Галимов И.М. (НИИ КогалымНИПИнефть)
Кривова Н.Р., Поняев С.В., Трофимов А.С. (НИИ СибГеоТех)
Платонов И.Е. (Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет)
Ярмоленко О.А. (ТПП Покачевнефтегаз)

В настоящее время вертикально интегри-рованные нефтедобывающие компании существенно снижают использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов, отдавая предпочтение гидродинамическим методам, одним из которых является нестационарное, или циклическое заводнение.

Впервые предположение об эффективности циклического способа заводнения было высказано М.Л.Сургучевым в конце 50-х годов ХХ века на основе анализа разработки месторождений Куйбышевской области.

Разработка циклического способа заводнения в последующие годы велась в трех направлениях: лабораторно-экспериментальные, теоретические и опытно-промышленные работы в промысловых условиях.

Цель данной работы — разработать стратегию и тактику циклического заводнения на объектах БВ₆и БВ₈ Покачевского месторождения на основе существующих теоретических, экспериментальных исследований и богатейшего опыта применения циклического заводнения Самотлорского и других месторождений.

С целью снижения влияния межпластовых (заколонных) перетоков должны выдерживаться принципы циклического воздействия:

• одновременность воздействия на объектах БВ₆ и БВ₈;
• равнозначная периодичность (цикличность) на обоих объектах;
• фазовые отклонения должны быть минимальными на обоих объектах в соответствии c расположением разрезающих нагнетательных рядов;
• эквивалентность длины волны на обоих объектах;
• коэффициенты нестационарности (отношение объемов закачки воды на минимальном режиме к объемам закачки на максимальном режиме) могут быть индивидуальными.

Главным в циклическом воздействии является нахождение остаточных подвижных и потенциальных подвижных (трудноизвлекаемых) запасов нефти, которые могут быть извлечены за счет градиентов давления и направлений фильтрационных потоков. Они могут быть найдены с очень большой точностью по истории разработки построением характеристик вытеснения по каждой скважине, по участкам и объектам месторождения.

С построением характеристик вытеснения по каждой скважине появляется возможность картирования начальных и остаточных подвижных запасов нефти. Картирование структуры остаточных подвижных запасов нефти может производиться с помощью несложных программных продуктов «SURFER-7″, «SIGMA» и других.

С учетом масштабов карты разработки устанавливаются характерные расстояния (L) между линиями нагнетания и изолиниями максимальной концентрации остаточных подвижных запасов нефти, которые определяют длину полуволны. Из этой же характеристики вычисляется время полуцикла волны:

где X - коэффициент пьезопроводности.

Коэффициент пьезопроводности определяется двумя путями:

• построением модели двухслойного пласта по Сургучеву [1];
• по данным гидродинамических исследований (КВД, КПД).

В дальнейшем строится график изменения пьезопроводности во времени, интерполируется и экстраполируется до времени окончания циклического заводнения с тем, чтобы максимально учесть динамику работы пласта.

Коэффициент нестационарности принимается равным тому коэффициенту, где работы по циклическому заводнению были эффективными и геолого-физические условия близки к объектам БВ₆ и БВ₈ Покачевского месторождения.

Методика циклического заводнения непременно должна сопровождаться анализом разработки объектов БВ₆ и БВ₈ в целом и на отдельных участках, который должен отражать динамику коэффициента охвата заводнением (как текущего, так и конечного), коэффициента нефтеотдачи (текущего и конечного).

В первом случае производят построение характеристики вытеснения Вашуркина — Ревенко. Во — втором, — подходит любая из РД 39-0147035-209-87 [2].

Таким образом, произведя картирование остаточных подвижных запасов нефти и краткий анализ коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи, обосновав и определив основные технологические параметры циклического заводнения, его проектируют сначала для той части объекта, где остаточные подвижные запасы сосредоточены максимально, расширяясь и развиваясь по одному и тому же колебательному закону.

По масштабированным картам структуры остаточных подвижных запасов определяются характерные расстояния (Li) между линией нагнетания и изолиниями максимального сосредоточения остаточных подвижных запасов по каждому блоку и усредняются:

По масштабированным картам пластов БВ₆ и БВ₈ расстояния от нагнетательных рядов до зоны стягивания подвижных запасов нефти варьируют от 885 до 1230 м при среднем значении 1190 м.

Длина полуволны определяется как удвоенное характерное расстояние из формулы 1. Это расстояние, на котором могут располагаться нагнетательные скважины, работающие в одной фазе

Длительность полуцикла определяется по формуле:

где L — расстояние от линии нагнетания до линии отбора;

X - коэффициент пьезопроводности.

Коэффициент пьезопроводности определяется по данным гидродинамических исследований (КВД, КПД).

За весь период разработки по всему фонду скважин, используя первичную информацию гидродинамических исследований объектов БВ₈ и БВ₆, произведен прогноз средних коэффициентов пьезопроводности на 2004-2006 гг.

