ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕРМИЧЕСКОГО ЗАВОДНЕНИЯ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ ПОВЫШЕННОЙ ВЯЗКОСТИ НА ПРИМЕРЕ ДОРОХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Введение

Заводнение пласта является одним из основных методов воздействия залежь с целью вытеснения нефти и восстановления энергетики пласта, который массово используется на объектах добычи. При этом технология не является простой, а ее реализация может встречать ряд трудностей, связанных как с подбором агента для закачки, так и выбором расположения и режимов работы нагнетательных скважин.

 

Немало исследований посвящено изучению вопросов подбора подходящего агента закачки, которые выявили ряд проблем, оказывающих существенное влияние на приемистость нагнетательных скважин. К ним можно отнести: набухание глин, образование нерастворимых осадков в виде солей, загрязнение призабойной зоны пласта углеводородами, содержащимися в закачиваемой воде, образование асфальтосмолопарафиновых отложений, микроорганическое «заражение» пласта [1, с. 364].

 

Все вышеуказанные осложнения обусловлены двумя факторами – несовместимостью закачиваемой воды с пластовой водой и породой-коллектором, и нарушением температурного баланса. Последнее способно оказать существенное влияние на подвижность нефти и доказало свою эффективность при освоении залежей сверхвязкой нефти. Однако исследователи не оставляют попыток найти эффективный способ повысить нефтеотдачу на объектах со значительно меньшей вязкостью нефти, в том числе, с применением термического заводнения [2, с. 43 – 3, с. 35].

 

Настоящая работа посвящена изучению оптимальных режимов термического заводнения как метода увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) в терригенных нефтяных коллекторах. Фокус исследования сделан на выбор параметров закачки горячей воды, включая температуру и приемистость нагнетательных скважин, с целью достижения максимальной добычи нефти в течение прогнозного периода разработки.

 

Объект исследования

Объект исследования, терригенные тульские отложения одного из месторождений Пермского края, характеризуется залеганием на глубине 1813,5 м, нефтенасыщенными толщинами до 5 м, средними значениями пористости и проницаемости коллектора 0,18 д.ед. и 214 мД соответственно, коэффициент песчанистости 0,72 д.ед., расчлененности – 2,3. Нефть в пластовых условиях обладает вязкостью 11,57 мПа·с при начальной пластовой температуре 28˚С. На дату анализа на объекте функционируют 13 скважин, из которых 9 добывающих и 4 нагнетательных, реализовано очагово-избирательное заводнение. Объект находится на 2 стадии разработки, отбор от начальных извлекаемых запасов составляет 47 %.

 

Одним из ключевых факторов, влияющих на эффективность процесса термического заводнения, является изменение реологических свойств нефти при повышении температуры. Согласно полученным в лабораторных условиях данным, вязкость нефти существенно снижается с ростом температуры, что обусловлено уменьшением межмолекулярного взаимодействия в углеводородных соединениях. При температуре 5°С вязкость нефти составляет 33,43 мПа·с, что затрудняет ее подвижность в пористой среде коллектора. С увеличением температуры до 70°С вязкость уменьшается до 0,62 мПа·с (рис. 1), что свидетельствует о многократном повышении ее подвижности.

 

Рисунок 1. Зависимость вязкости нефти от температуры

 

Этот эффект оказывает прямое влияние на улучшение коэффициента нефтеотдачи, так как нагретая нефть перемещается по пласту под воздействием меньшего перепада давления, что в свою очередь обеспечивает увеличение зоны дренирования скважин при существующих барических условиях. Таким образом, выбор оптимального температурного режима закачки горячей воды становится решающим параметром для увеличения добычи вязкой нефти, особенно в условиях низкотемпературных терригенных коллекторов.

 

Методология исследования

В рамках исследования выполнялось моделирование закачки воды с различными температурами (30–70 ˚С с шагом 10 ˚С) и приемистостями (20–100 м³/сут с шагом 10 м³/сут) по каждой скважине, в том числе базовый вариант с закачкой агента с температурой 15 ˚С, а также перевод трех добывающих скважин под закачку. Расчеты выполнялись в гидродинамическом симуляторе на геолого-гидродинамической модели (ГГД) объекта исследования. Модель включала 9915 активных ячеек размером 100х100 м толщиной 0,3 м (рис. 2). Период расчетов составлял 10 лет.

