CC BY
125
УДК 622.276:622.276.34:622.276.43
И.А. Дьячук, Е.В. Князева, Н.С. Кутуков
ЗАО «Системные Технологии Эксплуатации Месторождений» (ЗАО «СТЭМ»), Уфа
АНАЛИЗ ВРЕМЕННОЙ ОСТАНОВКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
И ПРИБЛИЗИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА СКОРОСТИ НАКОПЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ
Проанализированы остановки эксплуатационных скважин. Показано, что в период остановки в скважинах, приуроченных к микрокупольным поднятиям кровли продуктивного коллектора, происходит накопление остаточной нефти. Полученные данные подтверждают, что в промытой части коллектора происходят процессы регенерации нефтяной залежи, связанные с проявлением гравитационного градиента давления и хроматографи-ческих процессов на границе радела фаз. Оценена скорость перемещения нативной и остаточной нефти в условиях заключительной стадии разработки.
Ключевые слова: заключительная стадия разработки, гравитационный градиент давления, хроматографи-ческие процессы на границе фаз, нативная нефть, остаточная нефть.
Завершающая стадия разработки нефтяного месторождения - это этап в эволюции развития динамической системы. Любая нефтяная залежь, разработка которой осуществляется в условиях жестко-водонапорного режима, является динамической системой и претерпевает необратимые изменения. В соответствии с этим, должны меняться и методы воздействия на неё.
В результате обобщения и анализа литературных данных, промысловых наблюдений и экспериментов, а также проведя собственные лабораторные исследования, удалось сформулировать рабочую гипотезу о механизме переформирования нефтяной залежи в условиях искусственного заводнения.
На завершающей стадии разработки остаточная нефть, оставшаяся за фронтом вытеснения, будет мигрировать преимущественно в вертикальном направлении под действием гравитационного градиента давления, который возникает на границе раздела фаз «остаточная нефть -вытесняющий агент» и обусловлен разностью в удельном весе между ними. Скапливаясь в прикровельной части коллектора, остаточная нефть начнёт частично переходить в «свободный объем» и менять свои гидродинамические свойства (исчезают структурные свойства, что приводит к увеличению подвижности нефти, снижению её вязкости). Скопившаяся нефть начнёт перемещаться вдоль кровли в направлении естественного наклона пласта, заполняя все микрокупольные поднятия кровли продуктивного пласта и за счёт условия неразрывности потока образуя новую «компактную залежь».
По нашему мнению, завершающей стадией разработки следует называть период после прохождения фронта вытеснения, и затрагивает он только тот объём пласта, где это произошло. Следовательно, если это так, то процесс регенерации должен себя проявлять в промысловой практике. Следуя нашим рассуждениям, можно предположить, что в окрестностях скважин, перфорированных в купольных поднятиях (I), и скважин, перфорированных на «кры-
льях» купола (II), в период их временной остановки происходит процесс аккумуляции нефти, что должно приводить к изменению обводнённости при вводе скважин в эксплуатацию. На скважинах, которые расположены в синклиналях (впадинах) кровли коллектора (III), изменения обводнённости происходить не должно.
Для проверки гипотезы о переформировании нефтяной залежи в процессе её заводнения были проанализированы эксплуатационные характеристики скважин двух высокообводнённых месторождений. Первый объект исследования - основной эксплуатационный объект - пласты АВ13+АВ21 Орехово-Ермаковского нефтяного месторождения, расположенного в пределах Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Второй объект исследования - пласты Бкн, Б! и БГУ Белебеевского нефтяного месторождения Башкортостана.
Приведём краткую характеристику состояния разработки эксплуатационных объектов.
Орехово-Ермаковское нефтяное месторождение (Дополнение к проекту разработки Орехово-Ермаковского нефтяного месторождения, 2012). Объект АВ13+АВ21 (алымская и венденская свита) разрабатывается с 1986 года. В разработке находится одна залежь нефти (западный, восточный и центральный участок).
По объекту сформирована блочно-замкнутая трехрядная система разработки с элементами очагово-избиратель-ного заводнения.
В действующем добывающем фонде 255 действующих скважин (113 совместных). В действующем нагнетательном фонде 110 действующих скважин (23 совместных).
