Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки обводненных нефтяных залежей, осуществляющимся с учетом выявляемых источников обводнения.
Существует способ разработки нефтяной залежи, основанный на системном выявлении скважин, обводняющихся посторонними водами, их ремонте и вводе в эксплуатацию /патент РФ №2214505, Е21В 43/16, Е21В 43/32, 20.10.2003/. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, выявление скважин, добывающих постороннюю воду, ликвидацию притоков этой воды и ввод в эксплуатацию этих скважин, причем осуществляют системное выявление указанных скважин. Для этого проводят сравнение фактической динамики добычи нефти за период эксплуатации с расчетной, получаемой на адаптированной геолого-технологической модели, для скважин, геолого-промысловые условия которых не предопределяют возможности их интенсивного обводнения водой эксплуатируемого объекта. По величине превышения расчетной добычи нефти над ее фактической добычей выявляют скважины, обводняющиеся посторонней водой. Оценивают объемы этой воды. В скважинах с более чем двукратным превышением расчетной добычи нефти над ее фактической добычей проводят промыслово-геофизические исследования по выявлению источников обводнения. Ликвидацию притоков посторонней воды осуществляют путем ремонта скважин с подтвержденными этими исследованиями притоками посторонней воды.
Этот способ позволят заметно повысить эффективность разработки залежи за счет снижения добычи посторонних вод. Однако данный способ не предполагает ограничения избыточной добычи воды, поступающей из разрабатываемого пласта. Общеизвестно, что неоправданно высокая добыча воды нефтяной скважиной возможна не только за счет вод другого пласта, но и за счет вод разрабатываемого пласта. Вода разрабатываемого пласта по природе источника обводнения может быть:
- подошвенной, прорывающейся в скважину из подошвенной водонасыщенной части разрабатываемого пласта благодаря конусообразованию или заколонным циркуляциям (ЗКЦ) вследствие недостаточной герметичности цементного кольца,
- контурной, прорывающейся из законтурной зоны разрабатываемого пласта,
- закачиваемой, попадающей в пласт через нагнетательные скважины и прорывающейся к добывающей скважине по высокопроницаемым пропласткам.
Опыт показывает, что проявление каждого из этих источников избыточной добычи воды может привести к крайне неэффективным показателям добычи нефти. Поэтому способ разработки должен учитывать мероприятия по контролю и ограничению добычи воды из разрабатываемого пласта.
Прототипом заявляемого способа является способ разработки нефтяной залежи /Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри и др. Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое обозрение. - 2001. - № 1. - С.44-67/, который включает выделение скважин, добывающих так называемую "хорошую" воду, отбор которой из пласта обусловлен процессом вытеснения нефти по технологии заводнения и экономически оправдан. Кроме того, выделяются скважины, добывающие "плохую" или избыточную воду, добыча которой не оправдана с экономических позиций.
Данный способ предполагает на скважинах, добывающих избыточное количество воды, определение источника обводнения путем анализа динамик дебита нефти, водонефтяного фактора (ВНФ) и производной ВНФ по времени. Кроме того, для выявления таких источников обводнения, как конусообразование и разломы, проходящие через нефтеносный и водоносный пласты, применяется анализ динамики ВНФ при уменьшении дебита жидкости. По выявленным проблемным скважинам источник обводнения уточняется с помощью геофизических исследований и в соответствии с выявленным источником обводнения разрабатываются технологические решения по ограничению водопритока; такие как спуск в скважину механических и надувных пробок, накладных муфт, изоляционные работы с применением цементного раствора повышенной пластичности, селективной закачки гелей на полимерной основе, зарезка боковых стволов и форсированный отбор жидкости из нефтяного и водоносного интервала.
Способ-прототип недостаточно эффективен из-за недостаточной точности определения скважин, добывающих избыточное количество воды. В соответствии с данным способом разработки проблемными считаются те скважины, которые добывают воду в избыточном количестве лишь с экономических позиций. При этом не учитываются существующая тенденция разработки и ее соответствие требованию проектным показателям выработки извлекаемых запасов. С точки зрения авторов заявляемого технического решения, объемы добываемой воды следует считать избыточными, если существующая тенденция разработки не обеспечивает достижения в перспективе проектной нефтеотдачи. И наоборот, объемы добычи воды следует считать удовлетворительными, если они обеспечивают достижение проектных показателей отбора запасов из пласта.
Способ-прототип недостаточно эффективен из-за отсутствия в нем оценки количества избыточной добычи воды и потенциала мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта, анализа и ранжирования скважин по этим показателям. Авторами предлагается метод количественной оценки избыточной добычи воды и потенциала МУН путем сравнения фактической динамики с оптимальной, обеспечивающей в перспективе выработку извлекаемых запасов скважины, а также метод анализа этих данных путем построения соответствующих карт.