Расчетное время полуцикла для объектов БВ₈ и БВ₆ составило: в 2004 г. — 45 суток; в 2005 г. — 60 суток; в 2006 г. — 75 суток.

Коэффициент нестационарности (отношение объемов закачки по группе нагнетательных скважин, работающих на минимальном режиме, к объему закачки воды другой группы скважин, работающих на максимальном режиме в противоположных фазах на одной волне) рассчитывался исходя из реальных условий по диапазону приемистостей реальных скважин или принимается равным тому, где работы по циклическому заводнению были эффективными и геолого-физические условия близки к объектам БВ₈ и БВ₆.

Чем ниже коэффициент нестационарности, тем выше прирост коэффициента нефтеизвлечения. С другой стороны, со снижением коэффициента нестационарности уменьшается закачка воды и, следо-вательно, добыча жидкости и нефти. Это приводит к технологическим потерям нефти.

Нами выполнен анализ по определению минимального коэффициента нестационарности к реальным условиям объектов БВ₈ и БВ₆, приводящего к минимальным технологическим потерям нефти.

Анализ реальных приемистостей нагнетательных скважин в 2003 году пластов БВ₈ и БВ₆показывает: суммарная приемистость нагнетательных скважин объекта БВ₆ может варьировать в диапазоне 6366-14507 м³/сут (в среднем по скважинам 212-483 м³/сут); суммарная приемистость нагнетательных скважин объекта БВ₈ может изменяться в интервале от 11057 до 30512 м³/сут (в среднем по скважине 181-500 м³/сут).

Таким образом, минимальные коэффициенты нестационарности по объектам БВ₈ и БВ₆ составили:

Анализ приемистости по нагнетательным скважинам и пластам БВ₈ и БВ₆ в целом показывает, что снижение коэффициентов по перечисленным объектам, соответственно, ниже 0.36 и 0.44 приводит к существенному снижению закачки воды. Коэффициенты нестационарности 0.36 и 0.44, соответственно, для объектов БВ₈ и БВ₆ являются критическими (минимальными), ниже которых снижение коэффициента нестационарности нецелесообразно. Снижение Кнест неизбежно ведет к снижению пластового давления и к технологическим потерям жидкости и нефти.

С учетом неоднородности приемистости по нагнетательным скважинам (большие диапазоны как минимальной, так и максимальной приемистости) средние коэффициенты нестационарности (максимальные) можно принять для объектов:

БВ₈ - К^max_нест.= 0.45; БВ₆ - К^max_нест.= 0.5.

В связи с тем, что экспериментальные и теоретические исследования по приросту нефтеизвлечения с использованием циклического заводнения весьма ограничены, использование их затруднено. Поэтому в данной работе использован метод аналогии. За аналогию приняты результаты крупномасштабных промышленных работ циклического и нестационарного заводнения на пластах групп «Б» и «А» Самотлорского месторождения, имеющих близкие геолого-физические условия.

Обобщение опыта нестационарного (циклического) заводнения на Самотлорском месторождении и учет особенностей объектов БВ₈ и БВ₆ Покачевского месторождения позволили получить зависимости прироста коэффициента нефтеизвлечения от коэффициента нестационарности.

Проведён анализ остаточных подвижных запасов по действующему фонду скважин, которые составили по объектам БВ₈ и БВ₆, соответственно, 1668 и 3084 тыс.т.

Обоснованы главные технологические показатели циклического воздействия:

• характерные расстояния (LБВ₈=1190 м, LБВ₆=875 м);
• длина полуволны (2L=2360+80 м);
• длительность полуцикла: 2004 г. — 45 суток, 2005 г. — 60 суток, 2006 г. — 75 суток;
• коэффициент нестационарности: kнест.(БВ₈) = 0.45, kнест.(БВ₆) = 0.50;
• прирост коэффициента нефтеотдачи до конца разработки и дополнительная добыча нефти составят по объектам: БВ₈ - 920 тыс.т, БВ₆ - 620 тыс.т;
• разработана принципиальная схема циклического воздействия на оба объекта.

На основе детального анализа разработки объектов БВ₈ и БВ₆ и обоснованных параметров разработана концепция циклического воздействия. Рассчитаны технологические показатели разработки на 2004-2006 гг., три варианта циклического воздействия на объекты БВ₈ и БВ₆:

• БВ₈ - В1(kнест. =1), В2 (kнест. = 0.45), В3 (kнест. = 0.30);
• БВ₆ - В1(kнест. =1), В2 (kнест. = 0.50), В3 (kнест. = 0.35);

Рекомендуется к внедрению вариант 2, по которому дополнительная добыча за 2004-2006 гг. составит 163 тыс.т, в том числе по объектам: БВ₈ - 73 тыс.т, БВ₆ - 90 тыс.т.

ЛИТЕРАТУРА

1. Сургучев М.Л. Циклическое (импульсное) воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи при заводнении // Нефтяное хозяйство.- 1963.-№3.
2. РД39 — 0147035- 209 — 87. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов // Миннефтепром.- М.- 1987.- 51с.