На 01.01.2012 г. отобрано 22875,4 тыс.т нефти (64,6% от НИЗ), жидкости - 122936,4 тыс.т. Средний дебит по нефти - 4,9 т/сут, по жидкости - 96,4 т/сут. Обводненность добываемой продукции - 94,9%. Текущий КИН - 0,155 (утвержденный - 0,240). Накопленная закачка составила 129033,4 тыс.м3, накопленная компенсация - 100,5%.
•— научно-технический журнал
к I еоресурсы 4 (54) 2013
Белебеевское нефтяное месторождение (Технологический проект разработки Бе-лебеевского нефтяного месторождения, 2013).
Объект Бкн (кыновский горизонт) находится в разработке с 1960 года. Всего выявлено 20 залежей нефти: три залежи пласта Бкн1 (Х111а, XVIII, XIX) и 17 залежей пласта Бкн2 (I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X, XI, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII) с запасами промы1шленны1х категорий. В разработке находятся 11 залежей (I, VI, VII, VIII, X, XI, XIII, XV, XVII, XVIII, XIX).
На объекте организована очагово-избирательная система заводнения.
В действующем добывающем фонде числятся 15 скважин, из них три совместные (Б! - 2, БГУ - 1), способ эксплуатации - механизированный (УШГН - 11, УЭЦН
- 4). В действующем нагнетательном фонде восемь скважин.
На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти по объекту составила 376,6 тыс.т (27,6% от НИЗ), жидкости - 867,9 тыс.т. Среднегодовой дебит нефти составил - 2,8 т/сут, жидкости
- 7,6 т/сут. Обводненность добываемой продукции -63,8%. Текущий КИН - 0,100 (утвержденный 0,360). Компенсация отбора закачкой -305,4%. Накопленный ВНФ -
I,30 д.ед.
Скважины, на которых зафиксировано снижение обводнённости в период простоя относятся к пяти залежам: I, VIII, X, XII, XIII.
Объект (пашийский горизонт) находится в разработке с 1958 года. Всего выявлено 15 залежей нефти: девять залежи пласта Б^х (I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX) и шесть залежей пласта DIнж (I,
II, III, IV, V, VI) с запасами промышленных категорий. В разработке находятся девять залежей (БЬх - I, II, III, VI, VII, IX; Б^ж - I, II, V.
? I = 1 Не и го х £ £ Í * 3? и го X о * г (U о и го X £ £ ш С и го X р. <и С и го X g -е- h «и G 3S * ж ЙЙ и ro X Ш í í Ü го X ш ^ ¡5 tu G
1 о. 5 га 0) и LO oo o 1Л m гН оо г-. гм ГМ IV rn
% о Р ^ Z1 Л 1— С о а -е-о- ш m С с í ™ оо го ГМ т ™ гН гм i 3" 3? VO ш i Т гм г^ I т «=í r-i 00 го LO , 7 5S гм LO , т гм го
m X DQ го m m со m m m го го го ГО го го m ro m ro ro m m
m X и- X ш X T _L T X T X T X T X 00 X ез X ш X ffl X Т X Т J_ т _L т _L T _L T X ta _L T _L со X со
1 - поднятие, II - склон, III - низменность -
Время простоя, сут о гН 180 ir» гм 00 o rsj 166 m rH rH rH m m ГМ <Tt rH ГМ ГМ 1л ГМ гм 1280 1021 1175 ГМ го гН LT1 СП VO Ol vo го 0 01 г^ 00 ю 1228 1 r^ rH ro ГМ vo vo IV rH гм гм го гм m
