Оценка эффективности заводнения высокопродуктивных пластов Варьеганского месторождения

В.П. БАЛИН, А.Б. КРЯКВИН, Р.И. МЕДВЕДСКИЙ (ЗапСнбНИГНИ), А.М. БРЕХУНЦОВ (Тюменьгеология)

Наиболее продуктивными на Варьеганском месторождении являются пласты Б₆, Б₇ и Б₆², в которых сосредоточено 57 % всех запасов нефти, числящихся на балансе ВГФ. Высокие начальные дебиты скважин, доходящие до 500 т/сут, способствовали их первоочередному освоению. По истечении 15 лет с начала эксплуатации первой скважины система разработки пластов проводилась, как было предусмотрено проектными документами. Однако вопреки им добыча нефти падает, а обводненность возрастает темпами, которые не отмечались на других месторождениях Западной Сибири. Поскольку удовлетворительного объяснения этому феномену еще не дано, в работе освещаются основные черты механизма обводнения скважин, на основе которого делается вывод о характере вытеснения нефти водой применительно к пластам Б₆, Б₇, Б₈² Варьеганского месторождения.

Залежи указанных пластов являются нефтегазовыми с давлением насыщения, близким к пластовому в районе ГНК, и на 1–2 МПа ниже на отметках ВНК. Вязкость нефти – 0,4– 0,6 мПа·с, проницаемость коллекторов – 0,3– 0,6 мкм².

Разработка пластов осуществляется по самостоятельным сеткам скважин с расстоянием друг от друга 600 м в блоках трехрядной системы. Формирование системы воздействия начиналось в основном с бурения барьерных скважин. Нагнетание воды в скважины разрезающих рядов предварялось их отработкой, длительность которой варьировала от нескольких суток до ряда лет. Имеются скважины разрезающих рядов, находящиеся под отбором до 10 лет, но так и не пущенные под закачку (например, скв. 360, 361 на рис. 1, а). Из-за этого не все разрезающие ряды вводились под нагнетание одновременно. Так, второй ряд нагнетательных скв. 403-407 на том же участке (см. рис. 1, а) переведен под закачку уже после того, как стали обводняться скв. 375– 378, так что он может быть назван стягивающим только условно. Фактически на этом участке последними начали обводняться скв. 387–389.

В последнее время система воздействия на скважины дополняется законтурным заводнением и меридиональными рядами нагнетательных скважин на северном и южном блоках, которые не были ранее предусмотрены в технологических схемах, и потому она не может считаться пока вполне завершенной.

Характерной особенностью разработки стало отсутствие компенсации отборов закачкой в течение ряда лет, что резче всего проявилось на участках залежей, введенных в эксплуатацию в начале освоения месторождения. Так, для элемента разработки пласта б₆, показанного на рис. 1, а (участок 1), пластовое давление в зоне отбора достигло своей первоначальной величины только через девять лет эксплуатации, в 1986 г. Для северного участка пласта Б₆, показанного на рис. 1, б (участок 2), разбуренного относительно недавно (в 1984–1985 гг.), пластовое давление достигло исходной величины в начале 1989 г. При этом по обоим участкам пластовое давление по ряду скважин снизилось против первоначального на 5–7 МПа.

Практически для всех добывающих скважин характерно быстрое реагирование на закачку воды и интенсивный рост обводненности. Для примера на рис. 2 приведена динамика обводнения в трех соседних скважинах первого ряда (участок 1), из которой следует, что интенсивное обводнение этих скважин началось практически одновременно в начале 1983 г. и явилось следствием организации закачки воды в ближайший разрезающий ряд в конце 1982 г. и в начале 1983 г. Незначительное (5 %) поступление воды в скв. 389 в течение 1981 и 1982 г. объясняется подтягиванием воды через цементное кольцо из водонасыщенной зоны горизонта Б₇. Из рис. 2 следует, что обводнение имеет немонотонный и пульсирующий характер, который свойствен практически всем скважинам. Как показал анализ, на величину максимальных значений и продолжительность “полок” оказывают влияние режимы работы добывающей и соседних нагнетательных скважин. Для примера в табл. 1 представлены данные по влиянию режима работы нефтяной скв. 300 (пласт Б₇) на ее обводненность.

Как видно, при сравнительно небольших дебитах скважина работала чистой нефтью, а при достаточно больших – с заметной обводненностью.

Влияние режима закачки на обводненность соседних скважин исследовано ЦНИПРом НГДУ Варьеганнефть в периоды остановки нагнетательных скважин с целью создания благоприятных условий бурения в районе их расположения. При этом получен однозначный вывод о существенном уменьшении доли воды в продукции скважин при ограничении, и, тем более, прекращении закачки.

