Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды. Развитие добычи нефти на месторождениях Газпромнефть-ННГ связано с необходимостью дальнейшего ускоренного вовлечения в доразработку трудноизвлекаемых запасов, с интенсификацией добычи из них нефти на поздней стадии эксплуатации. Одной из острых проблем нефтедобычи в Западной Сибири является снижение обводненности добываемой продукции и ограничение попутно добываемой воды. На этом фоне становится актуальным использование современных методов оптимизации разработки месторождений, позволяющих регулировать темпы обводнения залежей и повышения нефтеотдачи путем регулирования направления фильтрационных потоков. Этими методами являются физико-химические методы воздействия (ФХВ) на пласт, и особенно метод выравнивания профиля приемистости (ВПП).
Для оценки эффективности ВПП используются трассерные исследования, преимущество которых позволяет:
- установить гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающими скважинами;
- определить источник обводнения (скважины);
-определить направление, скорости и производительности фильтрационных
потоков нагнетаемой воды;
- оценить фильтрационно-емкостные параметры исследуемого участка.
На рисунке 1 приведена карта текущих отборов пласта БВ8 в районе аномально обводняющей нагнетательной скв.4930 Вынгапуровского месторождения.
Скважина 4930 пробурена в горизонтальной конфигурации с ГРП введена в эксплуатацию в апреле 2013г. с начальным дебитом жидкости 340 м3/сут при обводненности 88% и дебитом нефти – 57,6 т/с. После отбора нефти 3,1 тыс.т и достижении обводненности 96% при дебите жидкости -130 м3/с, 22 марта 2014 г. скважина переведена под закачку с приемистостью 290 м3/с при буферном давлении 140 атм и щтуцере 5 мм.
Горизонтальная скважина 4933Г пробурена с ГРП и находится внутри окружения действующих добывающих скважин №№ 4931Г, 4932Г, 4935Г с дебитами нефти 14,6 -80,0 т/с при обводненности 15 -55%. Скважина 4933Г введена в эксплуатацию в октябре 2013г. с начальным дебитом жидкости 97 м3/сут при обводненности 41% и дебитом нефти – 47,7 т/с (рис. 2).
Через сутки после запуска скважина 4930 под закачку, добывающая скважина 4933Г полностью обводнилась с 35 до 100% при росте дебита жидкости с 44 м3/с до 128 м3/с и давления на приеме насоса с 30,6 до 137,1 атм.
В период 27-30.03.2014г. произвели закачку изолирующей композиции ГОС+ВУС обьемом 400 м3 для закупоривания трещинных каналов от нагнетательной скважины 4930. До ВПП пласт принимал 413 м3/с при устьевом давлении Руст=70 атм, после обработки приемистость значительно снизилась до 385 м3/с при Руст-120 атм, что указывает на изоляцию каналов высокой проводимости между скважиной 4930 и скважиной 4933Г.
Рис. 1. Карта текущих отборов пласта БВ8 в районе нагнетательной скважины 4930
Водосодержание по скважине 4933Г постепенно снижалось от 100% и стабилизировалось до 83-84%, при падении дебита жидкости до 116 м3/сут и забойного давления до значения до 75 атм, в продукции появилась нефть дебитом до 14,5 т/с.
10-13.05.2014г. в расположенную к северу от скважины 4933Г, в нагнетательную скважину 4934 произведена закачка закупоривающей композиции ГОС в объеме 500 м3, в которой в процессе операции приемистость упала с 401 м3/с при устьевом давлении 150 атм до 257 м3/с при том же давлении.
Обводненность продукции по скважин 4933Г отреагировала дальнейшим снижением с 83 до 69-70%, при падении дебита жидкости до 95 м3/сут и забойного давления до значения до 40 атм, дебит нефти возрос от 14,5 т/с до 19,5-20 т/с.
Рис.2. График влияния нагнетательной скважины 4930 на работу добывающей скважины 4933Г
На перевод под нагнетание скважины 4930 значимо отреагировала также скважина 4931Г(рис.3)., по которой наблюдается скачок роста дебита жидкости от 81 до 213 м3/с и обводненности с 11,2 до 47,6% при синхронном росте давления на приеме ЭЦН от 26 до 112 атм.
Рис.3. График влияния нагнетательной скважины 4930 на работу добывающей скважины 4931Г
После ВПП на скважине 4930 постепенно снижается дебит по жидкости до 106 м3/с и обводненность до 41-33%, происходит падение давления на приеме до 80 атм.
Обработка ВПП на скважине 4934 и привела к дальнейшему падению дебита жидкости до 98 м3/с, обводненности до 28% и давления на приеме насоса до 54 атм по скважине 4933Г.
Изменения в характере работы нагнетательной скважины 4930 не отразились по соседним добывающим скважинам №№ 4962Г и 4935Г (рис.4,5).
Рис.4. График влияния нагнетательной скважины 4930 на работу добывающей скважины 4935Г
Таким образом, при анализе параметров эксплуатации скважин участка была установлена взаимосвязь нагнетательной скважины 4930, от которой потоки закачиваемой воды направлены на горизонтальные стволы с трещинами ГРП скважин №№4933Г и 4931Г и ее отсутствие с горизонтальными скважинами №№4962Г, 4935Г.
После работ по изоляции высокопроводящих каналов путем ВПП, в период 16.04-26.05.2014г. были проведены трассерные исследования с целью контроля результатов устранения прорыва обводнения от скважины 4930.
Для исследования фильтрационных потоков 2.04.2014 г. в скважину 4930 был закачан индикатор – тринатрифосфат в объеме 800 кг(12 м3) раствора, контроль за движением которого осуществлялся в 17 окружающих добывающих скважинах (№№ 1236,1285,4931,4933,4935,4962,1274,1260,1234,1222,1210,1181,4932,4949,4961,1232,1284).
Рис.5. График влияния нагнетательной скважины 4930 на работу добывающей скважины 4962Г
Рис. 6. Схема направлений движения индикатора от нагнетательной скважины 4930
В наибольшем содержании на рассматриваемом участке трассер был зафиксирован в скважинах 4930,1236,1284 и не найден в продукции большинства контрольных скважин (№№ 4931, 4935, 4962, 4932, 1232, 1260, 1274,1285, 1222, 1234) (рис.6).
На основании анализа трассирования фильтрационных потоков, проведенного на месторождениях Ноябрьского региона установлено, что от нагнетательных скважин преобладают фильтрационные потоки субширотного направления и значительными скоростями. Основные объемы воды нагнетательных скважин к добывающим скважинам поступают по каналам фильтрации с проницаемостью 0.02-0.08 мкм2. До 15-25 % воды поступает по высокопроницаемым каналам фильтрации с проницаемостью более 0.1 мкм2 и практически не установлены фильтрационные процессы по низкопроницаемым каналам фильтрации с проницаемостью менее 0.01 мкм2.
Рецензенты:
Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;
Леонтьев С.А., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.
Библиографическая ссылка
Кононенко А.А., Кусакин В.Ю., Мулявин С.Ф. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ГАЗПРОМНЕФТЬ-ННГ // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 1-1. ;URL: https://science-education.ru/ru/article/view?id=18928 (дата обращения: 20.04.2024).