Кроме того, в способе-прототипе недостаточно надежная предварительная диагностика источников обводнения. Опыт работы показывает, что с использованием одних только динамик ВНФ и производной ВНФ, а также анализа влияния изменения добычи жидкости на динамику ВНФ достаточно корректно распознать основные источники обводнения скважин трудно. В частности, с помощью только этих инструментов и без учета динамики закачки ближайших нагнетательных скважин и энергетического состояния пласта невозможно во всех случаях идентифицировать такой источник обводнения, как прорыв фронта нагнетаемой воды
Анализ обводнения водоплавающих залежей, водонефтяных и приконтурных зон показывает, что на участках, где скважины обводняются закачиваемыми водами, с ростом закачки и соответственно пластового давления обводненность (ВНФ) скважин увеличивается, а на участках, где скважины обводняются подошвенными или контурными водами, с ростом закачки и пластового давления обводненность (ВНФ) скважин снижается. Эти явления, механизм которых описан ниже, необходимо использовать при диагностике источника обводнения скважин, а также при планировании мероприятий по нагнетательному фонду.
К недостаткам способа-прототипа относится недостаточно большой спектр предлагаемых технологических решений проблемы добычи избыточной воды. Он, в частности, предусматривает лишь мероприятия по изоляции воды в добывающих скважинах, причем без учета влияния расположения добывающих скважин относительно нагнетательных.
Общеизвестно, что проведение работ по изоляции прорыва нагнетаемых вод в добывающих скважинах первого ряда относительно нагнетания затруднено из-за повышенного пластового давления и недостаточно эффективно ввиду быстрого последующего выдавливания тампонирующего реагента из призабойной зоны. Кроме того, авторами заявляемого технического решения показано, что проведение изоляции прорыва нагнетаемой воды в скважинах первого ряда приводит к более быстрому обводнению скважин второго ряда.
В способе-прототипе не предусмотрены мероприятия с нагнетательными скважинами, позволяющие увеличить эффективность системы поддержания пластового давления (ППД) и в результате этого снизить обводненность добывающих скважин. Общеизвестно, что наиболее эффективным способом снижения обводненности добываемой жидкости скважин первого ряда являются мероприятия по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.
В способе-прототипе не предусмотрена возможность снижения обводненности добываемой жидкости на водоплавающих залежах путем проведения мероприятий по восстановлению пластового давления таких, как введение закачки, обработка призабойных зон (ОПЗ) нагнетательных скважин, ликвидация утечек закачиваемых вод в разрезе нагнетательных скважин.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности разработки обводненной нефтяной залежи за счет более системной и за счет этого более точной и надежной диагностики проблемных скважин и их источников обводнения.
Объективное и дифференцированное выделение проблемных скважин осуществляется с помощью карты опережающей обводненности (избыточной воды), карты недоотбора начальных извлекаемых запасов (НИЗ).
Анализ площадного изменения характера динамик обводнения скважин по площади залежи, с помощью которого получают первое представление о распределении источников обводнения, проводят с помощью карты накопленного ВНФ на момент достижения фиксированного значения обводненности. Более точное предварительное определение источника обводнения нефтяных скважин достигается с помощью корреляционного анализа более широкого числа параметров: динамик добычи воды, нефти и обводненности добываемой жидкости с динамикой добычи жидкости, динамиками закачки по нагнетательным скважинам, показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. На основании полученных данных разрабатывается и реализуется адресная программа мероприятий, включающая работы как по изоляции вод на проблемных добывающих скважинах с учетом их расположения относительно нагнетательных, так и работы на нагнетательных скважинах по повышению эффективности заводнения.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности; и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды, - дополнительно проводят исследования объемов закачки по нагнетательным скважинам и исследования показателей энергетического состояния пласта, количество избыточной воды определяют путем сравнительного анализа фактической зависимости логарифма текущего водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти с расчетной, обеспечивающей проектную выработку запасов нефти данной скважины, по каждой скважине определяют приведенный водонефтяной фактор, за который принимают накопленный водонефтяной фактор на момент достижения фиксированного значения обводненности, определяемого экспертным путем; в скважинах, имеющих наиболее высокие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают контурные или подошвенные воды; в скважинах, имеющих наиболее низкие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают прорыв закачиваемых вод; уточнение источника обводнения осуществляют сравнительным корреляционным анализом динамик: закачки по нагнетательным скважинам, добычи жидкости, нефти, воды, обводненности по добывающим скважинам, показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт; с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды, причем в случае, когда источником обводнения добывающих скважин является прорыв подошвенных или контурных вод, в первую очередь проводят мероприятия по восстановлению эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) с целью восстановления пластового давления до начального значения.
Фиксированное значение обводненности для расчета приведенного водонефтяного фактора (ВНФ) по каждой скважине определяют для каждой залежи экспертным путем - сравнительным анализом характера обводнения различных чисто нефтяных и водонефтяных зон и отдельных скважин.
Источником обводнения признают прорыв закачиваемых вод, если в ходе корреляционного анализа выявляют прямую корреляцию динамик добычи воды и обводненности с динамиками закачки нагнетательных скважин, показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на пласт; ограничение добычи избыточной воды производят выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин в случае расположения обводненных добывающих скважин в первом - втором рядах относительно нагнетательных скважин и проведением изоляционных работ на обводненных добывающих скважинах в случае их расположения на большем удалении от нагнетательных.