Эти примеры указывают на существование каналов, связывающих между собой соседние добывающие и нагнетательные скважины, пропускная способность которых по воде возрастает с увеличением общего расхода жидкости в них.

Имеются также случаи, когда скважины, обводненные на 98–99 % в течение некоторого времени переходили на чистую нефть без изменения режима работы или каких-либо видимых причин. Например, в скв. 387, обводненной на 98 % с начала 1988 г., в июне того же года отмечалась безводная продукция дебитом 215 т/сут без остановок в предшествующий период, а скв. 375, проработавшая 5 мес. в 1983 г. с обводненностью 85 % и дебитом нефти 14 т/сут, в январе 1984 г. давала безводную продукцию дебитом 79 т/сут.

Последние примеры означают, что нефть из пласта вытесняется неравномерно, а вода способна охватывать целики нефти и опережать их. О неравномерном вытеснении и наличии целиков нефти можно судить и по данным работы скважин, оказавшихся рядом с другими, обводненными к этому моменту на 98–99 %. Несколько таких скважин (765, 777, 802, 1103) указаны на рис. 1, а.

Обводненность скв. 765 с 12.08.1978 г. по 12.08.1986 г. в пласте Б₇ достигла 98 % при дебите 0,1 т/сут. В апреле 1988 г. после приобщения пласта Б₆ дебит скважины по нефти составил 83–91 т/сут при обводненности 50 %.

Скв. 777 работала на Б₇ с 1978 г. при обводненности 99 % и дебите нефти менее 0,1 т/сут, в мае 1988 г. переведена на Б₆ с обводненностью 90 % с отбором нефти 10 т/сут.

Скв. 1103 работала до февраля 1988 г. на пласты Б₈^0-1 с дебитом нефти 8–29 т/сут и обводненностью 7 %. В марте 1988 г. после приобщения пласта Б₆ дебит нефти составил 545 т/сут, обводненность – 18 %.

Скв. 802 после перевода с пласта Б₇ оказалась в непосредственном соседстве с нагнетательной скв. 405 в створе с добывающей скв. 423. В этой ситуации можно было бы ожидать наилучшую промытость. Тем не менее, ее первоначальный дебит нефти 6,7 т/сут при обводненности 90 %.

Такая же картина наблюдается и в других скважинах, опробованных в заводненных зонах. Так, при переводе на Б₆ скв. 2756 первоначально имела дебит нефти 32–42 т/сут при обводненности 55 %, скв. 2759–17 т/сут и 70 % соответственно, а из скв. 2730 получена безводная нефть дебитом 11–55 т/сут, т. е. при переводе она попала на целик.

Таким образом, представленные материалы не подтверждают равномерного характера вытеснения нефти. Напротив, из них следует, что в высокопродуктивных пластах Варьеганского месторождения происходит прорыв воды в нефтяные скважины с последующим ее движением по сформированным прорывами каналам, в то время как значительные запасы нефти в зонах между ними в разработку активно не вовлекаются.

Низкая эффективность заводнения может быть проиллюстрирована сравнением текущей обводненности с накопленной. Последняя определяется отношением отобранных объемов воды и жидкости. Для участка 1 при текущей обводненности 86 % накопленная составила 21,8. Практически для всех неокомских залежей Западной Сибири при достижении такой обводненности накопленная изменяется от 50 до 73 %. Подобное расхождение этих величин отмечается и на участке 2 по отношению к обычным залежам при равной текущей обводненности.

На основании вышеприведенного можно полагать, что наиболее вероятный механизм прорывов воды состоит в образовании сети трещин вокруг нагнетательных и добывающих скважин с последующим соединением отдельных из них. В результате создаются магистральные трещины, связывающие скважины с ближайшими нагнетательными. В них устремляется большая часть воды, которая перехватывается добывающей скважиной, не совершая по пути полезной работы по вытеснению нефти.

Наличие трещин вокруг нагнетательных скважин подтверждается их высокой приемистостью, значительно превышающей проектную, которая рассчитывается по средним значениям гидропроводности пласта и репрессии. По пластам Б₆, Б₇, B₈², фактическая приемистость нагнетательных скважин за 1988 г. составляла 878, 689 и 860 м³/сут при проектных значениях 365, 337 и 171 соответственно. Важно отметить, что эта высокая приемистость остается устойчивой во времени, хотя в пласт закачивается вода с большим содержанием механических примесей (пресная вода) или нефтяных остатков (подтоварная вода). Именно это обстоятельство согласно многочисленным исследованиям, является неоспоримым свидетельством в пользу наличия трещиноватых зон вокруг нагнетательных скважин.

Вследствие закачки холодной воды в зонах нагнетательных скважин происходит существенное охлаждение пласта. Специальные исследования на Самотлорском месторождении (пласт B₈) показали, что среднегодовая забойная температура в нагнетательных скважинах составляет 5–10 °С. Охлаждение пласта способствует снижению давления гидроразрыва и расширению трещиноватой зоны.

