К оглавлению журнала

 

УДК 622.276.432

© Коллектив авторов, 1996

ОБОСНОВАНИЕ КРИТЕРИЕВ ОТКЛЮЧЕНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин (Башнефть), Ф.М. Ефремов, Е.В. Лозин, В.Б. Сергеев (БашНИПИнефть)

В отличие от добывающих скважин, где критерием отключения является предельная обводненность извлекаемой продукции, или рентабельность их эксплуатации при достижении предельно низкого дебита нефти, по нагнетательным скважинам до сих пор нет общепринятых критериев прекращения их эксплуатации.

В порядке обсуждения приведем следующие критериальные подходы для решения вопроса об отключении нагнетательных скважин.

1. Из лабораторных опытов по вытеснению нефти известно, что коэффициент вытеснения зависит от объема прокачки вытесняющего агента (воды). Однако для одного и того же значения коэффициента вытеснения объем прокачки зависит как от соотношения вязкости вытесняемой и вытесняющей фаз, так и от характеристики коллекторов (в первую очередь смачиваемости и проницаемости). Для коллекторов терригенного девона нефтяных месторождений Башкортостана с относительно низким значением вязкости пластовой нефти (до 10 мПа·с) коэффициент вытеснения практически не изменяется после прокачки 2,5-3,0 порового объема воды. Для коллекторов терригенного нижнего карбона с нефтью повышенной вязкости (до 15-20 мПа·с) коэффициент вытеснения практически не изменяется после прокачки 4,5-5,0 порового объема воды. Исходя из приведенных данных можно сформулировать один из критериев отключения нагнетательных скважин: степень промывки продуктивного пласта. Под этим показателем подразумевается отношение прокачанной воды к поровому объему пласта. Статистика лабораторных исследований позволяет в первом приближении в качестве технологического критерия отключения нагнетательных скважин принять предельную степень промывки, равную 3 для залежей нефти терригенного девона и 5 – нижнего карбона. При значении данного параметра менее указанных величин нефть еще будет отмываться из порового объема пласта. При достижении указанных величин в условиях сформировавшихся в пласте фильтрационных потоков закачивать воду в промытую часть пласта технологически бесполезно. Высказанное положение справедливо, если давление нагнетания оптимально.

В практических целях под коэффициентом промывки пласта рекомендуется понимать отношение прокачанной воды через зону репрессии нагнетательной скважины к поровому объему продуктивного пласта этой зоны.

Предлагается следующий порядок оценки степени промывки пласта в зоне репрессии нагнетательной скважины. Прежде всего, геолого-промышленными методами оценивается граница зоны репрессии. При этом используются карты разработки и изобар, показатели эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, данные гидродинамических исследований скважин. Строится плоский абрис указанной зоны и определяется средний радиус воздействия нагнетательной скважины RB.

С использованием карты нефтенасыщенных толщин оценивается эффективная нефтенасыщенная толщина зоны репрессии hн. Определяется объем породы пласта Vпл в границах зоны воздействия нагнетательной скважины:

Vпл=pRв2hН. (1)

Оценивается объем порового пространства Vпор указанной зоны:

Vпор = Vпл т , (2)

где m - коэффициент эффективной пористости пласта, обоснование которого дается в подсчете запасов нефти и газа.

Делением накопленной закачки воды в нагнетательную скважину QЗ на объем порового пространства зоны регрессии этой скважины Vnop определяется степень промывки пласта x в границах указанной зоны:

x = QЗ/Vпор. (3)

При степени промывки пласта, равной предельному или более значению, нагнетательную скважину, работающую на один пласт с коэффициентом расчлененности, равным 1, по рассматриваемому технологическому критерию необходимо отключить. При этом суммарный охват пласта заводнением по толщине исходя из результатов неоднократных исследований глубинным расходомером должен иметь удовлетворительные значения (не менее 0,7 толщины пласта). Коэффициент охвата по толщине считается удовлетворительным, если он максимален по всем технологическим расчетам для данного объекта в данной скважине. Режим нагнетания определяется давлением закачки, т.е. в течение всего периода работы нагнетательной скважины давление нагнетания должно быть оптимальным.

В случае наличия в разрезе нескольких пластов (пропластков) также необходимо иметь результаты исследований глубинным расходомером. С их помощью рассчитывается распределение накопленной закачки воды по пластам. Оценивается степень промывки каждого пласта отдельно, также определяется охват пласта заводнением по толщине, после чего принимается решение об отключении последних (или части их).

В качестве примера оценим степень промывки продуктивных пластов VI1 и VI2 бобриковского горизонта в зонах влияния нагнетательных скважин на Таймурзинском месторождении (таблица).

Указанные пласты образуют на месторождении эксплуатационный объект, содержащий около 80 % суммарных запасов нефти. Для объекта характерен весьма низкий коэффициент песчанистости (0,41) и высокий коэффициент расчлененности (3). Объект полностью разбурен с плотностью сетки 13,0x13,4 га/скв., на нем создана эффективная система заводнения, состоящая из очагово-избирательных скважин, двух разрезающих рядов и законтурных нагнетательных скважин. Накопленная добыча нефти на 01.01.95 г. составила 12,8 млн т, что соответствует 42,8 % балансовых запасов, обводненность –95,4 %.