Источником обводнения признают прорыв подошвенных или контурных вод, если при высоких значениях обводненности анализируемой добывающей скважины в ходе корреляционного анализа выявляется прямая корреляция динамики добычи нефти с динамикой закачки нагнетательных скважин, обратная корреляция динамик закачки по нагнетательным скважинам, показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на пласт с динамиками добычи воды и обводненности добываемой жидкости, в качестве первоочередных мероприятий по восстановлению эффективности системы ППД и пластового давления проводят увеличение объемов закачки, обработку призабойных зон нагнетательных скважин либо ликвидацию утечек закачиваемых вод в разрезе нагнетательных скважин.
Источником обводнения признают прорыв подошвенных вод по заколонному пространству, если наблюдается обратная корреляция динамики обводненности добываемой жидкости с динамикой добычи жидкости; после проведения первоочередных работ по восстановлению эффективности системы ППД и пластового давления на оставшихся проблемных скважинах, добывающих избыточное количество воды, проводят работы по ликвидации заколонной циркуляции.
При выявлении обводнения скважин прорывом подошвенных вод посредством конусообразования после проведения первоочередных работ по восстановлению эффективности системы ППД и пластового давления на проблемных добывающих скважинах проводят работы по установке изолирующего экрана между водо- и нефтенасыщенными частями разреза либо по зарезке направленного бокового ствола в прикровельную часть пласта с последующей эксплуатацией скважины при пониженной депрессии на пласт.
В случае отсутствия или недостаточного объема данных о динамике локального пластового давления с целью выявления источника обводнения добывающей скважины в качестве показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на пласт анализируют комплексные параметры, первый из которых представляет собой разность закачки ближайших нагнетательных скважин, приходящейся на анализируемую добывающую, и добычи жидкости этой скважины, а второй - их сумму.
Предлагаемый способ включает несколько этапов.
1. Определение по каждой добывающей скважине доли избыточной воды в добываемой жидкости как разности между текущим значением фактической обводненности жидкости и тем расчетным значением, которое соответствует оптимальной тенденции разработки, обеспечивающей в перспективе извлечение начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти данной скважины.
Оптимальная тенденция строится по каждой скважине с помощью характеристики вытеснения с использованием модели [Д.Уолкотт. - Разработка и управление месторождениями при заводнении. - М.: ЮКОС, 2001. - 141 С.]:
где ΣQ нефти - накопленная добыча нефти.
Эта модель использована авторами способа-прототипа для контроля за эффективностью мероприятий по ограничению добычи воды.
Авторы заявляемого способа используют ту особенность используемой модели, что описываемая ею динамика обводнения скважин при водонапорном режиме имеет прямолинейный характер [Д.Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении. - М.: ЮКОС, 2001. - 141 с.], что позволяет восстановить оптимальную динамику по двум точкам:
- точка, соответствующая первому фактическому значению доли закачиваемых вод в добываемой скважиной жидкости и накопленной добыче нефти на момент появления закачиваемых вод;
- точка, соответствующая предельному значению обводненности добываемой жидкости (99 %) и накопленной добыче нефти в объеме начальных извлекаемых запасов (НИЗ) области разработки данной скважины.
С помощью описанной модели по каждой скважине также оценивается отставание отбора НИЗ или потенциал МУН, который представляет собой разность между оптимальным значением накопленной добычи нефти согласно оптимальной тенденции разработки и текущим значением, поделенную на извлекаемые запасы нефти данной скважины.
2. Построение карты опережающей обводненности или карты "избыточной воды", а также карты потенциала МУН, с помощью которых производится ранжирование участков залежи и отдельных скважин по уровню проблематичности.
Применение методов изоляции водопротоков наиболее целесообразно и наиболее эффективно на участках опережающей обводненности. Выбор технологии борьбы с избыточной добычей воды определяется источником обводнения скважин.
Методика распознавания источника обводнения скважин позволяет проводить анализ распределения по площади залежи характера и источника обводнения скважин, определение основного источника обводнения по каждой скважине.
Процедурно методика представлена серией анализов, каждый из которых использует аналитический инструмент, основанный на описанных ниже гидродинамических особенностях эксплуатации водоплавающих залежей и водонефтяных зон.
3. Построение карты приведенных ВНФ.
Обычно в качестве мерила низкой эффективности заводнения применяется параметр накопленного ВНФ. Карта накопленного ВНФ недостаточно информативна, если скважины вводились в эксплуатацию в различное время и в условиях сильной площадной неоднородности по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) пород, в результате чего на фиксированную дату различные участки залежи находятся в разной стадии разработки.
Более информативен параметр приведенных ВНФ - накопленного ВНФ скважины на момент достижения определенной стадии разработки участка пласта, дренируемого этой скважиной. Косвенно характеризовать стадию разработки участка может текущая обводненность добываемой жидкости. В результате получаем комплексный параметр - накопленный ВНФ скважины на момент достижения ее продукцией фиксированного значения обводненности. Данный параметр фактически оперирует соотношением текущей обводненности с накопленной, т.е. функции с интегралом. Поэтому данный параметр позволяет идентифицировать характер динамики функции, а именно обводненности.
