В статье авторы предлагают методические рекомендации для проведения анализа и управления заводнением. Данный подход был опробован на месторождениях компании КазМунайГаз, с постоянными изменениями в реальном времени.
Ключевые слова: месторождение, нефть, заводнение, блок разработки, элемент разработки, коэффициент подвижности.
В настоящее время большая часть нефтегазовых месторождений Казахстана разрабатывается с применением такого метода увеличения нефтеотдачи как заводнение холодной водой. Разработка месторождения на естественном режиме позволяет достичь коэффициент извлечения нефти (КИН) не более 10–15 %, применение заводнения увеличивает этот показатель до 20–60 % в зависимости от свойств пластовых и закачиваемых флюидов, а также характеристик породы.
Кроме этого, хотелось бы отметить, что если речь идет о зрелых месторождениях с длительной историей добычи и закачки, то нередко в течении времени схема разработки менялась несколько раз — модифицировалась из рядной в блочную, затем в очаговую. В результате система ППД многих зрелых месторождений нуждается в системном анализе, реконфигурации и модернизации как в подземной ее части, так и наземной.
Описание процесса выполнения анализа заводнения
Предлагаемый алгоритм выполнения анализа заводнения состоит из четырёх крупных взаимосвязанных разделов:
− анализ на уровне блока;
− анализ на уровне элемента разработки;
− анализ инфраструктуры;
− мониторинг эффекта от реализации мероприятий, ранее предложенных в рамках анализа заводнения.
Рис. 1. Алгоритм выполнения анализа заводнения
Перед тем как приступить к детальному описанию процессов выполнения анализа на уровне блока и на уровне элемента разработки коротко рассмотрим вопросы, в чем отличие понятия блок от понятия элемент разработки, с какими целями выполняется тот или иной вид анализа и какие конечные результаты ожидаются.
В связи с тем, что в ходе анализа заводнения на уровне блока применяются инструменты, оперирующие объемами пласта (PV, MOPV, HCPV) и запасами углеводородов (НГЗ, НИЗ), необходимо, чтобы эти характеристики оставались постоянными во времени, поэтому контура блоков резонно проводить через границы наименьших перетоков пластовых флюидов из одной части объекта разработки в другую. Границами наименьших перетоков могут считаться:
− ряды нагнетательных скважин, в том числе остановленные в настоящий момент;
− внешние контуры нефтеносности;
− разломы с амплитудой больше мощности пласта в данном районе;
− зоны замещения, глинизации, выклинивания коллектора и другие геологические границы.
В случае, если объект разработки представляет собой небольшую залежь или конгломерат нескольких небольших по площади залежей, то каждая залежь может ассоциироваться с отдельным блоком разработки.
Когда выполнение условия неперетока флюидов из одной части залежи в другую ставится под вопрос, то в подобного рода ситуациях рекомендуется в крупные блоки объединять участки залежи с примерно одинаковой сеткой разработки, а границы блоков проводить либо по карте общей мощности коллектора, через зону минимальных мощностей, либо по карте проницаемостей, через зону пониженных проницаемостей, либо через середину расстояния между добывающими скважинами, которые относятся к смежным блокам.
Анализ заводнения на уровне блоков позволяет:
− спрогнозировать выработку запасов нефти;
− оценить эффективность работы существующей системы ППД;
− проверить корректность истории добычи и закачки, исследовать вероятность перетоков между пластами, частями залежи, в том числе и между блоками, а также рассчитать объём не эффективной закачки;
− оценить НГЗ нефти, объём газовой шапки, объем воды, поступающий из аквифера.
На основе результатов данного вида анализа блоки могут быть сгруппированы в зависимости от выявленных ключевых проблем и следующим шагом эти блоки необходимо проранжировать для того, чтобы выявить участки наиболее перспективные с точки зрения увеличения добычи в краткосрочной перспективе. Критерии ранжирования могут быть различными, к примеру это может быть величина остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) или их плотность, годовой темп отбора от ОИЗ и так далее.