0 t 1 2 <v i *н VD гм |V o rH O оо г- о о vo Ol о 00 о го rv LO гм 00 о
ё I S ct m o S m vo o
Обводненность на дату запуска в работу 1Л *н LO m rH 00 r-1Л LO rv ГМ 1Л r^ LO ГМ ГМ ГМ гН ГМ *н оо Ol VO Ol r-. тН ST го rv го гм гм LO г- гН ю гм 00 ro гм rH LO О LO гН LO
m гН СП 00 СП en 00 ГМ OI o> 00 ГМ OI U3 o rH en LD Ol Ш О г^-о го СП LO Ol m СП vo о гм Ol LO Ol IV Ol О О Ol Ol rH Ol VD o o СП IV Ol Ol 00
<• 5 f 1- й О Я- >• 'й СП гН гп Ol гЧ ш O) rH sr cr> rH U3 en rH rñ O) rH rrj o гм fN o» rH en rH vo О гм 00 о гм СП Ol гН OI rH cri oí гН о гм о Ol Ol rH ГМ Ol т-Л О О гм rH vo rH vo ГМ rH IV rH О rH гм
С[ с га га О- (О о ж—5 о О r-i о q i o q r-Í o r-Í o rH O r-Í o r-Í o rH o гН о гН о гН О rH o гН О гН о rH о rH О гН о I-Í о rH o r-Í o r-I O r-Í o r-Í О гН о
х зе J f о СП го гН
3 s i § Ч Е VO о О О го LO en |v OI iv Ol m m Ol 00 Ol О! СП го 00 СП Ol en oo vo Ol IV
(71 OI 00 OI 00 o» o Ol Ol о о СП en Ol О Ol Ol Ol Ol en Ol o cn О» 00
Р о ra i СП «—1 Ol r-i O) rH Oí rH OI rH o> rH o fN Oí rH Ol rH о гм о гм СП гН en iH Ol О гм OI Т-Л r-j гН гН тН r-j r-Í rH гм rH t-i гН гН гН
(0 и о о r-Í о rH т-Í О p r-Í o r-¡ r-Í o r-j rH O rH T-i o q rH O o rH O o rH o гН гН о о гН о гН гН О o rH o О i О о гН о о T-i о 1-j T-i о о r-Í о о ж-i о o r-Í o q rH o q rH o q r-Í O гН r-Í О о гН О
i с * cí и ■ LO LO rH oo U3 rv. Lfl 1Л Ol ю гм гм 00 OI vo IV СП
Я ° S. 5 00 гм Psj со oó гп о cri г< Lfi oi o LO 00 IV оо
От S го LO 01 Ol OI oo LD оо оо
Дебит нефти за поел. раб. месяц, т/сут ГМ Ш rv¡ гм o ГМ СЭ 1Л o о г^ го' оо LD o жН оо гп го тН rv sr 00 o 0.6 rq o o го гН r-Í
Дебит жидк. за поел. раб. месяц, т/сут ГМ ГО LO 2.6 | o rH rH СП СП гН гН гН rq СП LO го гм' ю оо oi ro r-Í rq vo 00 IO rv vo VD ГМ
тН гм rH тН
? ¡ ¿ S n 5 о> » m ГМ IV ID LO LO 00 гм LO en гН гп ю (O LO vo LO LO LO LO
vo LO LO CM LD O 1Л Ol 1Л О) Lfl VO vo VO Ol vo гН LO го ю vo IO rv LO oo LO en IO О LO о VD
| l| Р VO гН VO rH UD rH rH ve rH VO rH VO rH VO гН vo rH vo rH vo rH гН Ю гН vo rH rH rH rH rH гН гН
а. _ ш л
% 1 © ш в Ш В Ш © Ш 0 Ш e Ш в ш в ш в ш в Ш в ш в ш в ш в Ш B Ш в LU в LU B LU в ш В ш
О. го га о. X X X X X X X X X X X X -L _L _L X X X X X
Состояние Б/ДПР Л ПЬЕЗ m ш _Q d Б/ДПРЛ Б/Д ПРЛ Б/Д ПРЛ Б/ДПРЛ ПЬЕЗ РАБ. коне РАБ. РАБ. LÜ £ LD £ I— 1- LO I KOHC I К0НС I KOHC I L0 £ коне
со ЭС 1425 o oo 1285 2432 1125 го vo 3366 го r-. LO rH rH гм rv
OI Z "t 1Л m T—1 Ol ГО гм LO гН LO rH Ol LO LO ГМ LO го гН гм гм
SI = о гН гм гп LO VO IV oo СП о
z с rH гН гН гН rH rH rH rH rH
Табл. 1. Список добывающих скважин со снижением обводнённости после простоя (более 30 суток) по объекту АВ,3+АВ'.
|— научно-техническим журнал
4 (54) 2013 I еоресурсь
ЕГ ь
о е
а -в-
5 ?