Для достижения наибольшей информативности данного параметра предварительно экспертным путем определяют оптимальное фиксированное значение обводненности, на момент достижения которого рассчитывается накопленный ВНФ. Оно равно той обводненности, при которой чисто нефтяные и водонефтяные зоны более всего различаются по значению накопленного ВНФ, а также наиболее отличаются характеры динамик обводненности скважин с различными значениями приведенного ВНФ.
Например, по объекту БС10 Южно-Сургуского месторождения у скважин, у которых значение накопленного ВНФ на момент достижения обводненности 0.5, выше 0.5, характер обводнения наиболее ранний и резкий. На скважинах со значением этого параметра менее 0.5 динамка обводнения пологая с безводным периодом.
Совместный анализ карты приведенных ВНФ с геологическими картами и с результатами ранее проведенных промыслово-геофизических исследований отдельных скважин позволяет изучить изменение источника обводнения скважин по площади. В скважинах, имеющих наиболее высокие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают контурные или подошвенные воды, в скважинах, имеющих наиболее низкие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают прорыв закачиваемых вод.
4. Уточнение источника обводнения производят путем сравнительного корреляционного анализа динамик различных показателей эксплуатации анализируемой добывающей скважины, показателей эксплуатации действующих на нее нагнетательных скважин, показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на пласт.
4.1. Корреляционный анализ динамики обводненности жидкости каждой добывающей скважины с динамикой закачки воздействующей на нее нагнетательной скважины.
Яркими признаками обводнения скважин подошвенными либо контурными водами являются обводнение скважины до ввода системы поддержания пластового давления (ППД) и снижение обводненности добываемой жидкости скважины сразу после ввода закачки.
Основной причиной описываемых явлений является уход части закачиваемой воды в водонасыщенную подошву. Механизм этого явления следующий. Допустим, разрез нагнетательной скважины представлен двумя пластами, одинаковыми по толщине (h1 и h2) и по абсолютной проницаемости (K1 и K2), разделенными непроницаемой перемычкой, а в цементном кольце имеется канал ухода закачиваемой воды в водонасыщенную часть разреза. Допустим, значения средней начальной водонасыщенности в водонасыщенной части разреза вместе с переходной и в нефтенасыщенной части равны соответственно 0.65 и 0.35. Тогда согласно кривым относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для типового для Западной Сибири полимиктового коллектора (фиг.1) значения относительной фазовой проницаемости для воды в водонасыщенной и в нефтенасыщенной частях разреза составят около 0.04 и 0.01 соответственно, т.е. фазовая проницаемость в водонасыщенной части будет вчетверо выше.
Согласно формуле Дарси (2) для нагнетательной скважины объемная приемистость пропорциональна фазовой проницаемости для воды [Д.Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении. - М.: ЮКОС, 2001. - 141 С.]:
где Kв - фазовая проницаемость для воды,
h - толщина пласта,
Рпл. - пластовое давление,
Рзаб. - забойное давление,
μВ - вязкость воды,
Rконт - радиус контура питания,
Rскв - радиус скважины,
S - скин-фактор.
Поэтому при одинаковых значениях толщины и абсолютной проницаемости разнонасыщенных частей разреза, при едином начальном пластовом давлении Рпл. и при едином забойном давлении Рзаб. закачиваемая вода будет поступать в водонасыщенную подошву вчетверо интенсивнее. Это ведет к снижению пластового давления в нефтенасыщенной части пласта и к снижению притока нефти в скважину, что в условиях обводнения подошвенными водами ведет к росту обводненности. В этих условиях увеличение закачки приводит к росту пластового давления в нефтенасыщенной части разреза, что приводит к росту притока нефти в скважины и к снижению средней обводненности добываемой жидкости.
Снижение пластового давления в нефтенасыщенной части пласта в ходе ее эксплуатации при постоянном давлении в водонасыщенной части является основной гидродинамической особенностью разработки водоплавающих зон (ВПЗ) и водонефтяных зон (ВНЗ) при условии наличия непроницаемых разделов между разнонасыщенными частями разреза. Она имеет место благодаря проявлению следующих геологических и физических факторов:
- связанность водонасыщенной подошвы залежи с водоносным горизонтом, с которым она составляет единый резервуар;
- вертикальная изоляция нефтенасыщенной части разреза от водонасыщенной непроницаемыми глинисто-аргиллитовым разделами;
- изоляция по горизонтали внутриконтурной нефтенасыщенной зоны пласта от законтурной водонасыщенной благодаря низкой фазовой проницаемости для воды во внутриконтурной зоне и низкой фазовой проницаемости для нефти в законтурной согласно кривым ОФП (фиг.1);
- законы элементарной физики, согласно которым изменение давления в жидкости при фиксированном изменении объема обратно пропорционально объему резервуара:
где
ΔР - изменение пластового давления;
ΔV - изменение объема;
V - объем резервуара;
с - коэффициент сжимаемости жидкости;
т.е. чем меньше объем резервуара, тем быстрее растет давление при введении или увеличении объемов закачки;
- незначительность нефтенасыщенного объема залежи по сравнению с водонасыщенным.