В отличии от анализа заводнения на уровне блоков анализ на уровне элемента разработки оперирует скважинными данными — замерами дебитов и приемистостей, результатами ГИС, РИГИС, ГИС-к, ГДИС, трассерных исследований и другими. Основные задачи, которые решаются в ходе его реализации, выявление связи между нагнетательными и добывающими скважинами, изучение характера вытеснения нефти водой в межскважинном пространстве с целью последующей оценки приемистости, необходимой для компенсации отборов реагирующих добывающих скважин, а также планирование мероприятий по увеличению охвата заводнением и выработки недренируемых запасов, поэтому элементы разработки формируются вокруг нагнетательных скважин, и их границы проводятся через середины реагирующих добывающих скважин.
Анализ заводнения на уровне блока
Оценка коэффициента подвижности
Стабильность фронта на границе нефть-вода при заводнении пластов зависит от свойств породы, но в большей степени от свойств совместно фильтрующихся флюидов. Предположение о том, настолько равномерно будет проходить вытеснение нефти водой на микроуровне можно сделать на основании величины коэффициента подвижности (М).
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
В эксперименте по определению ОФП в обязательном порядке должны быть воссозданы начальные или текущие термобарические условия пласта, в зависимости от того в каких условиях необходимо изучить двухфазную фильтрацию флюидов. В эксперименте допускается применение модели пластовой нефти — безводной дегазированной нефти, разбавленной растворителями (керосин, бензин, петролейный эфир и др.), плотность и вязкость которой близка по значениям к плотности и вязкости пластовой нефти в начальных или текущих пластовых условиях. В случае, если эксперимент выполняется для месторождения вязкой нефти с большим содержанием смолисто — асфальтеновых веществ, необходимо использовать пластовую нефть с газосодержанием, характерным для нефти в начальных или текущих пластовых условиях, так как вязкие нефти могут менять смачиваемость пород с гидрофильной на гидрофобную или на промежуточную смачиваемость. Кроме этого, модель воды, применяемая в лабораторном тесте, должна быть схожей по свойствам с водой, которую планируют закачивать в пласт в ходе разработки месторождения.
Если коэффициент подвижности М меньше или равен 1, то можно говорить о том, что в массивном однородном коллекторе фронт вытеснения будет продвигаться равномерно, если же М больше 1, то на микроуровне может наблюдаться образование языков прорыва вытесняющего агента в вытесняемую фазу (рис.2).
Рис. 2. Схематичное представление движения фронта закачиваемого агента в зависимости от коэффициента подвижности (М)
Скрининг текущего состояния разработки блоков
В качестве минимально-достаточного набора инструментов для оценки текущего состояния разработки блоков можно предложить:
- Графики изменения во времени
− Обводненности, количества действующих добывающих и нагнетательных скважин;
− Обводненности, закачки, добычи нефти и жидкости;
− Обводненности, среднесуточной среднескважинной добычи жидкости, нефти и закачки.
- Кросс-плоты:
− КИН от среднего расстояния между скважинами;
− Текущее пластовое давление от текущей и накопленной компенсации;
− АВС плот, данный подход будет подробнее рассмотрен ниже.
- Графики согласованности (Conformance plots):
− КИН от коэффициента охвата заводнением по объему (Ev), далее по тексту будет приведено детальное описание расчета Ev, а также примеры его интерпретации;
− КИН от массовой обводненности скважинной продукции.
- График зависимости ВНФ от накопленной добычи нефти, далее также будет рассмотрен детально.
- Гистограмму сопоставления НИЗ по проекту и НИЗ по ВНФ.
Ранжирование блоков
В настоящее время потребность в анализе заводнения огромна, однако, для эффективного использования времени, знаний и навыков, требуемых при выполнении подобного рода работ, возникает необходимость ранжирования блоков для того, чтобы сфокусировать ограниченные ресурсы на участках, способных дать наибольший эффект. Набор критериев может быть разным и зависеть как от геолого-технических характеристик рассматриваемого объекта, так и от финансовых показателей его разработки.
