Анализ эффективности барьерного заводнения на Киенгопском месторождении
    М.Б. Полозов, С.Г. Зайникаев, С.Ю. Борхович

    Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева
    ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет»
    Проблемы разработки нефтяных оторочек известны и актуальны. Опережающее обводнение и увеличение загазованности продукции ведет к снижению относительной фазовой проницаемости по нефти, что ведет к снижению нефтеотдачи залежи и низкой выработке запасов. Барьерное заводнение — один из самых эффективных способов воздействия, применяющихся при добыче нефти из подгазовых зон.
    Одной из главных проблем при данном виде заводнения является правильность ее организации. Сложная система двухфазной фильтрации нефти и газа, а также неоднозначность нахождения газонефтяного контакта (ГНК) в залежи должны быть учтены при вводе барьерного заводнения в качестве основного воздействия на нефтяную оторочку. В статье была проанализирована система барьерного заводнения, введенная на верейском объекте Киенгопского месторождения. На основе анализа промысловых данных представлено технологическое решение по повышению эффективности барьерного заводнения за счет предотвращения прорыва газа из газовой шапки, снижения газового фактора по добывающей скважине.
    Введение
    Разработка нефтяных оторочек с каждым годом увеличивает свою актуальность. Многие месторождения, разрабатываемые в России осложнены наличием газовой шапки. Барьерное заводнение применяется, в основном, в случае краевых нефтяных оторочек, что было освещено в работе [1].
    На Киенгопском месторождении газовая шапка имеет большие размеры по сравнению с краевой нефтяной оторочкой, средняя эффективная толщина которой по объекту составляет 3 м. Кроме того, близкое расположение поверхностей газ-нефть и нефть-вода, расстояние между которыми равно около 26 м по вертикали, способствуют образованию газовых и водяных конусов вблизи добывающих скважин.
    0,138-0,149 мД
    Средняя проницаемость по данным ГДИ
    12,88 мПа·с
    Среднее значение динамической вязкости нефти верейских отложений Киенгопской площади
    В условиях двухфазной фильтрации нефти и газа к забою добывающей скважины быстрее будет продвигаться газ — повышенная вязкость в данном случае имеет больший отрицательный эффект. Данные проблемы были изучены в работе [3]. Барьерное заводнение в данном случае должно предотвращать осложнения, негативно влияющие на стабильную добычу нефти.
    Анализ барьерного заводнения на верейском объекте Киенгопской площади

    Начальное пластовое давление по объекту составляет 118 атмосфер. По имеющимся данным пластовое давление оценивается на уровне 116 атмосфер. Пластовое давление по объекту остается стабильным, близким к значению начального пластового давления, барьерное заводнение в данном случае является наиболее эффективным [4]. Реализация системы барьерного заводнения началась в 2013 году. По состоянию на 01.01.2019 г. она насчитывает девять скважин. Для систематизации анализа вся площадь была разделена на несколько ячеек, включающих в себя все скважины эксплуатационного фонда. Эффективность каждой из них была оценена отдельно. В ходе анализа были рассмотрены:
    • технологические показатели работы нагнетательных скважин, а также реагирующих на них добывающих
    • зависимость расположения нагнетательных скважин в нефтяной или газонефтяной части залежи, а также сроки реализации барьера после ввода добывающих скважин
    На основе данного анализа было сделано несколько выводов:
    • Положительных эффект наблюдается только в одной из 7 ячеек. Нагнетательные скважины в данной зоне создают водный барьер, способствующий стабильной добыче нефти на добывающих скважинах.

    • Основным недостатком введенной системы заводнения является неудачное расположение нагнетательных скважин; ограничить прорывы газа к добывающим скважинам не удалось.

    • Если ввод барьерного заводнения в ячейках существенно отстает от начала добычи, эффективность его значительно снижается.

    • Дополнительная добыча нефти в ячейке 3 оценивается примерно в 4 тонны в сутки, что дает эффект в 36 тыс. тонн дополнительно добытой нефти, что говорит об эффективности применения системы барьерного заводнения при правильной ее организации.
    На основании данных выводов, можно дать некоторые рекомендации
    • Расположение скважин барьерного заводнения
      Наиболее удачным является расположение скважин барьерного заводнения в газонефтяной зоне. При этом добывающие скважины не должны находиться за барьерной скважиной ближе к внутреннему контуру газоносности. Желательно следующее расположение скважин: нагнетательная должна находиться в нефтегазовой зоне, ближе к внешнему контуру газоносности, а добывающая скважина в нефтяной зоне.
    • Реализация барьерного заводнения
      Реализация барьерного заводнения должна быть осуществлена до появления отрицательного влияния газа, в противном случае эффективность данного вида заводнения отсутствует. Прорыв газа к ПЗП приводит к тому, что скважина начинает работать с повышенным газовым фактором — это приводит к загазовыванию скважины, что может повлечь полную остановку добычи. Данная проблема актуальна и малоизучена.
    • Защита добывающих скважин
      Добывающие скважины должны быть защищены барьером от газа со всех сторон, где присутствует газ. Необходимо систематически проводить исследования по определению пластового давления, давлений в газовой и нефтяной части пласта, оценке текущего положения ГНК.
    В работе [6] был сделан вывод о том, что в пологозалегающих пластах с большой протяженностью поверхности контакта нефти и газа особый интерес представляет именно подход к разработке нефтяных оторочек созданием жидкостного (водяного) барьера на уровне ГНК для изолирования газовой шапки и поддержания пластового давления (ППД). В ходе анализа было выяснено, что нагнетательные скважины создают зоны повышенного давления, которые препятствуют продвижению газа. Это производит положительный эффект, в случае организованного подхода к выбору скважин и учета геологических особенностей района залежи.
    Повышение эффективности барьерного заводнения на верейском объекте Киенгопской площади