Все сказанное позволяет сравнительным анализом динамик закачки и обводненности добываемой жидкости по их асинфазному характеру выявить обводнение скважин подошвенными водами. В случае, если динамики обводненности жидкости и добычи воды скважины прямо коррелируют с динамикой закачки, то это является признаком обводнения скважины закачиваемыми водами.
4.2. Анализ корреляции динамики обводненности каждой скважины с динамикой показателя энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на пласт.
Закономерность снижения обводненности скважин, обводняющихся пластовой водой, и, наоборот, роста обводненности скважин, обводняющихся закачиваемой водой, с ростом пластового давления выявляется в практике и объясняется следующим. Рост пластового давления в продуктивном нефтенасыщенном пласте в условиях ВПЗ и ВНЗ ведет к увеличению притока нефти. При постоянном уровне притока воды из водоносной подошвы это ведет к снижению обводненности добываемой скважиной жидкости. Универсальность данной закономерности позволяет использовать ее для распознавания такого распространенного источника обводнения, как подтягивание подошвенных и контурных вод.
В случае, если динамики обводненности жидкости и добычи скважиной воды прямо коррелируют с изменением пластового давления или градиента давления вдоль пласта, то эти корреляции являются признаками обводнения скважины закачиваемыми водами.
В противном случае имеет место обводнение подошвенными или контурными водами.
В качестве фактического примера на фиг.2 представлена динамика обводнения и компенсации добычи закачкой (отношение текущей закачки к текущей добыче жидкости), косвенно связанной с текущим пластовым давлением, юго-восточной ВНЗ объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Из фигуры видно, что со снижением компенсации добычи закачкой и соответственно со снижением пластового давления обводненность увеличивается.
Опыт разработки ВПЗ и ВНЗ также показывает тенденцию снижения обводненности жидкости при увеличении градиента давления на пласт. Увеличение градиента давления как показателя интенсивности гидродинамического воздействия на пласт приводит к вовлечению в разработку слабодренируемых запасов ВПЗ и ВНЗ, увеличению добычи нефти и в условиях обводнения скважины подошвенными водами к снижению обводненности добываемой жидкости.
На фиг.2 представлен конкретный пример по юго-восточной ВНЗ объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. На фигуре видно, что резкий рост обводненности связан со снижением градиента давления, а стабилизация обводненности в конце динамики связана с ростом градиента давления.
Данный механизм позволяет идентифицировать обводнение скважин подошвенными водами по снижению обводненности добываемой жидкости при увеличении градиента давления по пласту за счет увеличения гидродинамического воздействия на пласт.
В случае отсутствия или недостаточного объема данных о динамике локального пластового давления и локального градиента давления с целью выявления источника обводнения добывающей скважины в качестве показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на пласт анализируют комплексные параметры, первый из которых представляет собой разность закачки ближайших нагнетательных скважин, приходящейся на анализируемую добывающую, и добычи жидкости этой скважины, а второй - их сумму.
4.3. Корреляционный анализ динамики обводненности жидкости каждой добывающей скважины, обводняющейся подошвенными водами, с динамикой добычи жидкости позволяет выделить скважины, обводняющиеся за счет ЗКЦ.
Конусообразование распознается известной (в том числе и из прототипа) динамикой обводненности жидкости, прямо коррелирующей с динамикой добычи жидкости при высоких значениях приведенного ВНФ.
Заколонная циркуляция (ЗКЦ) распознается по динамике обводненности, асинфазной динамике отборов жидкости, и подтверждается высоким значением приведенного ВНФ. Механизм данного явления сложен. Его основой, по мнению авторов, является гидродинамический эффект, представленный на примере скважины объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Он состоит из двух пластов БС10 и БС11, разделенных выдержанным непроницаемым разделом. В пределах нефтяной оторочки нижний пласт БС11 либо насыщен водой, либо представлен водонефтяной зоной (ВИЗ), пласт БС10 нефтенасыщен.
Обозначим базовые забойное давление, среднесуточную добычу жидкости и обводненность добываемой жидкости скважины, выраженную в долях единицы, соответственно Рзаб1, Q1 и β1. Давление в водонасыщенной части продуктивного разреза скважины равно начальному пластовому Рнач., а в нефтенасыщенной - текущему Ртек. Тогда базовые депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза соответственно равны:
При сниженном давлении в нефтенасыщенной части разреза депрессия на пласт выше в водонасыщенной.
Пусть в результате форсированного отбора жидкости (ФОЖ) забойное давление уменьшилось до Рзаб2. Тогда значения кратности увеличения депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза будут соответственно равны:
При одинаковом приросте депрессии и большей базовой депрессии на водонасыщенную часть пласта относительный прирост депрессии выше в нетенасыщенной. Так, при значениях начального и текущего пластового давления соответственно 25.8 МПа и 24.0 МПа и при снижении забойного давления в результате ФОЖ от 16.0 МПа до 14.4 МПа значения кратности прироста депрессии на нефтенасыщенную и водонасыщенную части разреза составляют соответственно 1.4 и 1.16. Более высокий относительный прирост депрессии в нефтенасыщенной части разреза обуславливает и более высокий относительный прирост притока нефти по сравнению с относительным приростом притока воды.