Следует добавить, что в ходе анализа заводнения необходимо учитывать всю доступную по месторождению, пласту, залежи информацию, начиная с сейсмики, результатов геохимических исследований, геологического изучения и, заканчивая данным добычи, а также истории ГТМ.
Анализ заводнения на уровне элемента разработки
Изучение геологического строения
Для качественного выполнения анализа заводнения желательно получить представление о залежи тел в трехмерном пространстве с различными литологическими и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) в пределах рассматриваемого региона. Прослеживание распространения коллекторов по площади имеет большое значение в анализе системы заводнения.
Процесс изучения геологического строения зависит от особенностей месторождения, а также имеющихся данных. Изучение геологического строения заключается в следующем:
− изучение результатов петрофизического анализа керна. Необходимо понимать, насколько отличаются петрофизические параметры выделяемых геологических тел (относительные фазовые проницаемости, начальная и остаточная нефтенасыщенность, остаточная водонасыщенность, коэффициент вытеснения);
− детальная корреляция. В рамках данной задачи необходимо проводить сопоставление геологических разрезов между собой для выяснения возрастных соотношений, выделения одноименных пластов (каналов), выявления изменения литологического состава, установление характеров контактов пластов и др. Предполагается, что в пределах выделенного канала существует гидродинамическая связь между скважинами. Однако важно понимать, что песчаники, отложенные в разное время, не имеют гидродинамической связи;
− сейсмофациальный анализ. При наличии качественных сейсмических данных можно воспользоваться сейсмофациальным анализом, для определения латерального распространения геологических тел (русло, бары и пр.) посредством построения карт атрибутов. Поэтому сейсмофациальный анализ необходимо проводить совместно с интерпретацией данных ГИС и керна;
− построение схем распространения тел пород-коллекторов различного возраста. Для концептуального понимания седиментологической обстановки, прослеживания трендов во взаимовлиянии скважин и возможности прогнозирования влияния необходимо схематично отобразить распространение связанных песчаных каналов по площади. С целью максимального охвата по площади необходимо включить в анализ все действующие, транзитные и ликвидированные скважины на рассматриваемом регионе. Для разрезов скважин, пробуренных на территории каналов, свойственны мощные (от 4–5 метров) однородные пласты, выделяемые по гамма каротажу, боковому каротажу и методом самопроизвольной поляризации. Разрезы скважин в пойменных участках характеризуются значительной неоднородностью и прослаиванием коллекторов до 1–2 м. Результатом данного анализа является концептуальная картина распространения разновозрастных песчаных каналов, которые местами могут накладываться друг на друга (рис. 3).
Рис. 3. Анализ геологического строения района работ
Анализ влияния нагнетательных скважин на добывающие
Анализ влияния нагнетательных скважин на окружающие добывающие выполняется с целью:
− выявления гидродинамической связи между рассматриваемой нагнетательной скважиной и окружающими ее добывающим, для последующей оценки приемистости, необходимой для компенсации отборов реагирующих добывающих скважин;
− определения интервалов пласта в добывающих и нагнетательных скважинах, не вовлеченных в разработку и интервалов, по которым идет циркуляция закачиваемой воды — рекомендации по дострелам, изоляциям и применению технологий по выравниванию профиля притока или приёмистости для повышения охвата заводнением по мощности пласта;
− локализация зон недренируемых запасов и зон необеспеченных закачкой — мероприятия по бурению, ЗБС, переводам на пласт транзитных скважин, переводам скважин в ППД, для повышения охвата заводнением по площади.