 

Рисунок 2. Гидродинамическая модель объекта исследования

Результаты и обсуждение

 

Цель расчетов состояла в определении приемистости и температуры закачиваемой воды для каждой рассмотренной скважины, при которых будет получен максимально возможный прирост нефти за рассматриваемый период по сравнению с базовым вариантом разработки объекта.

Таблица 1.

Группы расчетов, выявленные оптимальные режимы закачки и объемы добычи нефти

Номер группы	Номер скважины (статус)	Диапазон изменения приемистости, м3/сут	Диапазон изменения температуры воды, °С	Оптимальная приемистость, м3/сут	Оптимальная температура воды, °С	Дополнительная добыча нефти по объекту за 10 лет, тыс. м3
1	1307 (действ.наг.)	20-100	30-70 + базовый вариант (15)	90	40	221,386
2	1309 (действ.наг.)			100	70	197,215
3	1322 (действ.наг.)			100	70	204,885
4	1323 (действ.наг.)			50	60	203,575
5	41 (перев. из доб.)			-	-	-
6	1310 (перев. из доб.)			80	15	215,343
7	1314 (перев. из доб.)			50	70	221,869

 

Оптимальные параметры закачки определялись по зависимостям добычи нефти по объекту от приемистости и температуры. Так для скважины № 1309 оптимальная приемистость 100 м3/сут при температуре воды 70 °С (рис. 3).

 

Рисунок 3. Результаты расчетов для скважины №1309

 

При переводе скважины №41 под закачку рассматриваемый объект разрабатывался хуже, чем по базовому варианту, поэтому в дальнейших расчетах закачка в данную скважину не рассматривалась.

 

После определения оптимальных режимов работы каждой скважины по отдельности были проведены расчеты с комбинированием рассматриваемых скважин для оценки возможности получения большей выработки объекта. Однако комбинированная закачка оказалась менее эффективной, чем индивидуальная – показатели добычи не превысили объема добытой нефти в индивидуальных расчетах. Часть результатов комбинированных расчетов представлена в таблице ниже.

Таблица 2.

Результаты комбинированных расчетов

Группа скважин	Объем добытой нефти за 10 лет, тыс. м3
1309, 1314	219,004
1307, 1309	218,384
1309, 1322	212,136
1309, 1310	211,28
1307, 1314	211,275

 

По результатам выполненных расчетов наибольшую добычу нефти по объекту показала закачка горячей воды в скважины № 1307 и № 1314. Прирост КИН в сравнении с базовым вариантом оценивается в 1,8 %. Реагирующие добывающие скважины характеризуются меньшими значениями остаточных запасов, например, по скважине № 40 (рис. 4).

 

В результате анализа работы добывающего реагирующего фонда скважин в единичных случаях было выявлено раннее по сравнению с базовым вариантом обводнение скважин, например, скважины № 40, расположенной близко к нагнетательной скважине № 1314 (рис. 5) или меньшая производительность скважины (рис. 6).

 

Рисунок 4. Сравнение разрезов базового и прогнозного вариантов для скв. № 40 при работе скв. № 1307

 

Рисунок 5. Показатели работы скв. № 40 при работе скв. №1314

 

Рисунок 6. Показатели работы скв. № 1313 при работе скв. №1307

Выводы

 

Подводя итог по результатам проделанной работы, можно сделать следующие основные выводы:

1. Индивидуальные расчеты по скважинам: Наибольший прирост добычи нефти получен при закачке горячей воды в скважины №1307 и №1314 с температурой 40˚С и 70˚С соответственно. Для скважины №1307 оптимальной приемистостью оказались 90 м³/сут, что обеспечило прирост КИН на 1,8%. Для скважины №1314 эффективным режимом стала приемистость 50 м³/сут с аналогичным приростом КИН.
2. Комбинированные расчеты: Варианты комбинированной закачки в несколько нагнетательных скважин не превзошли результаты индивидуальных расчетов по объемам добытой нефти, что связано с перераспределением потоков и локальным заводнением.
3. Анализ работы добывающих скважин: В ряде случаев закачка горячей воды приводила к увеличению обводненности соседних добывающих скважин, что требовало анализа влияния температурных режимов и объемов закачки. Например, для скважин №1313 и № 40 близкое расположение к нагнетательным скважинам обусловило раннее затопление.
4. Практическая значимость: Термическое заводнение может быть эффективным на объектах с небольшой вязкостью нефти после соответствующей оценки технико-экономических показателей.