с _
ш а?
? £ а I 5
о ?
«й
II
С1 го
X с; Ж
58» з
ю О
гаю ,
36 5
(и С
-е- ¡=
V С
-е- £
<и С
и
X
О
01 С
V С
Процент ин-ла перфорации от об.толщины пласта ЙЙ о СП £ т 1Л а? сл а? *н СП
ЧНЗ/ВНЗ ЧНЗ ЧНЗ ЧНЗ ЧНЗ
1 - поднятие, II - склон, III - низменность = = = =
Время простоя, сут ш СП го 145 гм т—1 г-« Гч гм 1Л о го
Изменение обводненности, % *н гч ч- ГМ *н СП т—1 тН оо ч- тН
Обводненность на дату запуска в работу гч гм о т—1 *Н 60 Гч. жН см 00
Дата запуска в работу 101.01.1993 1 101.03.1991| 101.05.19941 101.11.1996 | 01.04.1997 01.04.2005
Обводн. на дату остановки т го сч ч- го гм СП г-. СП СП ш О)
Дата остановки | 01.12.19911 | 01.10.1990 | | 01.01.1994 | | 01.09.1996 I 01.10.1995 01.06.2004
Обводн. за поел. раб. месяц, % | 98.67 | 78.95 85.05 95.67
Дебит нефти за поел. раб. месяц, т/сут о гН *Н СП гН
Дебит жидк. за поел. раб. месяц, т/сут ш гм со 1Л 29.2 44.3
Абс. отм. кровли коллектора, м -1653.44 | -1664.33 -1655.52 -1657.9
Характер работы 1 -гсн | НАГ НАГ НАГ
Состояние из 2 коне с; а. с § с; о. с §
т £ и о| 1042 | 1978 2416 СП гм ш
о| С 2 с тЧ гм т
Продолжение таблицы 1. Табл. 2. Список нагнетательных скважин
со снижением обводнённости после простоя (более 30 суток) по объекту АВ13+АВ21.
На объекте организована очагово-из-бирательная система заводнения.
В действующем добывающем фонде числятся 78 скважин, из них две совместные (Бкн), способ эксплуатации -механизированный (УЭЦН - 68, УШГН
- 10). В действующем нагнетательном фонде - 20 скважин, из них одна совместная (БГУ).
На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти по объекту составила 3942,5 тыс.т. (61,4% от НИЗ), жидкости - 85487,1 тыс.т. Среднегодовой дебит нефти составил -3,9 т/сут, жидкости - 158,2 т/сут. Обводненность добываемой продукции на конец года составила 97,5%. Текущий КИН
- 0,223 (утвержденный 0,363). В пласт закачано 53556,0 тыс.м3 воды. Компенсация отбора закачкой - 72,1%. Накопленный ВНФ - 20,7 д.ед.
Скважины, на которых зафиксировано снижение обводнённости в период простоя, относятся к шести залежам: (ГОн; I, II Бв), (II Бн, VII Бв), III Бн.
Объект БГУ (ардатовский горизонт)
Ардатовский горизонт находится в разработке с 1957 года. Всего выявлено шесть залежей нефти (I, II, III, IV, У, VI) с запасами промышленных категорий. В разработке находятся три залежи (I, II, III).
На объекте организована очагово-из-бирательная система заводнения.
В действующем добывающем фонде числятся восемь скважин, из них одна совместная (Бкн), способ эксплуатации -механизированный (УШГН - 6, УЭЦН -2). В действующем нагнетательном фонде четыре скважины, из них одна совместная (Б!).
На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти по объекту составила 3993,6 тыс.т. (81,4% от НИЗ), жидкости - 25694,3 тыс.т. Среднегодовой дебит нефти составил -1,9 т/сут, жидкости - 49,1 т/сут. Обводненность добываемой продукции на конец года составила 96,1%. Текущий КИН -0,473 (утвержденный 0,580). В пласт закачано 27768,6 тыс.м3 воды. Компенсация отбора закачкой - 115,5%. Накопленный ВНФ - 5,43 д.ед.