Вокруг нефтяных скважин образование трещин происходит по другой причине, а именно за счет нагружения пласта горным давлением при значительном снижении забойного. Во многих фонтанных скважинах пластов B₆, Б₇, Б₈² Варьеганского месторождения оно падало в процессе работы до 10 МПа и ниже при горном около 40–45 МПа. Для полимиктовых коллекторов возникающие по данной причине эффективные напряжения вполне достаточны для дилатантного разрушения, которое проявляется в образовании сети микротрещин вокруг скважины [5]. Процесс дилатантного разрушения имеет тенденцию к расширению охваченной им зоны, как это подробно описано в [4]. Сжимающие напряжения, возникающие вследствие охлаждения породы за счет разгазирования нефти и дроссель-эффекта, в значительной степени усиливают процесс дилатантного разрушения. Понижение температуры на забоях высокодебитных скважин Варьеганского месторождения по данным глубинных замеров достигает 30 °С при начальной 90.

Подтверждением образования сети микротрещин вокруг отбирающих скважин может служить и тот факт, что их продуктивность при разгазировании нефти вследствие уменьшения фазовой проницаемости не снижается, а остается постоянной или даже возрастает. Так, в скв. 389 коэффициент продуктивности, замеренный 7.02.1979 г., составил 34 м³/сут·МПа при пластовом давлении 18,1 МПа и забойном 12,9, а при пластовом давлении 16,4 МПа коэффициент продуктивности определенный 26.05.1981 г.– 61 м³/сут•МПа. Значительные отборы нефти по скважинам, достигающие 200–500 тыс. т. за относительно непродолжительное время, также свидетельствуют о формировании в призабойной зоне сети микротрещин. Так, в скв. 375 за четыре года эксплуатации было отобрано 310 тыс. т. нефти, в скв. 368 за этот же срок – 210, в скв. 376–340.

Механизм дилатантного разрушения пласта вокруг скважины позволяет по иному рассмотреть вопрос о минимальном забойном давлении. Считается, что оно не должно быть ниже величины 0,7 р_н (давления насыщения). При этом эффект от депрессии превышает снижение дебита за счет уменьшения фазовой проницаемости по нефти [1]. Эти представления сформировались при обобщении опыта разработки месторождений Урало-Поволжья с кварцевыми коллекторами, прочность которых значительно выше, чем у полимиктовых. На примере Варьеганского месторождения видно, что скважины могут успешно работать в фонтанном режиме при забойных давлениях 0,5 р_н и ниже.

Таким образом, суммирование вышеизложенных аргументов показывает, что вокруг нефтяных и нагнетательных скважин образуются трещиноватые зоны, расширяющиеся независимо друг от друга. Когда фронт воды достигает внешней границы дилатантного разрушения, становится возможным сообщение этих зон, в результате которого происходит прорыв воды по кратчайшему пути между скважинами. Наличие сформированных прорывами каналов движения воды подтверждается фактами заметного изменения обводненности скважин при ограничении закачки в соседнюю нагнетательную, а также в значительном росте устьевых давлений (до 6–9 МПа) в случае остановки обводненной фонтанной скважины при работе нагнетательных.

Согласно предложенному механизму вытеснение, близкое к равномерному, происходит только в полосах, прилегающих к ряду нагнетательных скважин. Напротив, в полосах добывающих скважин будут оставаться целики нефти между образовавшимися трещинами. Этим объясняется различие в дебитах по нефти и величинах обводненности скв. 765, 777, 802 после их перевода на пласт Б₆. Наименьший дебит и наибольшая обводненность оказались в скв. 802, поскольку она попала в полосу нагнетательного ряда скважин.

Прорывы воды ранее связывались только условием, когда ее вязкость значительно ниже вязкости нефти [1]. Такой факт отмечен в Западной Сибири при ОПЭ Русского месторождения, не введенным в разработку до настоящего времени из-за высокой вязкости нефти. На других разрабатываемых месторождениях вязкость воды и нефти в пластовых условиях примерно одинакова, прорывы воды в них не отмечались. Естественно, не ожидались они и на Варьеганском месторождении. Однако, как показал анализ, для проявления прорывов имеется еще одно сочетание условий, в основе которого лежит высокое значение давления насыщения. Такое сочетание впервые встречено на Варьеганском месторождении и характерно для других прилегающих к нему месторождений.

