южном и юго-западном направлениях по трещинам и водоносным линзам, накопленная компенсация отбора закачкой составила 265 % (табл.1)[3].

Охват заводнением коллекторов пачки К-I по площади участка не превышал 30 %. Эксплуатация пласта П-III проводилась фактически на режиме истощения, площадь участка, охваченная заводнением не превышала 5-6 % и ограничивалась радиусом 70-100 м от забоя нагнетательной скважины [3].

По данным периодических измерений методом ИК, заводнение коллектора П-III отмечено только в контрольной скв.13547, ближайшей к нагнетательной скв.13440. В результате «кинжального» прорыва закачиваемой воды по пласту К-I произошло резкое увеличение пластового давления, превышающее 100 атм (см.рис.2а). По данным исследований ИК и потокометрии пласт П-III был задавлен соленой водой и не работал, так как эксплуатировался на режиме истощения при давлении 20 атм (рис.3, замер 1996 г.).
Совместные показатели работы скважин участка приведены на рис.4.

Таким образом, в результате первой стадии экспериментальных работ было показано, что пласты П-III и К-I не могут разрабатываться в условиях одновременной совместной закачки, так как эксплуатация пласта П-III на основной части площади опытного участка осуществлялась на режиме истощения. Карты текущей нефтенасыщенности коллекторов пачек П-III и К-I на момент окончания формирования опытного участка в 1991 г. и после завершения 1 стадии эксперимента в начале 1996 г. приведены на рис.5а, б, соответственно [3].
Результаты второй стадии
Начиная с марта 1996 г. до конца 2004 г. для интенсификации выработки запасов нефти на опытном участке реализовывалась вторая стадия экспериментальных исследований. Схема разработки была изменена путем формирования внутри пилотного участка двух пятиточечных обращенных элемента с уплотнением сетки до 4 га/скв (рис.1б). На северо-западном элементе закачка пластовой воды проводилась через бывшую контрольную скв.13543 в продуктивный интервал пачки К-I каширского горизонта, а добыча продукции осуществлялась из скв.13441, 13442, 13443, 13440. На юго-восточном элементе закачка осуществляется через скв.13546 в пласт П-III(в) подольского горизонта, а добыча - из скв. 13439, 13440, 13430, 13431.

В скв.13430 произведена установка цементного моста для изоляции перетока по стволу скважины из пласта К-I в пласт П-III. После проведения ремонтно-изоляционных работ и ввода под закачку скв.13546 (см. рис.1б) произошло восстановление нефтенасыщенности в призабойной зоне коллектора П-III (рис.3, замеры 2000 г., 2002 г.). По промысловым данным скважина добывает 28-30 т нефти в месяц из пласта П-III. Исследования методом ИК в 2002 г. показали, что наблюдается практически полное восстановление первоначальной нефтенасыщенности пласта в радиусе исследования зондами ИК. После ввода под закачку нагнетательной скв.13546 также отмечено заводнение коллекторов П-III в скв.13547, 13545 и снижение нефтенасыщненности с 77-79 до 52 % (рис.6а, б).
В течение первой стадии эксперимента пласт П-III не вырабатывался, площадь заводнения составляла около 6 %. По данным мониторинга ИК в результате создания раздельных очагов нагнетания по объектам П-III и К-I, площади заводнения увеличились по пласту П-III с 6 до 45 %, а по пласту К-I с 30 до 55 % (рис.5в). Анализ промысловых данных показывает, что проведенные геолого-технологические мероприятия позволили добиться увеличения добычи нефти и улучшить соотношение между закачкой и отбором жидкости, почти вдвое уменьшив потери закачиваемой воды. Компенсация отбора закачкой при этом снизилась до 156 % (см. рис.4). Площадь пластов, охваченных воздействием со стороны очагов нагнетания, увеличилась.

 

 

 

 

Однако, несмотря на эффективность проведенных мероприятий, только половина площади участка вовлечена в разработку. По данным гидродинамических исследований наблюдаются низкие текущие пластовые давления в северных (13442, 13443, 13444) и западных (13441, 13429) скважинах опытного участка, что свидетельствует о слабом воздействии на них со стороны очагов нагнетания (см.рис.2 б), поэтому предложено провести третью стадию экспериментальных исследований.
Рекомендации по проведению третьей стадии эксперимента
С целью увеличения охвата заводнением коллекторов по площади, интенсификации выработки коллекторов предлагается организовать закачку в скв. 13545 и сформировать пятиточечный обращенный элемент в юго-западной зоне опытного участка с добывающими скв. 13441, 13440, 13430, 13429. Для активизации выработки запасов пласта К-I в северо-восточной зоне предложено организовать закачку в скв. 13544 и сформировать пятиточечный обращенный элемент с добывающими скв. 13443, 13444, 13440, 13439. Скв. 13547 остается контрольной, наблюдательной (рис.1 в).
Заключение
1. Мониторинговые наблюдения методом ИК в скважинах с СПХ обеспечивают контроль за вытеснением нефти закачиваемой водой и количественное определение текущей нефтенасыщенности продуктивных коллекторов в процессе выработки запасов нефти с достаточной для практических целей точностью. Определение местоположения и количественная оценка остаточных запасов нефти в течение всего периода разработки позволяет предложить наиболее эффективные геолого-технологические мероприятия по их извлечению.
2. Разделение закачки по пластам на опытном участке позволило интенсифицировать выработку коллекторов пачки П-III с пористостью выше 19 %. При этом не отмечено динамики заводнения интервалов с пористостью 10-16 %. На второй стадии эксперимента площадь пласта, охваченного заводнением, увеличилась почти на порядок. Основные объемы нефти, дополнительно добытой за счет разделения закачки, извлечены из коллектора пачки П-III. Однако охват заводнением по площади опытного участка близок к 0,5, что свидетельствует о необходимости уплотнения сетки с 8 до 4 га/скв.
Список использованных источников
1. Дворкин В.И. Геофизический мониторинг разработки нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами.- Уфа: ГУП «Уфимский полиграфкомбинат», 2001. - 198 с.
2. Дворкин В.И., Дворецкий В.Г., Габитов Г.Х. Мониторинг нефтенасыщенности пластов Арланского месторождения // Минерально-сырьевая база Республики Башкортостан. Реальность и перспективы // Республиканская научно-практическая конференция: Сб. докладов. – Уфа, 2002 – С.341-356.
3. Лозин Е.В., Шарафутдинов И.Г., Дворецкий В.Г., С.А. Попов. Применение технологии исследований скважин стеклопластиковыми хвостовиками на Арланском месторождении. /Нефт. Хоз-во – 2001. - №1.-С.75-77.