АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ С УЧЕТОМ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРА

Построение геологической модели ячейки заводнения (горизонтальные скважины 1326, 326, 229) было выполнено на основе интерпретации данных трёх опорных вертикальных скважин (138В, 123Р, 93Р), расположение которых показано на рисунке 1.

Рисунок 1. Опорные скважины

Куб пористости (PORO) был рассчитан на основе интерпретации данных ГИС (УЭС, АПС), верифицированной по керну. На его основе построен куб латеральной проницаемости, представленный на рисунке 2.

Рисунок 2. Куб латеральной проницаемости

Для моделирования процесса полимерного заводнения в нагнетательных скважинах задаётся ряд ключевых технологических параметров: концентрация полимера будет иметь интервал 1500-4500 ppm для выявления оптимального значения, температура полимерного раствора принимается равной 20°С.

Дата начала закачки полимерного растворапринята 01.06.2023, длительность закачки будет варьироваться от 6 до 24 месяцев с целью поиска оптимального значения объема полимерной оторочки. Прогноз разработки строится на 15 лет, т.е. до 01.06.2038.

Результаты моделирования процесса полимерного заводнения при концентрации полимера 3500 ppm и длительности закачки 12 месяцев представлены на рисунке 3.

Рисунок 3. Закачка полимерного раствора (12 месяцев, 3500 ppm)

В ходе моделирования при закачке полимерного раствора (3500 ppm, 12 мес., 600 м³/сут) обводненность снизилась с 80% до 72%, что при постоянном общем дебите жидкости увеличило дебит нефти с 75 до 92 м³/сут. Накопленная добыча к 01.06.2038 выросла на 60 544 м³ (+10,2%). Удельная отдача составила 79 м³ нефти на 1 т сухого полимера (всего закачано 766,5 т). Закачка вызвала более резкое падение забойного давления, которое к концу периода сравнялось с базовым вариантом [1]. На скважине 299 эффект был минимальным из-за низких ФЕС, высокой неоднородности и глинистости коллектора, вызывающих высокую адсорбцию полимера, что наглядно отражено на рисунке 4.

Рисунок 4. Результаты процесса на скважине 299

Из-за роста эффективной вязкости закачиваемого флюида давление на нагнетательной скважинеповышается. Изменение забойного давления скважины 1326 показано на рисунке 5.

Рисунок 5. Результаты процесса на скважине 1326

На рисунках 6 и 7 представлены результаты оценки технологической эффективности в зависимости от концентрации полимера и длительности закачки соответственно.

Рисунок 6. Результаты процесса в зависимости от концентрации полимера

Рисунок 7. Результаты процесса в зависимости от продолжительности закачки

Результаты несколькихсценариев продолжительностей закачки полимерных растворов на их различных концентрациях приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Зависимость удельной дополнительной добычи нефти от сценариевзакачки полимерного раствора

Анализируя полученные данные, отметим, что наибольший технологический эффект достигается при концентрации полимера 1500 ppm и длительности закачки 12 месяцев. Однако важно учитывать, что дополнительная нефть в разных вариантах распределяется по времени неодинаково, поэтому при выборе оптимального сценария необходимо принимать во внимание также эффект дисконтирования [2].