Формулы для определения новых значений среднесуточной добычи нефти и воды, а также степени снижения обводненности добываемой жидкости, с учетом формул (3) и (4), принимают вид:
Данный механизм, усиливаемый рядом физических и физико-химических факторов (например, очищение призабойной зоны нефтенасыщенного пропластка от осадков твердых углеводородов при увеличении добычи, эффект газового подшипника и другие), объясняет снижение обводненности добываемой жидкости на скважинах, обводняемых благодаря ЗКЦ, при увеличении добычи жидкости и наоборот.
При обводнении скважины за счет конусообразования увеличение добычи жидкости обычно приводит к росту ее обводненности.
5. Количественная оценка и анализ показателей корреляционных связей.
Корреляционный анализ добычи воды и добычи нефти каждой добывающей скважины с суммарной закачкой воздействующей на нее нагнетательной:
в случае, если коэффициент корреляции добычи воды и закачки высок, можно уверенно говорить об обводнении закачиваемыми водами;
в случае, если при высокой обводненности добываемой жидкости этот коэффициент низок, а коэффициент корреляции добычи нефти с закачкой высок, можно уверенно говорить об обводнении подошвенными или контурными водами.
Диагностика водопритоков заявляемым способом позволяет выбрать самые проблемные скважины, по которым источник обводнения далее уточняется проведением дополнительных промыслово-геофизических исследований.
6. Выбор технологических решений для проведения комплекса мероприятий по ограничению избыточной добычи воды. На основании результатов анализа распределения по площади залежи динамики обводнения (по приведенному ВНФ) и уточнения источников обводнения скважин для каждого участка выбираются технологии по снижению избыточной добычи воды.
На участках, где основным источником избыточной добычи воды является прорыв закачиваемой воды, пласт достаточно расчленен, а обводненными являются скважины лишь первого и второго рядов, применяются обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости (ВПП).
Если при тех же условиях обводнены еще скважины, более удаленные от нагнетательных, то на них применяются технологии изоляции притока вод.
Целесообразность проведения работ по изоляции притока закачиваемых вод в добывающих скважинах, удаленных от нагнетательных, и нецелесообразность проведения этих работ в скважинах первого ряда объясняется более высоким пластовым давлением в скважинах первого ряда, что с одной стороны затрудняет задавку изолирующего реагента в пласт, с другой - ускоряет его вынос в процессе дальнейшей эксплуатации скважины. Кроме того, изоляционные работы в скважинах первого ряда приводят к быстрой переориентации внутрипластовых потоков воды и ее прорыву в скважины второго ряда.
На водонефтяных зонах и водоплавающих залежах, обводняющихся подошвенными водами, проводятся работы по восстановлению начального значения пластового давления. Как описано выше, основной гидродинамической особенностью разработки ВПЗ и ВНЗ является сниженное пластовое давление относительно начального значения и относительно давления в водоносной подошве пласта. Поэтому мероприятия по восстановлению пластового давления в нефтеносной части: такие как увеличение объемов закачки, обработка призабойных зон нагнетательных скважин либо ликвидация утечек закачиваемых вод в разрезе нагнетательных скважин - приводят к росту притока нефти в скважину и соответственно к снижению обводненности добываемой жидкости.
В случае установления, что источником обводнения является прорыв подошвенных вод по закалонному пространству, после проведения первоочередных работ по восстановлению эффективности системы ППД и пластового давления на оставшихся проблемных скважинах, добывающих избыточное количество воды, проводят работы по ликвидации заколонной циркуляции.
При выявлении обводнения скважин прорывом подошвенных вод посредством конусообразования после проведения первоочередных работ по восстановлению эффективности системы ППД и пластового давления на проблемных добывающих скважинах проводят работы по установке изолирующего экрана между водо- и нефтенасыщенными частями разреза либо по зарезке направленного бокового ствола в прикровельную часть пласта с последующей эксплуатацией скважины при пониженной депрессии на пласт.
Конкретные примеры
Объект БС-8 Западно-Малобалыкского месторождения
Ниже представлен практический пример анализа избыточной добычи воды, источников обводнения скважин, принятия на их основе технологических решений и результатов работ.
Построена карта опережающей обводненности добываемой жидкости или карта "избыточной воды". Одновременно строилась карта недоотбора начальных извлекаемых запасов (НИЗ) или карта потенциала методов увеличения нефтеотдачи (МУН).
Последовательность построения карт следующая. По каждой скважине определялась разница между текущим значением обводненности добываемой жидкости и тем расчетным оптимальным значением, которое соответствует оптимальной тенденции разработки, обеспечивающей в перспективе извлечение начальных извлекаемых запасов нефти данной скважины по достижению обводненности 99%. Оптимальная тенденция строилась по каждой скважине с помощью характеристики вытеснения, использующей модель (1).