Важно отметить, что на добывающие скважины, входящие в изучаемый элемент разработки, могут оказывать воздействие не только рассматриваемая нагнетательная скважина, но другие нагнетательные скважины расположенные в этом же районе, поэтому все планшеты с данными ГИС и добычи строятся через анализируемую нагнетательную скважину, рассматриваемую добывающую и нагнетательную скважину, которая потенциально может оказывать воздействие на рассматриваемую добывающую скважину (рис. 4).
Рис 4. Выкопировка структурной карты по кровле горизонта 1 месторождения Х
Анализ влияния выполняется в два этапа. На первом этапе необходимо оценить связанность коллектора, сопоставить интервалы перфорации в добывающей и нагнетательных скважинах, а также проанализировать результаты определения профилей притока и приемистости.
На втором этапе рассматривается динамика изменения во времени суточных дебитов нефти и жидкости, динамического уровня добывающей скважины, а также суточных приемистостей нагнетательных скважин. В обязательном порядке на графики по добывающей скважине выносятся данные о выполненных ГТМ, ремонтах, оптимизациях насосов и другая информация о событиях, которые могли привести к изменению режима работы добывающей скважины. События на нагнетательной скважине также выносятся, данная информация необходима при интерпретации графиков Холла. Рекомендуется в анализе использовать замерные суточные дебиты и приемистости без учета паркового коэффициента, так как данная информация является первичной и наиболее точно отражает изменения в режиме работы скважин.
Оценка приемистости
Оценка приемистости, необходимой для компенсации отборов добывающих скважин, на которые влияет рассматриваемая нагнетательная, выполняется после анализа влияний. Для этого на первом этапе вокруг рассматриваемой нагнетательной скважины выделяется элемент разработки.
Далее производится расчет коэффициента участия скважины (КУС), который показывает, какой процент добычи жидкости каждая добывающая скважина получает за счет работы рассматриваемой нагнетательной, при необходимости данный коэффициент может быть скорректирован вручную.
Затем оценивается фактическая среднесуточная добыча жидкости элемента разработки в пластовых условиях с учетом КУС на основе фактических среднесуточных показателей добычи скважин, входящих в элемент разработки.
В зависимости от текущего энергетического состояния пласта, диагностированного инженером, выполняющим анализ, рекомендуются следующие диапазоны планируемых компенсаций:
− текущее пластовое давление снизилось не более чем на 20 % от начального — планируемая компенсация принимается на уровне 120–130 % с учетом 20–30 % среднестатистических потерь закачиваемой воды (неточности учета закачки, уход в нецелевой объект разработки и т. д.);
− текущее пластовое давление снизилось более чем на 20 % от начального — планируемая компенсация принимается на уровне 150–160 %.
По результатам мониторинга эффекта от реализации мероприятий, предложенных в рамках данного анализа, величина планируемой компенсации должна быть уточнена в зависимости от реакции добывающих скважин.
Важно отметить, что до выдачи окончательных рекомендаций по регулированию закачки, необходимо оценить забойные и устьевые давления, при которых пласт рвется. Забойные давления авто ГРП могут быть оценены на основе грациентов разрыва, полученных по данным уже выполненных ГРП, устьевые — путем вычетания давления гидростатического столба жидкости. В случае, если невозможно достичь расчетной среднесуточной закачки воды и не превысить давление гидроразрыва пласта, необходимо предусмотреть мероприятия по улучшению свойст ПЗП (ОПЗ, ГРП), что позволит достичь необходимой приемистости при меньшем забойном давлении.
Литература:
- Лысенко В. Д. «Проектирование разработки нефтяных месторождений». М. Недра, 1987.
- Бакиров И:М., Дияшев Р. Н., Закиров, И. З. О размещении нагнетательных скважин и системах заводнения при разработке нефтяных месторождений; //Тр./ Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений.- Альметьевск.-2000.
- Ивановский В.Н, Дарищев В. И., Сабиров А. А., Каштанов В. С., Пекин С. С. Оборудование для добычи нефти и газа: В2ч. — М: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И. И. Губкина, 2003.
