К оглавлению

УДК 622.276.(571.1)

Особенности выработки запасов нефти из водонефтяной зоны пласта БС₁₁ Холмогорского месторождения

Ю.С НАЗАРЕНКО, В.А. ТУРОВ (СИБНИИНП)

Пласт БС₁₁ - основной эксплуатационный объект Холмогорского месторождения, залегающий на глубине 2560-2620 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, природный режим упруговодонапорный. Коллектор терри-генный, поровый, характеризуется гидропроводностью 56*10^-15 м³/мПа*с, параметром прерывистости 0,365, продуктивностью 21,6 м /сут*МПа. Нефть маловязкая легкая, с давлением насыщения 9,1 МПа и газовым фактором 57 м³/т при пластовом давлении 25,7 МПа.

В промышленную эксплуатацию пласт БС₁₁ введен в 1976 г. Его разработка ведется с применением системы замкнутого заводнения, сущность которой заключается в разрезании залежи рядами нагнетательных скважин на изолированные блоки четырехугольной формы, которая к настоящему времени в основном сформирована. Эксплуатационное бурение ведется в приконтурной части залежи, характеризующейся обширной водонефтяной зоной (ВНЗ). Изучение материалов разработки показывает, что коэффициент нефтеизвлечения в ВНЗ ниже, чем в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ). В связи с этим представляет практический интерес зависимость между основными технологическими показателями: нефтеизвлечением, водонефтяным фактором, обводненностью и размерами ВНЗ - Q_BH3 (отношение запасов этих зон к общим запасам), Для ее установления в пределах залежи выделено 13 наиболее выработанных участков, примерно равных по площади нефтеносности и плотности сетки скважин. Применение системы замкнутого заводнения позволяет рассматривать их как гидродинамически изолированные объекты, характеризующиеся определенными геолого-эксплуатационными показателями. В этих условиях возникающие в процессе эксплуатации перетоки нефти между блоками незначительны и в дальнейшем не учитываются. Количество изученного геологопромыслового материала (13 блоков, в каждом из которых в среднем по 32 скважины) достаточно для корректности анализа. Кроме того, его достоверность повышается за счет подбора объектов, расположенных в пределах одной залежи и разрабатываемых в одинаковых природных условиях. Это позволяет не учитывать часть геологических параметров (режим пласта, свойства пластовых жидкостей и др.), одинаковых в пределах залежи. Для определения основных геологических параметров участков использованы материалы промысловой геофизики, анализы керна и результаты гидродинамических исследований пласта. Подсчет запасов нефти и площади ВНЗ выполнен дифференцированно по каждому блоку. В зависимости от размеров ВНЗ они классифицированы и сведены в три категории: в первую вошли участки, расположенные в ЧНЗ, во вторую и третью - в ВНЗ с размерами соответственно 0,03-0,06 и 0,24-026. Основные геологические параметры участков, осредненные по всем категориям приведены в табл. 1, из которой видно, что они несмотря на принадлежность к разным категориям близки. Это позволяет считать различие по размерам ВНЗ причиной расхождения их технологических показателей.

Для сравнительного анализа результатов разработки по блокам 1-13 были построены зависимости основных технологических показателей от степени прокачки V (отношение накопленной добычи жидкости в пластовых условиях к поровому нефтенасыщенному объему). Исходя из этого установлена также зависимость между коэффициентами нефтеизвлечения, водонефтяным фактором, весовой обводненностью и размерами ВНЗ по категориям блоков 1-3 (рис. 1). Для приведения к равным условиям и установления степени изменения в процессе эксплуатации вышеупомянутые зависимости построены для фиксированных значений степени прокачки - 0,1, 0,3 и 0,5. Показатели разработки, соответствующие степени прокачки 0,5 (максимальной для категории блоков 3) приведены в табл. 1.