Скважины, на которых зафиксировано снижение обводнённости в период простоя относятся к трём залежам: I, II, III.
Таким образом, рассматриваемые залежи нефти находятся на завершающей стадии разработки. Большая часть объема продуктивной части коллектора заводнена.
Была проанализирована история эксплуатации каждой скважины, числящейся на данных объектах разработки. Узло-
I-•— научно-технический журнал
^^ Георесурсы 4 (54) 2013
1 ° I -£ -а IЕ
£ « -е- 5
о « с £ § &
НО"
выми точками анализа являлись временные остановки скважин, сравнивалась обводнёность добываемой продукции до остановки и после возобновления эксплуатации. В результате анализа промысловых данных установлено, что на части скважин наблюдается снижение обводнённости добываемой продукции после временной остановки.
Орехово-Ермаковское нефтяное месторождение
Объект АВ13+АВ21. Из
общего числа скважин (187 шт.), где наблюдается снижение обводнённости, нами выбраны 26 добывающих и четыре нагнетательные скважины, время простоя которых было более 30 суток, и за это время на скважинах не проводились ГТМ. После этого каждая из выбранных скважин была отнесена к I, II или к III типу относительно местоположения на структуре продуктивного коллектора. Результаты анализа представлены в таблицах 1, 2.
В девяти скважинах из 26 снижение обводнённости после временного простоя зафиксировано дважды, что указывает на то, что это не случайность, а скорее закономерность. Время простоя варьировалось от 32 до 1909 суток. Снижение обводнённости для разных скважин составляло от 10 до 80%. Корреляции между временем простоя и изменением обводнённости не наблюдается.
Половина скважин находятся в зоне ВНЗ, остальные скважины в зоне ЧНЗ. Распределение местоположения скважин относительно структуры коллектора различно. Так, в зоне ВНЗ скважины распределены следующим образом: I - 2, II - 11. В зоне ЧНЗ: I - 6, II - 6, III - 1. Группировка скважин
Ь ж
(3 -о
I Ь
ю
а г
я
Е X
Табл. 3. Список добывающих скважин со снижением обводнённости после простоя (более 30 суток) по объектам Бкн, Б!, БУ1.
научно-техническим журнал
4 (54) 2013 I еоресурсы
Параметр Ед-ца изм-ния Нативная нефть Остаточная нефть
1 2 3 4 5 6
Абсолютная проницаемость м2 3,519.10" 13 3,519.10" 13 3,519.10" 13 3,519.10" 13
Относительная фазовая проницаемость по нефти д-ед. 0,913 0,02 0,913 0,913
Эффективная проницаемость по нефти м2 3,213.10" 13 7,096.10" 15 1,071.10" 13 3,213.10" 14
Вязкость нефти Па»с б.З.Ю"3 5,3«10"3 3,76.10"2 3,76.10"2
Перепад давления м/у зоной отбора и зоной закачки Па 5,2.106 5,2.106 - -
Среднее расстояние м/у скважинами м 533 533 - -
Плотность пластовой нефти кг/м3 841 841 841 841
Плотность пластовой воды кг/м3 1177 1177 1177 1177
Градиент давления Па/м 9,756»10J 9,756.10J З,996»103 З,996*103
Скорость перемещения м/год 18,65 0,41 0,30 0,09
Табл. 4. Значения входных параметров для оценки скорости движения остаточной и нативной нефти.
по зонам ВНЗ и ЧНЗ выявила, что среднее снижение обводнённости скважин в зоне ВНЗ составляет 25% (10-55%), в зоне ЧНЗ 31% (10-80%).
Таким образом, на скважинах, расположенный на мини антиклинальных поднятиях или вблизи локальныгх поднятий, зафиксировано снижение обводнённости добываемой продукции после временного простоя скважин. Это позволяет утверждать, что в промытых участках пласта идет процесс регенерации залежи и аккумуляции нефти в купольных поднятиях коллектора.
