Вон Х., Колбиков С.В., Усманов А.А., Чалов С.Е. (ЗАО ЛУКОЙЛ-АИК)

Основной метод разработки нефтяных залежей в Западной Сибири — заводнение. Заводнять пласты начинают на ранней стадии разработки залежей для поддержания высоких темпов добычи нефти. При этом стремятся поддерживать среднее пластовое давление близко к начальному. В условиях неоднородного геологического разреза горизонта такая стратегия приводит к снижению КИН низкопроницаемых пропластков на режиме истощения, а также к блокированию в них запасов нефти при обводнении высокопроницаемых пластов. Периферийные участки пласта, расположенные за пределами зоны разбуривания, не отрабатываются, а нефть из них частично вытесняется в водоносный пласт.

Мы предлагаем стратегию разработки нефтяных залежей путем регулирования пластового давления в процессе заводнения. Условие применения этой стратегии – давление насыщения нефти газом должно быть значительно (не менее 40%) ниже начального пластового. Сущность стратегии – использование запаса пластовой энергии при разработке на истощение и при заводнении для увеличения охвата низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов дренированием и повышения эффективности вытеснения нефти на естественном режиме.

Стратегия разработки нефтяного месторождения с низким давлением насыщения

Коэффициент извлечения нефти (КИН) формируется из разработки залежи на истощение в результате применения вторичных и при экономической целесообразности третичных методов разработки. Это можно выразить очевидным соотношением

КИН=Кин.истощен.+Кин.вторичн.+Кин.третичн. (1)

Цель настоящей работы — повышение КИН при разработке с использованием заводнения, поэтому в дальнейшем составляющую КИН от применения третичных методов опустим. Перепишем уравнение (1) с учетом структуры коэффициентов:

КИН=[K_н^ф/(К_н^ф+К_в^ф)](β_пор+S_нβ_н+S_вβ_в)(Р_н – Р_к)/S_н + К_охв^вК_охв^плК_выт, (2)

где K_н^ф=К_н^ф/μ_н – коэффициент подвижности для нефти (н) или воды (в); К_н^ф - коэффициент фазовой проницаемости для нефти (н) и воды (в); μ – коэффициент динамической вязкости; β — коэффициент сжимаемости порового пространства (пор), нефти (н) и воды (в); S_н – коэффициент нефтенасыщенности; S_в – коэффициент водонасыщенности; Р_н – начальное пластовое давление; Р_к – конечное пластовое давление для этапа разработки на истощение; К_выт – коэффициент вытеснения нефти водой при заводнении; К_охв, К_охв^пл - коэффициенты охвата продуктивных пластов процессом вытеснения по вертикали и по горизонтали.

Первое слагаемое уравнения (2) соответствует коэффициенту извлечения нефти на режиме истощения. В квадратных скобках стоит относительная подвижность нефти, характеризующая долю нефти в вытесняемой из порового пространства жидкости на режиме истощения. Коэффициент сжимаемости порового пространства β_пор рассчитывается как частная производная порового объема по давлению насыщающей его жидкости (при постоянном горном давлении) на единицу порового объема.

Приведем на примере данных анализа керна пласта БС₁₁² Когалымского месторождения оценку величин КИН на режиме истощения и при заводнении. Исходные данные приведены в табл.1.

Таблица 1.

В результате получили КИН = 0.087 + 0.283 = 0.376. Аналогичная величина КИН получена на 3D модели соответствующего пласта. Приведенный результат показывает, что можно потерять до трети нефтеотдачи из-за пренебрежения периодом разработки на истощение. На рис.1 представлена предпочтительная стратегия разработки нефтяного месторождения с использованием заводнения.

Рис.1. Стратегия разработки нефтяного месторождения с поддержанием оптимального пластового давления при заводнении

Стратегию можно разделить на три основных этапа:

Первый этап: разработка на истощение. Это необходимый этап для залежей с давлением насыщения значительно выше начального пластового давления. Несмотря на относительно невысокий процент нефтеотдачи (3-12%), важно помнить, что в разработку вовлекаются, как правило, все балансовые запасы. При разработке на режиме истощения пластовое давление нельзя снижать ниже 1.2 – 1.3 давления насыщения нефти газом. Минимальная его величина определяется технико-экономическими расчетами для конкретного месторождения с учетом технологических ограничений. Забойные давления могут быть снижены и ниже давления насыщения, но в пределах 1-2 м радиуса от забоя скважины.