    В качестве опытного участка была выбрана ячейка 7, в которой также не было выявлено положительного эффекта от реализации барьерного заводнения. В данный момент в ячейке работает только одна вертикальная нагнетательная скважина Н, создающая барьер для единственной добывающей горизонтальной скважины Д с юга, основная же газовая шапка расположена на северо-востоке (рис. 1).
    В ходе анализа работы скважины Д (рис. 2) было выявлено, что значения дебитов по нефти и жидкости с начала ее работы падают до 6 т/сут, а газового фактора увеличиваются со 144 до 225 м3/т. При эксплуатации скважины с использованием штангового насосного оборудования загазовывание продукции является более негативным для добычи, чем обводнение, поскольку оно приводит к нестабильной добыче, возможному полному срыву подачи установки и необходимости ремонта оборудования.

    Данный рост был вызван подходом газа из газовой шапки, что было выявлено при изучении геологического разреза на гидродинамической модели залежи (рис. 3), где цветом показана насыщенность газом, изменяющаяся по шкале от синего цвета (значение газонасыщенности равно 0) до красного (газонасыщенность равна 1).

    Газ движется к забою добывающей скважины с северной, северо-восточной стороны, то есть со стороны основной газовой шапки. Для повышения эффективности барьерного заводнения необходимо учитывать выводы и рекомендации, сформулированные выше.

    Скважина Н, расположенная южнее не может обеспечить барьер, поэтому необходимо ввести дополнительную нагнетательную скважину, создающую барьер для подхода газа. Для проектирования данного технологического решения была выбрана вертикальная скважина Н1, бывшая в консервации и удачно расположенная для создания барьера.
    Прогноз эффективности технологических показателей

    Технологическая эффективность была определена с помощью модели [7], в которой был создан прогнозный вариант разработки до 2024г.
    Динамика работы скважины Д (рис. 4) по прогнозному варианту показывает, что создание барьера со скважины Н1 привело к положительному эффекту: значения газового фактора снизились, в связи с чем дебиты по нефти и жидкости возросли.
    На геологическом разрезе (рис. 5) так же видно, что газ, который в 2019 году подходил к забою скважины 444В1 был вытеснен водой, газонасыщенность при этом уменьшилась.

    Результаты сравнения прогнозного и базового варианта разработки представлены на рис. 6 и рис. 7. Динамика показателей работы скважины Д улучшилась, об этом свидетельствует дополнительная добыча по нефти и жидкости, которая к 2023 году составит 2541 тонны и 3329 соответственно (табл. 2).
    Полозов Михаил Брониславович, к.б.н., доцент кафедры РЭНГМ, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Удмуртский государственный университет
    michael999@inbox.ru

    Зайникаев Сергей Генрихович, студент 4 курса, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Удмуртский государственный университет

    Борхович Сергей Юрьевич, к.т.н., доцент кафедры РЭНГМ, Институт
    нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Удмуртский государственный
    университет
    На основании практических данных
    барьерное заводнение, газовый фактор, нефтяная оторочка, газовая шапка, прорыв газа, нагнетательная скважина
    М.Б. Полозов, С.Г. Зайникаев, С.Ю. Борхович. Анализ эффективности барьерного заводнения на Киенгопском месторождении // Экспозиция Нефть Газ. 2020. №4. С. 20-24. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10093
    8.07.2020
    УДК 622.276
    DOI:10.24411/2076-6785-2020-10093
    Рекомендуемые статьи
    Добыча
    Определение технологических параметров тепловой обработки скважины через полые штанги глубинно насосного оборудования
    Одним из основных осложнений, возникающих при эксплуатации добывающих скважин, является образование асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО).
    Геология
    Изучение оолитовых карбонатов раннеказанского возраста Восточного борта Мелекесской впадины
    Все увеличивающиеся объемы добычи нефти в России, требуют наращивания минерально-сырьевой базы.
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (8552) 92-38-33
    office@runeft.ru