Из рис. 1 видно, что в начальный период разработки (степень прокачки 0,1) размеры ВНЗ заметного влияния на технологические показатели не оказывают. В этот период вырабатываются преимущественно лучшие (наиболее проницаемые и нефтенасыщенные) участки коллектора, в поровых каналах которого движется в основном безводная нефть. При достижении степени прокачки 0,3, с увеличением размеров ВНЗ, наблюдается уменьшение коэффициентов нефтеизвлечения и рост обводненности продукции. Это закономерный процесс, обусловленный главным образом геологическими особенностями залежи (см. табл. 1). Чем больше размеры ВНЗ участка, тем раньше вырабатываются вовлеченные в разработку запасы нефти и гидрофобизируется коллектор, что приводит к снижению его фильтрационного сопротивления для воды, которая становится основной движущейся фазой в порах породы. Эта тенденция сохраняется при прокачке жидкости, доведенной до половины нефтенасыщенного объема пор. Из табл. 1 видно, что в сравнении с группой блоков 1 (расположенных в ЧНЗ) коэффициенты нефтеизвлечения групп блоков 2 м 3 (с Q_BH3 соответственно - 0,06 и 0,25) ниже на 6,8 и 20,5 %, а их водонефтяной фактор и обводненность выше соответственно в 1,8-3,2 и 1,3-1,8 раза. Характерно, что наличие даже небольших ВНЗ (категория блоков 2) существенно ухудшает показатели разработки.

Более подробно особенности выработки запасов нефти из ВНЗ рассмотрим на примере трех блоков, расположенных в центральной части залежи и простирающихся в виде полосы от западной до восточной границ контура нефтеносности. Размеры ВНЗ выделенных участков составляют соответственно 0,06, 0 и 0,24. На рис. 2 приведены их геолого-статистические разрезы (ГСР) и средние значения основных геологических параметров. Достигнутые по блокам технологические показатели представлены на рис 2, б в виде зависимостей коэффициентов нефтеизвлечения и водонефтяного фактора от степени прокачки. С целью учета влияния на показатели разработки реализуемых технологических решений дополнительно на ГСР нанесены интервалы вскрытия пласта.

Из рис. 2, б видно, что лучшие технологические показатели достигнуты по блоку 2, расположенному в ЧНЗ. На момент сравнения, которое возможно при степени прокачки 0,6, он характеризуется максимальным коэффициентом нефтеизвлечения при минимальном водонефтяном факторе. Достигнуты они за счет лучших коллекторских свойств пласта и более полного вскрытия нефтенасыщенной толщины (см. ГСР). С увеличением размеров ВНЗ (блоки 1 и 3 с Qвнз 0,06 и 0,24) показатели разработки ухудшаются. Так коэффициенты нефтеизвлечения блоков 1 и 3 ниже соответственно на 18,2 и 30,9 %, а водонефтяной фактор выше в 4 и 6,2 раза. Ухудшение технологических показателей вызвано прежде всего геологическими особенностями участков (см. рис. 2, а), при учете которых проводилось неполное вскрытие нефтенасыщенной части пласта.

Для разработки мероприятий по улучшению выработки запасов нефти из ВНЗ был проведен анализ результатов эксплуатации 48 наиболее обводненных скважин, расположенных в ее пределах. В зависимости от интенсивности обводнения они разделены на три группы: к первой отнесены скважины, работавшие после ввода в эксплуатацию безводной нефтью или с небольшим содержанием воды (до 5%), ко второй и третьей - соответственно с начальной обводненностью продукции до и свыше 90 %.