Второй этап: ограниченное заводнение для поддержания оптимальной величины пластового давления, позволяющего отрабатывать низкопроницаемые пласты и периферийные участки залежи при пониженном пластовом давлении. В случае проявления естественного водонапорного режима такой подход способствует более эффективному вытеснению нефти из периферийных и низкопроницаемых пластов. Обоснование оптимальной величины пластового давления на этом этапе требует детального геологического и гидродинамического моделирования с экономической оценкой различных вариантов. После проведения мероприятий по выравниванию профилей закачки в целях увеличения коэффициента охвата и последующего заводнения высокопроницаемых пластов можно переходить к третьему этапу – заводнению при высоком пластовом давлении.

Третий этап: форсированное заводнение. Эксперименты указывают на увеличение коэффициента вытеснения с ростом пластового давления. На этом этапе происходит доотмыв остаточной нефти из обводненного пласта за счет более высокого коэффициента вытеснения. Увеличение дебитов жидкости по скважинам также способствует продлению их экономически рентабельной жизни за счет роста дебита нефти при одной и той же обводненности. Переход к этапу форсированного заводнения целесообразно начинать после прорывов воды в добывающие скважины по наиболее проницаемым пластам. Преждевременный переход к третьему этапу приведет к частичному поглощению нефти низкопроницаемыми пластами из высокопроницаемых.

Реализация предлагаемой стратегии в процессе заводнения имеет следующие преимущества:

• Обеспечивается наиболее высокий КИН за счет дополнительной добычи нефти от разработки залежи на истощение. При этом вовлекаются в разработку все балансовые запасы нефти, тогда как при заводнении при начальном давлении только часть пласта, охваченная заводнением.
• Увеличивается коэффициент охвата за счет дренирования низкопроницаемых пластов и периферийных неразбуренных участков залежей.
• Если залежь приурочена к водоносному пласту, то ее разработка происходит при упруговодонапорном режиме. Происходит частичное обводнение залежи на естественном режиме. Это наиболее эффективный режим вытеснения нефти водой с точки зрения коэффициентов вытеснения и охвата пласта, способствующий более полному вытеснению нефти из периферийных, краевых зон пласта.
• Обеспечивается более длительный период безводной эксплуатации скважин и меньший темп роста обводненности при той же накопленной добыче нефти.
• Сохраняются продуктивные характеристики скважин при проведении КРС и ПРС за счет возможности использования нефти при глушении последних. Упрощается процедура глушения благодаря низкому пластовому давлению.
• Экономятся капитальные и эксплуатационные затраты (в систему ППД и КНС) за счет меньших объемов закачки воды и добываемой жидкости на втором этапе.

Геологические предпосылки реализации предлагаемой стратегии

Предлагаемая стратегия апробировалась для Когалымского месторождения, на котором выделено три объекта разработки: БС₁₀–БС₁₁, БС₁₆–БС₂₀ и ЮС₁¹, объединившие девять горизонтов, включающих 28 залежей нефти. Два из них (БС₁₀–БС₁₁ и ЮС₁¹) разрабатываются с поддержанием пластового давления и один (пласты ачимовских отложений БС₁₆–БС₂₀) на режиме истощения.

Нефтяные залежи БС₁₀–БС₁₁ - основной объект разработки, текущий темп добычи из которого составляет 94 % от общего по месторождению. Пласты этого объекта характеризуются значительной вертикальной и площадной неоднородностями (рис.2). Коэффициент проницаемости изменяется от 0 до 800 мД, составляя в среднем 50 мД. В продуктивном разрезе БС₁₁^2бвыделяется до пяти пропластков (рис.3), разделенных глинистыми перемычками протяженностью от нескольких сот метров до 1-2 км. Литологически эти пласты также неоднородны с высоким (до 30%) содержанием субкапиллярных пор, составляющих неэффективную пористость (рис.4).

Рис.2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин Когалымского месторождения

Рис.3. Геологический профиль пласта БС₁₁²

Рис.4. Результаты экспериментального определения насыщенности

Особенностью нефтяных залежей Когалымского месторождения является и низкое давление насыщения, составляющее 8.5 МПа по уточненным данным PVT-анализа пластовых проб нефти для пласта БС₁₁^2б. Промысловые исследования распределения плотности нефти по глубине скважины также подтверждают эту величину. Низкое давление насыщения и неоднородный характер строения продуктивных отложений обусловливают целесообразность разработки залежи при оптимальном давлении заводнения. Пластовое давление на режиме истощения можно снижать до величины, обеспечивающей работу эксплуатационных скважин без необратимого повреждения призабойной зоны из-за выделения газа или деформации пласта.