Конкретный пример характеристики вытеснения по описанной модели (1) на примере скв. № 443 представлен на фиг.3. На чертеже сплошной ломаной кривой обозначена текущая тенденция обводнения скважины, прерывистой прямой - оптимальная, которая построена по двум вышеописанным точкам, обозначенным на фигуре кольцами.
Вертикальной двусторонней стрелкой на фиг.3 отмечена разница между текущим значением логарифма ВНФ и оптимальным для данной накопленной добычи нефти. По этим значениям строилась карта избыточной обводненности добываемой жидкости или карта "избыточной воды", которая представлена на фиг.4. Анализ карты позволяет отметить, что наибольшее количество избыточной добычи воды отмечается в северной зоне, приуроченной к ЧНЗ (чисто нефтяной зоне), и в юго-восточной, приуроченной к ВНЗ (водонефтяной зоне).
Горизонтальной двусторонней стрелкой на фиг.3 отмечена разница между текущим и оптимальным для текущей обводненности добываемой жидкости значениями накопленной добычи нефти.
Частное от деления этой разницы на НИЗ зоны разработки данной скважины представляет собой текущее отставание отбора НИЗ от оптимальной тенденции или потенциала МУН для данной скважины. Карта, построенная для данного параметра по всему фонду скважин, представляет собой карту распределения потенциала МУН по площади; она представлена на фиг.5. Карта потенциала МУН по конфигурации в основном повторяет карту "избыточной воды".
С целью анализа площадного распределения динамик обводнения и источника обводнения скважин построена карта приведенных ВНФ.
Экспертным анализом установлено, что наиболее информативно значение накопленного ВНФ на момент достижения обводненности 50%. Для каждой скважины определяется значение накопленного ВНФ скважины на момент достижения определенной - 50%-ной - обводненности добываемой жидкости. На фиг.6 представлена карта приведенных ВНФ объекта БС-8 Западно-Малобалыкского месторождения.
Анализ карты позволил отметить, что наибольшие значения данного параметра наблюдаются в юго-восточной зоне, приуроченной к ВНЗ, и в приконтурных областях. Это указывает на то, что в этих зонах наиболее резкое и ранее обводнение скважин за счет прорыва подошвенных и контурных вод.
Технология корреляционного анализа заключалась в изучении и сравнении динамик добычи воды, нефти и обводненности добываемой жидкости с динамиками закачки по соседней нагнетательной скважине и добычи жидкости анализируемой скважины.
Также достаточно информативен оказался сравнительный анализ динамик обводненности добываемой жидкости с динамикой показателя энергетического состояния пласта, в качестве которого использован комплексный условный параметр (УПЭС), который представляет собой разность закачки ближайших нагнетательных скважин, приходящейся на анализируемую добывающую, и добычи жидкости этой скважины.
Ниже приведены результаты корреляционного анализа по трем скважинам, расположенным в разных зонах залежи. Расположение скважин представлено на карте "избыточной воды" (фиг.4).
Скважина №443 северного участка расположена в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ). Динамики эксплуатационных показателей данной скважины и соседней нагнетательной скважины №458 представлены на фиг.7.
Анализ показал, что в начальный период основным источником обводнения были контурные воды, в последующем - прорыв закачиваемой воды. На первое указывает присутствие воды в добываемой жидкости скважин до введения ППД, снижение обводненности с введением закачки, обратная корреляция динамики обводненности и динамики показателя энергетического состояния пласта (УПЭС) в первый период после ввода закачки (фиг.7). На второе указывает прямая корреляция динамики добычи воды и динамики закачки, начиная с середины 2004 года, и прямая корреляция динамики обводненности с динамикой УПЭС, начиная с ноября 2004 года. Коэффициент корреляции динамики добычи воды с динамикой закачки ближайшей нагнетательной скважины № 458 за период 2004-2005 г.г. составил 0.82. Корреляции закачки с динамикой добычи нефти нет: коэффициент корреляции составил 0.35. Это указывает на холостые потоки закачиваемой воды вдоль пласта и подтверждает указанный источник обводнения.
Скважина № 877 юго-западного участка расположена на ЧНЗ.
Анализ динамик показателей эксплуатации данной скважины и соседних нагнетательных скважин №№ 876 и 878 (фиг.8) показывает, что при невысокой текущей обводненности изначальным источником обводнения являются контурные воды. На это указывает присутствие воды в добываемой жидкости скважины до введения ППД в окружении данной скважины, снижение обводненности с вводом закачки и обратная корреляция динамики обводненности с динамикой УПЭС. С середины 2005 года основным источником обводнения становится закачиваемая вода. Но контурные воды в добываемой жидкости скважин остаются в объеме до 10%. Это подтверждается невысокой величиной коэффициента корреляции динамики добычи воды с динамикой закачки соседней нагнетательной скважины № 878, который составил 0.51. При этом корреляция закачки с добычей нефти практически отсутствует. Последнее указывает на то, что, с одной стороны, закачиваемая вода частично присутствует в продукции скважины, но, с другой стороны, практически не производит действия по вытеснению нефти, которая добывается за счет давления контурных вод.