Справедливости ради, следует отметить, что в скважинах, находящихся в зонах ВНЗ, процесс аккумуляции нефти в период их временного простоя, возможно, сопровождается и локальным выравниваем ВНК (отрыв «конуса» воды от забоя скважины).
Белебеевское нефтяное месторождение. Аналогично, как и на Орехово-Ермаковском нефтяном месторождении, проанализирована история эксплуатации каждой скважины на рассматриваемых объектах разработки. Из общего числа скважин выбраны 33 добывающие скважины, время простоя которых было более 30 суток, и за это время на скважинах не проводились ГТМ. После этого, каждая из выбранных скважин была отнесена к I, II или к III типу, относительно местоположения на структуре продуктивного коллектора. Результаты анализа представлены в таблице 3.
В трех скважинах из 33, снижение обводнённости после временного простоя зафиксировано более одного раза, что указывает на то, что это также не случайность, а скорее закономерность. Время простоя варьировалось от 31 до 7702 суток. Снижение обводнённости для разных скважин составляло от 10,7 до 97,1%. Корреляции между временем простоя и изменением обводнённости не наблюдается.
По кыновскому горизонту (Dkh) вымвлено семь скважин, на которых снизилась обводнённость в период простоя. Две скважины приурочены к зоне ВНЗ, остальные находятся в зонах ЧНЗ. В скважинах в зоне ВНЗ снижение обводнённости произошло при снижении дебита по жидкости. Поэтому, в этих случаях нельзя отрицать и эффекта выравнивания ВНК и отсечения «конуса» воды.
Все рассматриваемые скважины принадлежат скважинам I и II вида, исключением является скважина № 455, которая расположена во впадине (III вид).
Снижение обводнённости добываемой продукции в среднем составило 32,8% (14,4-84,2%), время простоя менялось от 32 до 4087 суток.
По пашийскому горизонту (Б1) выявлено 13 скважин со снижением обводнённости, причём в одной скважине это зафиксировано дважды. Все скважины расположены в зоне ВИЗ, в пяти скважинах имеют место контактные запасы.
В шести скважинах (№№ 293, 317, 474, 132БРК, 24ВЬВ, 65ВЬВ) снижение обводнённости произошло на фоне снижения дебита по жидкости при вводе скважины после простоя. Однако в скважине № 132БРК повторная остановка и ввод в эксплуатацию была осуществлена с увеличением дебита по жидкости, при этом обводнённость снизилась.
Снижение обводнённости добываемой продукции в среднем составило 34,9% (10,7-95,2%), время простоя менялось от 31 до 7702 суток.
По ардатовскому горизонту (БУГ) выявлено 13 скважин, на которых снизилась обводнённость в период простоя. В скважине № 166 это зафиксировано дважды, а в скважине № 62 ВЬВ трижды.
Шесть скважин расположены в зонах ЧИЗ, остальные скважины в ВИЗ. Все рассматриваемые скважины принадлежат скважинам I и II вида. Снижение обводнённости добываемой продукции в среднем составило 43,8% (11,1-97,1%), время простоя менялось от 32 до 324 суток.
Приблизительная оценка скорости накопления остаточной нефти в стволе остановленной предельно обводнённой скважины
Оговоримся, что теоретической базы для оценки скорости накопления нефти в остановленных высокообвод-нённых скважинах на сегодняшний день не существует. Основной трудностью в решении данной задачи на уровне создания математической модели процесса является то обстоятельство, что не удается схематизировать условия притока остаточной нефти в микрокупол.
Если же принять, что остаточная нефть, движется по поровому каналу, перемещаясь внутри структурированных слоёв, то тогда это движение можно описать законом Дарси для плоско-параллельной фильтрации:
— к —
V = * gradP И
(1)
где V - скорость фильтрации остаточной нефти, м/с; к -фазовая проницаемость пласта по нефти, м2; р -вязкость
остаточной нефти, Па ■ с; ^аё Р - гравитационный гради-
|— научно-технический журнал
I еоресурсы 4 (54) 2013
О 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 V. Водонасыщенность, д.ед /
Рис. 1. Модифицированные кривые относительных фазовых проницаемостей, принятые для пашийского горизонта Беле-беевского месторождения, залежи 1,11.
