Индикаторные исследования как метод выявления техногенной трещиноватости, влияющей на процесс равномерного заводнения пласта, на примере одного из месторождений Нижневартовского свода



Многочисленные исследования месторождений Нижневартовского свода свидетельствуют о том, что основными причинами высокой и прежде всего резкой обводненности продукции скважин являются превышения критических давлений нагнетания в нагнетательных скважинах и форсированные отборы жидкости в добывающих скважинах, что приводит к самопроизвольному гидроразрыву пластов и возникновению техногенной трещиноватости в призабойной зоне [2, 4, 5]. При дальнейшей эксплуатации скважин в межскважинном пространстве происходит развитие трещиновато-пористого типа коллектора, способствующего расформирования сплошного фронта вытеснения нефти закачиваемой водой и образованию каналов низкого фильтрационного сопротивления, связывающих нагнетательные и добывающие скважины.

В последние годы в Западной Сибири, с целью определения наличия техногенной трещиноватости в разрабатываемых пластах, способствующей резкому обводнению продукции скважин закачиваемой водой, широко применяются индикаторные исследования.

Индикаторный способ является одним из наиболее эффективных методов качественного и количественного изучения межскважинного пространства, он применяется для контроля эффективности регулирования заводнения и базируется на использовании данных перемещения меченых жидкостей (трассеров) с закачиваемой в пласт водой [1].

Комплекс индикаторных (трассерных) исследований позволяет определить объемы каналов низкого фильтрационного сопротивления (НФС), их проницаемость, направленность и скорость фильтрации закачиваемой по каналам НФС воды.

В настоящее время в данной области работает большое количество компаний, одной из которых является ООО «СК «Черногорнефтеотдача». Главными особенностями данной компании являются большой опыт проведения трассерных исследований (с 1996 г.) и комплексный подход при проведении работ, включающий в себя изучение и корректировку геологических моделей исследуемых объектов, определение структуры остаточных запасов УВ, ретроспективный анализ истории разработки месторождений, выбор на основе физического моделирования оптимальных способов воздействия на коллектора, разработка детальной программы ГТМ по изучаемому объекту.

Для примера, рассмотрим результаты индикаторных исследований, выполненных ООО «СК «Черногорнефтеотдача» на одном из наиболее типичных месторождений Нижневартовского свода в 2016 г.

Данное месторождение является нефтяным, многопластовым. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных пластах верхнеюрских (пласты группы ЮВ) и меловых отложений (пласты групп АВ и БВ).

По количеству извлекаемых запасов нефти месторождение относится к категории крупных (около 100 млн.т нефти), при этом остаточные запасы нефти составляют менее 30 %. Месторождение находится на поздней стадии разработки.

Всего на месторождении пробурено более 500 эксплуатационных скважин, из них: добывающих — более 300 (действующих — 88 %), нагнетательных — около 100 (действующих — 92 %), законсервированных — около 100 скважин.

К категории низкодебитных (дебит по нефти < 5 т/сут) относится 40 % от всего действующего фонда скважин. К высокообводненному фонду (обводненность свыше 90 %) относится 54 % от всего действующего фонда скважин.

Бездействующий добывающий фонд месторождения составляет 12 % от общего числа. На момент остановки большинство из них работало с дебитом по нефти менее 5 т/сут и обводнённостью более 98 %.

Таким образом, основными проблемами разработки месторождения являются низкие дебиты нефти и высокая обводненность продукции скважин, что приводит к необходимости перевода значительного количества добывающих скважин в бездействующий фонд.

Одним из основных объектов, определяющих добычу нефти как на данном месторождении, так и на многих других месторождениях Нижневартовского свода, является горизонт АВ_1–2, в котором проводились индикаторные исследования.

Закачка трассеров проводилась в три нагнетательные скважины на двух опытных участках. Период отбора проб из контрольных добывающих скважин составил около 200 дней, за это время было выполнено более 520 отборов проб и около 880 химических анализов на наличие закачанных индикаторов в продукции скважин.

На первом опытном участке в одну из нагнетательных скважин был закачан флуоресцеин натрия массой 15 кг. Анализ проб жидкости на присутствие трассера проводился по шести добывающим скважинам.

Анализ индикаторных исследований показал, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно. В скважинах зафиксированы от 3 до 10 пиков подъема концентрации индикатора, которые соответствуют количеству выделенных каналов. В целом, на участке работ выделено 39 высокоскоростных каналов движения трассера.

Время обнаружения индикатора в исследуемых добывающих скважинах с момента его закачки составило 40–1200 часов. При этом скорости прохождения индикатора по пласту варьируют в диапазоне от 1 до 12 м/ч. Общий объем выделенных каналов оценивается в 43700 м³. Проницаемость меняется в интервале 3–26 мкм², гидропроводность — 0,01–0,16 мкм²×см/мПа×с.

Результаты расчетов показывают, что исследуемая на первом опытном участке нагнетательная скважина оказывает значительное влияние на четыре добывающие скважины из шести. Масса извлеченного индикатора по этим скважинам составила 92 %, а объем каналов низкого фильтрационного сопротивления оценен в 40 % от общего объема.

Преимущественное перемещение индикатора (56 % массы) происходило в зоне средних скоростей (в диапазоне 6–8 м/ч), значительно меньшее количество перемещенного индикатора (8 % массы) двигалось в зоне низких скоростей (до 6 м/ч), остальной объем индикатора (36 %) двигался с наибольшей скоростью в диапазоне 9–12 м/ч.