Скважина № 596 юго-восточного участка в пределах ВИЗ.
Анализ динамик показателей эксплуатации скважины №596, а также закачки нагнетательной скважины № 895 (фиг.9) показывает, что скважина обводняется подошвенными водами. На это указывает обратная корреляция динамик закачки и УПЭС с динамикой обводненности добываемой жидкости, а также высокое значение приведенного водонефтяного фактора (фиг.6).
Источником обводнения являются ЗКЦ, на что указывает обратная корреляция динамики обводненности с динамикой добычи жидкости.
Количественная оценка и анализ показателей корреляционных связей показал, что при текущей обводненности 0.25 коэффициент корреляции динамики добычи воды с динамикой закачки ближайшей нагнетательной скважины № 895 за период 2004-2005 г.г. относительно невысок и составил 0.61. Коэффициент же корреляции динамики закачки с динамикой добычи нефти высок и составил 0.88. Соотношение указанных цифр говорит за то, что добываемая скважиной № 596 вода в основе своей подошвенная.
На основании результатов анализа разработана программа мероприятий по снижению избыточной добычи воды.
На северном участке, где основным источником избыточной добычи воды, как показал анализ, является прорыв закачиваемой воды, применены обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости (ВПП). Обработаны скважины №№ 801, 836, 458, 442. В результате снизилась обводненность окружающих добывающих скважин, что представлено на фиг.10.
На юго-восточном участке проведены работы по улучшению энергетического состояния пласта. На фиг.11 представлена динамика основных показателей разработки участка. Введением ППД и увеличением объемов закачки было приподнято пластовое давление. В результате частичного восстановления пластового давления увеличилась добыча нефти. Это привело к сильному снижению обводненности добываемой жидкости. С дальнейшим увеличением объемов закачки обводненность добываемой жидкости еще более снижается.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ СКВАЖИН, ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ПОСРЕДСТВОМ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ВОДЫ | 2015 |
|
RU2603145C1 |
| Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой | 2021 |
|
RU2775120C1 |
| СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ СКВАЖИН, ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ПОСРЕДСТВОМ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ВОДЫ | 2010 |
|
RU2435028C1 |
| Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | 2021 |
|
RU2766482C1 |
| Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | 2020 |
|
RU2720848C1 |
| Способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой и ухудшающейся проницаемостью к кровле | 1990 |
|
SU1719621A1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 2002 |
|
RU2229588C1 |
| СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОМОЩЬЮ КАРТ ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН | 1997 |
|
RU2122107C1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ В СЛОЖНОПОСТРОЕННОМ КАРБОНАТНОМ КОЛЛЕКТОРЕ | 2012 |
|
RU2509878C1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ | 1993 |
|
RU2077663C1 |
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки обводненных нефтяных залежей, осуществляющимся с учетом выявляемых источников обводнения. Обеспечивает повышение эффективности разработки обводненной нефтяной залежи за счет более системной, более точной и надежной диагностики проблемных скважин и их источников обводнения. Сущность изобретения: объективное и дифференцированное выделение проблемных скважин осуществляют с помощью карты опережающей обводненности (избыточной воды), карты недоотбора начальных извлекаемых запасов. Анализ площадного изменения характера динамик обводнения скважин по площади залежи, с помощью которого получают первое представление о распределении источников обводнения, проводят с помощью карты накопленного водонефтяного фактора - ВНФ на момент достижения фиксированного значения обводненности. Более точное предварительное определение источника обводнения нефтяных скважин достигают с помощью корреляционного анализа более широкого числа параметров: динамик добычи воды, нефти и обводненности добываемой жидкости с динамикой добычи жидкости, динамик закачки по нагнетательным скважинам, показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. На основании полученных данных разрабатывают и реализуют адресную программу мероприятий, включающую работы как по изоляции вод на проблемных добывающих скважинах с учетом их расположения относительно нагнетательных, так и работы на нагнетательных скважинах по повышению эффективности заводнения. 6 з.п. ф-лы, 11 ил.
| БИЛЛ БЕЙЛИ и др., Диагностика и ограничение водопритоков, Москва, Нефтегазовое обозрение, 2001, N 1, с.44-67 | |||
| СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ | 2000 |
|
RU2183268C2 |
| СПОСОБ ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 1994 |
|
RU2072033C1 |
| Способ разработки нефтяного месторождения | 1987 |
|
SU1559121A1 |
| RU 2060374 С1, 20.05.1996 | |||
| ПАТРОННЫЙ РЕВЕРСИВНЫЙ ФИЛЬТР ДЛЯ ГИДРО- И ПНЕВМОПРИВОДОВ | 1994 |
|
RU2069252C1 |
| СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ | 1998 |
|
RU2148169C1 |
| Способ разработки нефтяной залежи | 1991 |
|
SU1836551A3 |
| Способ заводнения неоднородных пластов при циклическом заводнении | 1990 |
|
SU1770551A1 |
| US 5058012 А, | |||