ент давления, обусловленный разницей в удельном весе между пластовой водой и остаточной нефтью, Па/м.
Точное решение данной задачи сопряжено с рядом непреодолимых трудностей. Практически невозможно определить значение фазовой проницаемости и вязкости остаточной нефти. Поэтому можно получить лишь приблизительную оценку скорости накопления, приняв определенные допущения в решении задачи.
Относительную фазовую проницаемость определим по лабораторным данным для данного нефтенасыщен-ного пласта. При этом, если принять, что остаточная нефть перемещается преимущественно в вертикальном направлении, то абсолютная проницаемость будет от 310 раз меньше, чем в горизонтальном направлении.
Значение вязкости остаточной нефти принимаем по линиям консистентности, построенной в координатах (V = /(т)), где V - скорость сдвига, т - напряжение сдвига. Первая точка на линии консистентности характеризует вязкость остаточной нефти с практически неразрушенной структурой; точка, характеризующая значение предельно допустимого напряжения сдвига и находящаяся на прямой, выходящей из начала координат, соответствует значению вязкости нефти с полностью разрушенной структурой.
Воспользуемся результатами лабораторных исследований, изложенных в работе (Дьячук, 1997). Соотношение вязкостей нефти с разрушенной и неразрушенной структурой составило в среднем 7,09, изменяясь в диапазоне от 6,56 до 8,37. Зависимости между статическим давлением и соотношением вязкостей не наблюдается.
Оценку скорости движения остаточной и нативной нефти проведём для условий пашийского горизонта (БЦ Бе-лебеевского нефтяного месторождения Башкортостана. Условия и результаты расчёта приведены в таблице 4.
На рисунке 1 представлены результаты экспериментальных исследований по определению фазовых прони-цаемостей для условий пашийского горизонта.
Для упрощения расчётов интересующих нас величин
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 Водонасыщенность, Sw
Рис. 2. Апрокисимированные кривые относительных фазовых проницаемостей пашийского горизонта Белебеевского нефтяного месторождения.
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
/ 1
/ 1 / 1
1
1
......1 1
1 1
1
1
1 1
1 1
0.2 0.4 0.6
Водонасыщенность,5мг
0.8
Рис. 3. Зависимость водонасыщенности от обводнённости для условий пашийского горизонта Белебеевского нефтяного месторождения.
относительных фазовых проницаемостей аппроксимируем кривые, полученные лабораторным способом, по корреляции Кори (Corey) в виде степенных функций:
Ke(S) = Fe-S",
K(s)=(i-sj,
(2)
где Р - относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности («концевая точка по воде»); п - показатель степени в корреляции для воды («степень Кори по воде»); т - показатель степени в корреляции для нефти («степень Кори по нефти»); 5 - текущее значение водонасыщенности на скважине. Определяется по обводненности из численного решения следующего уравнения:
|— научно-техническим журнал
4 (54) 2013 I еоресурсь
W 100
K(Se) ц8 '
^ K(se)
(3)
1+
где V - обводненность, %.
По полученным графикам (Рис. 2, 3) найдем значение относительной фазовой проницаемости по нефти для условий безводного периода эксплуатации и для условий обводнённости добываемой продукции 97,5% (средняя обводнённость продукции скважин пашийского горизонта).
В таблице 4 представлена оценка скорости перемещения нативной и остаточной нефти для различных условий. В столбце 3 представлены результаты расчётов для нативной нефти при её движении в пласте с начальной нефтенасыщенностью. Скорость перемещения нефти в удалённой зоне пласта составила 18,65 м/год, что не противоречит ранее выполненным оценкам данной величины (Девликамов и др., 1975; 1978). Однако, в процессе обводнения продуктивного пласта и увеличения его водонасыщенности (столбец 4) скорость перемещения нативной нефти заметно снижается и при обводнённости 97,5% (Б'=0,58) составляет 0,41 м/год. В столбцах 5 и 6 приведена оценка скорости перемещения остаточной нефти для разной проницаемости. В столбце 5 соотношение горизонтальной и вертикальной проницаемости составляет 3 раза, в столбце 6-10 раз. При этих условиях скорость перемещения остаточной нефти варьируется в интервале 0,30-0,09 м/год.