Индикаторные исследования, проведенные на первом опытном участке, свидетельствуют о наличии в пласте разветвленной сети высокопроницаемых каналов фильтрации, которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Основной фронт перемещения нагнетаемой воды ориентирован в западном направлении (рис. 1). Непроизводительная закачка в пределах исследуемого участка оценивается в 30 %.

На втором опытном участке работы по закачке трассера выполнялись в двух нагнетательных скважинах. В первую был закачан роданистый аммоний массой 260 кг, а во вторую — родамин G массой 15 кг. Анализ проб жидкости на присутствие трассера проводился по пяти добывающим скважинам.

Анализ индикаторных исследований показал, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно. Родамин G был обнаружен в разных концентрациях во всех исследуемых добывающих скважинах, а роданистый аммоний только в четырех скважинах из пяти. В целом, на участке работ выделено 103 высокоскоростных каналов движения трассеров, закачанных в нагнетательные скважины.

Время обнаружения индикаторов в исследуемых добывающих скважинах с момента их закачки составило 40–330 часов. При этом скорости прохождения индикаторов по пласту варьируют в диапазоне от 5 до 12 м/ч. Общий объем выделенных каналов оценивается в 36300 м³. Проницаемость меняется в интервале 11–32 мкм², гидропроводность — 0,05–0,28 км²×см/мПа×с.

Результаты расчетов показывают, что нагнетательная скважина, в которую был закачан родамин G оказывает наибольшее влияние на две добывающие скважины из пяти исследуемых. Масса извлеченного индикатора по этим скважинам составила 60 %, а объем каналов низкого фильтрационного сопротивления составил всего 10 % от общего объема.

Преимущественное перемещение индикатора родамин G (56 % массы) происходило в зоне средних скоростей (6–8 м/ч), значительно меньшее количество перемещенного индикатора (24 % массы) двигалось в зоне низких скоростей (до 6 м/ч), остальной объем индикатора (20 %) двигался с наибольшей скоростью — свыше 11 м/ч. Основной фронт перемещения нагнетаемой воды с родамином G ориентирован в западном и северо-западном направлениях.

Рис. 1. Роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикатора от исследуемых нагнетательных скважин, совмещенная с картой состояния разработки горизонта АВ_1–2: 1 — добывающая скважина в работе, 2 — добывающая скважина в бездействии, 3 — нагнетательная скважина в работе, 4 — нагнетательная скважина в бездействии, 5 — роза-диаграмма перемещения флуоресцеина натрия, 6 — роза-диаграмма перемещения роданистого аммония, 7 — роза-диаграмма перемещения родамина G

Нагнетательная скважина, в которую был закачан роданистый аммоний, оказывает наибольшее влияние на одну добывающую скважину из пяти исследуемых. Масса извлеченного индикатора по скважине составила 40 %, а объем каналов низкого фильтрационного сопротивления составил всего 17 % от общего объема.

Преимущественное перемещение индикатора роданистый аммоний (53 % массы) происходило в зоне низких скоростей (до 6 м/ч), значительно меньшее количество перемещенного индикатора (7 % массы) двигалось в зоне средних скоростей (8–10 м/ч), остальной объем индикатора (40 %) двигался с наибольшей скоростью около 11 м/ч. Основной фронт перемещения нагнетаемой воды c роданистым аммонием ориентирован в западном и южном направлениях.

Индикаторные исследования, проведенные на втором опытном участке работ, также свидетельствуют о наличии в пласте разветвленной сети высокопроницаемых каналов фильтрации, которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Непроизводительная закачка в пределах исследуемого участка по нагнетательным скважинам составила порядка 27–29 %.

Выполненный комплекс работ позволил оценить текущую гидродинамическую обстановку, наглядно показать трассирование потоков закачиваемой воды, определить фильтрационные параметры пластов и объем высокопроницаемых каналов фильтрации.

На основании полученных данных о скоростях перемещения индикаторной жидкости и проницаемости фильтрационных направлений для повышения эффективности работы нагнетательных скважин, а также переориентировки устоявшихся фильтрационных потоков и улучшения условий нефтевытеснения разработаны рекомендации о проведении обработки нагнетательных скважин исследуемого месторождения потокоотклоняющими физико-химическими композициями. Рабочие объемы реагентов определены исходя из расчета водозамещенной области пласта (объемов каналов фильтрации), которые были оценены по данным индикаторных исследований в зонах влияния нагнетательных скважин. Проведение физико-химического воздействия (ФХВ) по выравниванию профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин рекомендовано проводить в комплексе с гидродинамическим (циклическим) регулированием [3].

Литература:

1. Соколовский Э. В., Кузнецов О. Л., Дияшев Р. Н. Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей // Грозный: СевКавНИПИнефть — 1989. — С. 79.
2. Медведский Р. И. Ручейковая теория вытеснения нефти водой // Нефть и газ — 1997. — № 6. — С. 69.
3. Боксерман А. А., Лейбин М. Л., Смирнов Ю. Л. и др. Эффективность применения интегрированной технологии нестационарного адресного воздействия на пластах Ермаковского месторождения ОАО «Тюменнефтегаз» // Нефтяное хозяйство — 2000. — № 9. — С. 65–68.
4. Никитин А. Ю., Митрофанов А. Д., Куприянов Ю. Д. и др. Эффективность применения потокоотклоняющих технологий на Талинской площади Красноленинского месторождения по результатам трассерных исследований // Горные ведомости — 2008. — № 7. — С. 38–42.
5. Иванов С. А., Галимов Ш. С., Никитин А. Ю. и др. Оценка состояния разработки объекта ЮВ₁ Повховского месторождения по результатам индикаторных (трассерных) исследований // Нефтепромысловое дело — 2010. — № 6. — С. 21–28.