История разработки

Когалымское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Оно открыто в 1971 г. и начало разрабатываться с 1985 года. В настоящее время темп добычи нефти составляет около 5500 т/сут при фонде добывающих скважин 180 и нагнетательных – 80 единиц. Дебиты жидкости по скважинам — от 3 до 200 м³/сут. Отобрано около 32% от начальных извлекаемых запасов. Динамика добычи жидкости и закачки показана на рис.5.

Рис. 5. Динамика добычи жидкости и закачки воды

Из графика видно, что в периоды 1988-1989 и 1991-1993 гг. закачку проводили с явным избытком без соответствующего регулирования по элементам заводнения. СП «ЛУКОЙЛ-АИК» начало операторскую деятельность по разработке Когалымского месторождения в 1995 году. Стратегия компании была направлена на регулирование процесса заводнения для достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи. В Уточненной технологической схеме 1995 года в этих целях был обоснован переход от трехрядной системы заводнения к обращенной семиточечной при той же плотности сетки скважин (500 м) на основе анализа десяти различных вариантов по плотности сетки скважин и системам заводнения, рассчитанным на трехмерной трехфазной модели БашНИПИнефть. С 1996 года компания проводит работы по обоснованию пластового давления в процессе заводнения.

Обоснование стратегии разработки на основе численного эксперимента

В 1997-1998 гг. совместно с компанией GeoQuest (Schlumberger) проводилась работа по обоснованию оптимального пластового давления в процессе заводнения . Построена упрощенная двумерная профильная геологическая модель одного элемента заводнения на основе данных анализа кернового материала по скв. 1037, отражающей характерное строение пласта БС₁₁²(рис.6). Схематизация вертикальной неоднородности приведена в табл.2.

Рис.6. Распределение водонасыщенности в 2D модели

Таблица 2.

Размеры сеточной области модели: 30х1х1. Длина модели соответствует 500 м, толщина каждого горизонтального слоя – 1 м. Горизонтальные слои приняты однородными с параметрами из табл. 2. Вдоль левой и правой сторон модели расположены две скважины: добывающая и нагнетательная (см.рис.6). Доля дебита добывающей скважины по жидкости для модели составляет 20 м³/сут. Темп закачки в нагнетательную скважину контролируется исходя из поддержания в модели заданного пластового давления. В добывающей скважине вскрыты все продуктивные пласты выше трех метров над ВНК. Нагнетательная скважина сообщается как с продуктивными пластами, так и с водоносным. Коэффициенты удельной продуктивности рассчитаны в соответствии с гидропроводностью отдельных пластов. Коэффициенты начальной нефтенасыщенности введены в модель по данным керна об остаточной водонасыщенности. Концевые точки кривых фазовых проницаемостей (рис.7) смещены для каждого пропластка в соответствии со значениями насыщенностей. Свойства нефти приведены в табл.3.

Рис.7. Кривые относительных фазовых проницаемостей

Таблица 3.

В модели представлены четыре глинистые перемычки. Несмотря на то, что три из них прослеживаются в соседних скважинах, исследования распределения пластового давления по вертикали свидетельствуют о гидродинамической связи всех песчаных пластов, формирующих объект БС112б. В связи с этим рассмотрены две серии вариантов с моделированием глинистых прослоев. Первая серия, предполагающая наличие гидродинамической связи, и вторая — как непроницаемые пласты. В первом случае, благодаря перепаду давления между пропластками, вода может фильтроваться из высокопроницаемого в низкопроницаемый пропласток, например из шестого в восьмой слой, увеличивая тем самым коэффициент охвата. Так как проводимость глинистого слоя низкая, эффект от гравитационных сил небольшой. Во втором случае вода вытесняет нефть только вдоль проницаемых песчаников. Образование конусов воды происходит только в нижних, 16 – 22, проницаемых пропластках, расположенных над ВНК. В вариантах без проводимости прорыв воды в скважины происходит примерно на два года раньше, чем в случае с гидродинамической связью, когда кривая обводненности значительно ниже. Это объясняется более широким фронтом воды за счет ее распространения в низкопроницаемые пропластки. Следовательно, КИН для вариантов с гидродинамической связью оказывается выше.