Рассмотрим изменение величины коэффициента извлечения на выделенных участках (см. рис. 1). Участок 1 из них введен в разработку в 1977– 1978 гг., участок 2 в 1984–1985 гг. В табл. 2 представлены данные о годовой добыче нефти, воды, обводненности и закачке воды в целом для рассматриваемых участков. Отбор флюидов и закачка воды по граничным скважинам определены в 0,5, а по скв. 359 – только в 0,25 общего объема закачки, поскольку она расположена вблизи внутреннего контура газоносности. При этом по каждому участку устанавливается равенство объемов отобранной жидкости и закачанной воды в условиях пласта. Тем самым, каждый из них может рассматриваться гидродинамически изолированным и достигнутая в них величина нефтеотдачи определяется только процессами внутри выделенных границ. Как видно из рис. 3, на котором представлены зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от обводненности и на участке 2 он намного ниже и вряд ли может сравняться с величиной, достигнутой на участке 1 в дальнейшем.

В свете вышеизложенного низкая величина КИН на участке 2 объясняется прорывами воды, которые проявились здесь раньше из-за небольшого разрыва во времени между началом эксплуатации и закачкой. На участке 1 этот разрыв был более продолжительным, что позволило добыть большое количество нефти в режиме растворенного газа. Этот режим обычно считается менее эффективным, чем смешанный, т. е. при вытеснении газированной нефти водой. Данный вывод, справедливый для большинства месторождений, подтверждается простыми расчетами [3]. Однако в них не учитывается роль дилатантного разрушения в режиме растворенного газа и прорывов воды из-за трещинообразования в смешанном режиме. На необходимость ограничивать выводы, следующие из математических выкладок, теми природными условиями, которыми они отвечают, указывает и Ю.П. Желтов [3].

Возвращаясь к конкретным значениям текущих КИН, полученных на участках, отметим, что первый из них характеризует выработку запасов в центральной зоне, прилегающей к газовой шапке, а второй – в северной и южной. Запасы в этих зонах введены в разработку в основном после 1984 г. и составляют примерно 2/3 от общих в указанных трех пластах. Тем самым, если не сделать необходимых коррекций в проектных документах, особенно относящихся к режимам работы добывающих и нагнетательных скважин, то большая часть этих запасов будет потеряна. Попытка списать все недостатки в техническом и технологическом обеспечении разработки на несоответствие утвержденных и фактических запасов не является конструктивной. Для иллюстрации на рис. 3 показано значение текущего КИН по параметрам, предложенным СибНИИНП. Если согласиться с ними, то придется признать, что на участке 1 нефтеотдача на 31.12.1988 г. составила 57,5 % по истечении всего лишь 12 лет добычи нефти на этом изолированном блоке. Отсюда наглядно следует, что эти параметры направлены на занижение запасов. Еще более выразительные результаты получаются при расчете КИН с использованием характеристик вытеснения по известным способам С.Н. Назарова или Т.С. Камбарова и др. [2].

При конечной обводненности 98 % при параметрах СибНИИНП на участке 1 прогнозное значение КИН составляет 65–70 %, что явно нереально, поскольку превышает коэффициент вытеснения нефти водой. Если же принять параметры нефти такими же, какими они были утверждены в ГКЗ СССР, то прогнозная величина КИН на участке составит 49–51 % при утвержденной 55. Это служит лишним предостережением против упрощенных объяснений затруднений в разработке данного месторождения одной только причиной, а именно несоответствием утвержденных и фактических запасов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа.– М.: Недра.– 1972.
2. Белов А.В. К определению извлекаемых запасов нефти по характеристике вытеснения // В кн.: Проблемы ускорения научно-технического прогресса в области разработки нефтяных месторождений Западной Сибири.– Тюмень.– 1987.– С. 124– 127.
3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений.– М.: Недра.– 1986.
4. Медведский Р.И., Светлов К.В. Характер деформационных процессов при разработке залежей баженовского типа и их вклад в пластовую энергию // Геология нефти и газа.– 1986.– № 8.– С. 22–27.
5. Павлова Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород.– М.: Недра.– 1975.

Abstract

A mechanism has been proposed for water encroachment of wells at the Var'yegan field based on the formation of microfracturing zones. The mechanism is supported by a great amount of actual data on the results of oil and injection well exploitation. Not taking into account this mechanism in development practice can lead to the apparant discrepancy between the actual and approved reserves.

Рис. 1. Схема расположения скважин.

Блоки: а – центральный (участок 1), б – северный (участок 2). Скважины: 1 – добывающая, 2 – нагнетательная

Рис. 2. Характер обводнения скважин пласта БВ₆.

Скважины: 1 – 389, 2 – 388, 3 - 387

Рис. 3. Зависимость коэффициента извлечения нефти (КИН) от обводненности по участкам 1 и 2.

КИН по подсчетным параметрам 1 – СибНИИНП (1989 г.), 2 – утвержденным ГКЗ СССР (1977г)

Таблица 1

Таблица 2