Таким образом, проведённые сопоставительные оценочные расчёты скорости перемещения нативной и остаточной нефти в удаленной зоне пласта в условиях заключительной стадии разработки показывают, что в этих условиях скорости сопоставимы между собой.
Выводы
1. Анализ временных остановок добывающих скважин на двух высокообводнённых месторождениях показал, что в скважинах, расположенных в миниантиклинальных поднятиях или вблизи них, зафиксировано снижение обводнённости добываемой продукции. Это позволяет утверждать, что в зонах пласта, считающихся промытыми, то есть полностью водонасыщенными, идет процесс регенерации залежи и аккумуляции нефти в купольных поднятиях коллектора, что подтверждает правомочность выдвигаемой гипотезы.
2. В скважинах, находящихся в зонах ВИЗ, процесс аккумуляции нефти в период их временного простоя, возможно, сопровождается локальным выравниваем ВИК (отрыв «конуса» воды от забоя скважины).
3. Для скважин, на которых подмечен факт снижения обводнённости добываемой продукции после временного простоя, должен подбираться такой режим отбора жидкости, который бы не превышал величины притока остаточной нефти в купольное поднятие. При этом условии скважину можно было бы перевести на безводный режим эксплуатации. Если дебит по нефти окажется ниже рентабельного, то в таких случаях скважину целесообразно эксплуатировать на щадящих режимах, т.е. с низкими
дебитами в периодическом режиме. Время накопления необходимо подбирать опытным путём для каждой скважины индивидуально.
4. Проведённые сопоставительные оценочные расчёты скорости перемещения нативной и остаточной нефти в удаленной зоне пласта в условиях заключительной стадии разработки показывают, что в этих условиях скорости сопоставимы между собой. Скорость перемещения нативной нефти составляет 0,41 м/год, скорость перемещения остаточной нефти варьируется в интервале 0,09-0,30 м/год в зависимости от соотношения горизонтальной и вертикальной проницаемости продуктивного пласта.
Литература
Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра. 1975. 168 с.
Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Рогачёв М.К. Методическое руководство Аппаратура и методика исследований реологических свойств аномально-вязких пластовых нефтей. Уфа. УНИ. РД 39-11-02-77. 1978. 51 с.
Дополнение к проекту разработки Орехово-Ермаковского нефтяного месторождения. ЗАО «СТЭМ». Уфа. 2012.
Дьячук И.А. Влияние статического давления на процесс фильтрации аномально-вязкой нефти. ДепВИНИТИ. М.: 1997. 16 с.
Технологический проект разработки Белебеевского нефтяного месторождения. ЗАО «СТЭМ». Уфа. 2013.
I.A. Diachuk, E.V. Knyazeva, N.S. Kutukov. Analysis of the temporary shutdown of production wells in the final stages of development and the approximate estimate of the rate of residual oil accumulation.
Shutdowns of production wells are analyzed. It is shown that during a shutdown in wells confined to micro-dome elevations of the roof of the reservoir, there is an accumulation of residual oil. These data confirm that in washed part of the reservoir regeneration processes of oil reservoir occur associated with the manifestation of the gravitational pressure gradient and chromatographic processes on the phase boundary. The velocity of movement of native and residual oil in the final stage of development is assessed.
Key words: the final stage of development, the gravitational pressure gradient, chromatographic processes at the phase boundary, native oil, residual oil.
Иван Алексеевич Дьячук Генеральный директор ЗАО «СТЭМ»
Екатерина Викторовна Князева Заведующая отделом разработки нефтяных месторождений ЗАО «СТЭМ»
Никита Сергеевич Кутуков Иаучный сотрудник ЗАО «СТЭМ»
ЗАО «Системные Технологии Эксплуатации Месторождений» (ЗАО «СТЭМ»).
Уфа, ул. К. Маркса, д. 15/2, оф. 10. Тел: 8-347-292-18-53
•— научно-технический журнал
k I еоресурсы 4 (54) 2013