Варианты разработки элемента заводнения рассчитаны с использованием гидродинамической модели ECLIPSE для трех случаев поддержания пластового давления при заводнении: 23.7, 19.0 и 15.0 МПа. В первом варианте закачка начинается одновременно с добычей для поддержания пластового давления на начальном уровне. Для двух других вариантов добыча продолжается с постоянным темпом до достижения заданного давления – 19 или 15 МПа. С этого момента начинается закачка для поддержания давления на заданном уровне.

Вариант с поддержанием начального давления. Обе скважины, нагнетательная и добывающая, начинают работать одновременно. При разнице в пластовых давлениях в 1.0 МПа между скважинами вытеснение начинается с хороших пластов, особенно 4 и 6. Через шесть лет работы конус воды в подошвенных пластах начинает обводнять скважину. Прорыв воды по наиболее проницаемым пластам происходит через 14 лет. В конце разработки, через 22 года, остается значительное количество нефти в низкопроницаемых пластах.

Варианты с поддержанием пониженного давления. На режиме истощения среднее пластовое давление снижается до 19.0 МПа через десять месяцев и до 15.0 МПа через два года, соответственно. В течение этого периода добыча нефти осуществляется на упругом режиме залежи и частично за счет вторжения пластовой воды. Влияния низкопроницаемых зон на профиль давления практически нет, так как темп отбора низкий, а величины проницаемостей относительно высоки. Динамика обводненности для этих вариантов ниже, чем в случае с поддержанием начального давления (рис.8).

Рис.8. Динамика обводненности для различных вариантов

Максимальный КИН (33%) получен для давления 150 атм. (рис.9 и табл.4). Экономически более выгоден вариант при давлении заводнения в 190 атм., для которого КИН составил 32.2%. В качестве оптимальной величины давления заводнения принято пластовое давление 190 кг/см², что составляет 75% от начального пластового давления и на 100 кг/см² больше, чем давление насыщения.

Рис.9. Динамика КИН для различных вариантов разработки

Рис.10. Прогноз КИН по Когалымскому месторождению

Таблица 4.

Обращают на себя внимание низкие значения КИН, полученные на модели. Это связано с заниженным значением коэффициента сжимаемости порового пространства, принятым в расчетах по литературным данным 0.54 Е-3 1/МПа. КИН от разработки на истощение при таком коэффициенте составит около 1.3 %, то есть соответствует разнице КИН между первым и третьим вариантами. По данным исследования коэффициента сжимаемости на керне пласта БС₁₁Когалымского месторождения это значение уточнено и принято равным 3.8 Е-3 1/МПа, то есть практически в 7 раз выше. С уточненным значением коэффициента сжимаемости КИН на истощение составит 8.6%. Это должно увеличить расчетный КИН для третьего варианта до 30%, то есть на 7%. Такая оценка делает предлагаемую стратегию более привлекательной для пласта БС₁₁.

Выводы

В результате численного эксперимента доказано преимущество предлагаемой стратегии для увеличения коэффициента конечной нефтеотдачи. Применение этой стратегии на Когалымском месторождении в течение четырех лет подтверждает ее эффективность. По пласту БС112 при текущей обводненности в 32% отобрано 36% от извлекаемых запасов, что свидетельствует об отсутствии опережающего обводнения. Экстраполяция зависимости текущего КИН от обводненности продукции до экономического рубежа разработки соответствует конечному КИН на уровне 38%, то есть подтверждает полученные оценки. Наряду с этим реализуются и другие преимущества, такие, например, как предотвращение повреждения призабойной зоны пласта при глушении скважин нефтью за счет низкого пластового давления. Это позволяет сохранять высокие дебиты скважин в межремонтный период.

«ЛУКОЙЛ-АИК» продолжает работы по регулированию системы заводнения на месторождении. В компании создана и развивается постоянно действующая геологическая модель Когалымского месторождения на базе программного пакета GeoGraphix (Landmark). В настоящее время эта модель используется компаниями «ИНКОНКО» при подсчете запасов газа и «Роксар» при построении трехмерной геологической и гидродинамической моделей средствами IRAP RMS для уточнения КИН Когалымского месторождения с использованием гидродинамического стимулятора MORE. Некоторые результаты геологического моделирования в виде карты нефтенасыщенных толщин и геологических разрезов представлены на рисунках 2 и 3.