По всем группам определены и сведены в табл. 2 основные геолого-эксплуатационные характеристики. Для приведения к равным условиям накопленное количество нефти и жидкости по скважинам рассчитывалось на 1 м нефтенасыщенной толщины. Результаты проведенного анализа показывают, что увеличение темпов обводнения и соответственно ухудшение технологических показателей от первой группы скважин к третьей обусловлено в основном геологическими факторами: уменьшением нефтенасыщенной толщины и снижением нефтенасыщенности (см. табл. 2). Ограниченное количество исследований по рассматриваемым скважинам не позволяет однозначно установить причину их обводнения в пределах выделенных групп. По имеющимся данным, с учетом результатов исследования скважин, расположенных в ЧНЗ, установлено, что обводнение начинается с наиболее проницаемых пропластков (часто расположенных в кровельной или подошвенной части пласта) и обусловлено в основном подходом закачиваемых вод. Для улучшения состояния разработки ВНЗ в условиях пласта БС₁₁ Холмогорского месторождения мероприятия должны быть направлены на выравнивание фронта закачиваемых вод по разрезу пласта. Для этого необходимо улучшить контроль за процессом разработки. Важным направлением улучшения выработки запасов нефти из ВНЗ, по аналогии с накопленным опытом [1, 2] является повышение продуктивности скважин за счет очистки зон перфорации от фильтрата бурового раствора, твердых частиц и водонефтяной эмульсии, появившихся там вследствие бурения, освоения, эксплуатации или ремонтных работ и существенно снижающих фильтрационные возможности пласта.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Галлямов М.П., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатационных нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра.- 1978.

2. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра.- 1985.

Таблица 1

Основные геологические и технологические показатели категорий блоков 1 -3 пласта БС₁₁ Холмогорского месторождения

Показатели	Категории блоков
	1	2	3
Геологические
Размеры водонефтяной зоны	0	0,06	0,25
Соотношение толщин внз/чнз	1	0,07	0,37
Нефтенасыщенность (в % к категории блока 1)	100	99	97
Проницаемость, мкм^2	0,09	0,08	0,14
Коэффициент песчанистости	0,43	0,50	0,54
Коэффициент расчлененности	2,58	3,15	2,35
Технологические
Количество блоков	7	4	2
Степень прокачки	0,5	0,5	0,5
Коэффициент нефтеизвлечения (в % к категории блоков 1)	100	93,2	79,5
Водонефтяной фактор	0,19	0,35	0,61
Весовая обводненность, %	34,1	44,5	62,0

Таблица 2

Основные геологические и технологические показатели групп скважин 1-3 пробуренных в ВНЗ пласта БС₁₁ Холмогорского месторождения

Показатели	Группа скважин
	1	2	3
Геологические
Соотношение толщин внз/чнз	0,40	0,41	0,83
Нефтенасыщенность, (в % к группе скважин 1)	100	99	93
Проницаемость, мкм^2	0,07	0,11	0,07
Коэффициент песчанистости	0,53	0,53	0,44
Коэффициент расчлененности	4,2	5,4	4,5
Технологические
Начальная обводненность (весовая), %	0-5	5-90	90-99
Количество скважин	23	8	17
Добыча безводной нефти тыс. т/м	2,45	-	-
Время работы скважин безводной нефтью, мес	4,1	-	-
Накопленная добыча нефти, тыс. т/м	5,79	2,57	0,53
Водонефтяной фактор	0,48	1,15	6,63
Время работы скважин с начала эксплуатации, мес	27,4	22,6	15,2

Рис. 1. Зависимость коэффициентов нефтеизвлечения , водонефтяного фактора (W) и весовой обводненности (S) от размеров ВНЗ при фиксированных значениях степени прокачки (V) для категорий блоков 1-3

Рис. 2. Основные геолого-эксплуатационные характеристики блоков 1-3 с размерами ВНЗ соответственно равными 0,06, 0 и 0,24.

а -геолого-статистические разрезы и средние значения основных геологических параметров. Коэффициенты: Кп -песчанистости, Кн - нефтенасыщенности (в % к категории блока), Кр - расчлененности; 1 - проницаемость, 2 -интервалы вскрытия пласта. б - зависимость коэффициентов нефтеизвлечения  и водонефтяного фактора (W) от степени прокачки (V)