Разработка объекта характеризуется достаточно высокими темпами добычи нефти по сравнению с другими месторождениями северо-запада Башкортостана при более благоприятной динамике обводнения.

Перед окончательным выводом нагнетательной скважины в тираж рекомендуется провести работы по изменению направлений фильтрационных потоков в пласте за счет изменения режима работы, в первую очередь добывающих скважин (вплоть до полной остановки некоторых из них), а также за счет циклической закачки воды в нагнетательные скважины. Нецелесообразно отключать один из пластов по известным схемам изолиний.

2. В качестве контрольного критерия предлагается предельный срок "жизни" одной нагнетательной скважины до первого отказа эксплуатационной колонны. В процессе выполнения научно-исследовательских работ в БашНИПИнефти были получены статистические данные по срокам службы (срокам "жизни") скважин. Для нагнетательных скважин терригенного девона Серафимовского, Туймазинского, Шкаповского месторождений срок "жизни" (без учета времени отработки в качестве добывающих) был определен в 13-16 лет. Срок службы нагнетательных скважин Арланской площади – 20-24 года. Отмечается тенденция обратной зависимости срока службы от средней глубины залегания продуктивных пластов (1350 м – терригенная толщина нижнего карбона Арланской площади, 1800 м – девонские пласты Туймазинского и Серафимовского, 2000 м – Шкаповского месторождений). Поскольку для отключения нагнетательных скважин рекомендуется основной технологический критерий с учетом промывки пластов, то полученные статистические данные могут быть использованы как дополнительный критерий.

Материалы исследований не противоречат данным В.Д. Лысенко (Лысенко В.Д. Проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994.) о сроках службы скважин месторождений Ромашкино и Узени.

Таким образом, предлагаются два критерия для решения вопроса об отключении нагнетательной скважины из эксплуатации:

  1. по предельному накопленному объему закачки;
  2. по сроку "жизни" нагнетательной скважины.

ABSTRACT

Unlike producing wells where an ultimate water cut of well production or effectiveness of their exploitation while attaining the lowest flow rate serves as a shutting-in criterion, there are still no generally accepted criteria to stop injection wells exploitation. The authors offer for discussion two approaches to solve the problem concerning injection wells shutting-in.

  1. By ultimate cumulative injected water volume. Prior to final shutting-in of an injection well, it is recommended to perform operations on changing of filtration flows trends in reservoir due to operation conditions change, first of all, of producing wells and due to cyclic water injection into injection well.
  2. By injection well life time. As a control criterion it is suggested to use an ultimate life of one injection well until the first operational failure within development string.

Нагнетательный фонд скважин Таймурзинского месторождения

Номер скважины

Пласт

Радиус влияния, м

Поровый объем в зоне влияния, тыс.м3

Накопленная закачка воды, тыс.м3

Степень промывки

76

VI1

425

273

448,0

1,6

76

VI2

533

1017,0

1,9

79

VI2

350

428

1127,4

2,6

273

VI2

375

462

1666,5

3,6

782

VI2

450

806

570,6

0,7

790

VI2

475

1110

1213,2

1,1

793

VI2

275

544

1598,6

2,9

812

VI2

350

358

264,2

0,7

813

VI2

425

445

916,2

2,0

815

VI2

325

498

2393,5

4,8

823*

VI2

375

749

4015,6

5,4

827

VI1

325

169

193,3

1,1

828

VI1

450

1200

2057,1

1,7

829

VI2

430

416

482,6

1,1

830

VI1

275

121

422,5

3,5

VI2

334

857,0

2,6

833

VI2

350

641

1398,6

2,2

842

VI1

375

168

592,5

3,5

845

VI2

438

795

2629,7

3,3

848

VI2

400

538

807,9

1,5

855

VI1

300

82

33,5

0,4

VI2*

636

4814,7

7,6

869

VI1

350

154

255,9

1,7

VI2

374

288,9

0,8

881

VI1

552

504

877,9

1,7

882

VI2

300

598

613,0

1,0

1209

VI1

400

192

382,7

2,0

VI2

1041

1635,0

1,6

1217*

VI2

400

1605

8193,6

5,1

1218

VI2

380

472

2081,7

4,4

1221

VI2

350

401

612,4

1,5

1246

VI2

275

214

920,9

4,3

1266

VI2

300

283

137,4

0,5

1277

VI2

375

359

143,2

0,4

1280

VI2

375

349

156,9

0,4

1500

VI2

300

490

252,4

0,5

1513

VI1

325

174

228,7

1,3

1528

VI2

400

324

957,8

0,3

1536

VI2

350

780

2336,1

3,0

1543

VI2

275

315

374,7

1,2

1568

VI2

350

179

635,8

3,5

1574

VI1

300

180

655,2

3,6

VI2*

305

1965,7

6,4

1581

VI2

225

259

1109,4

4,3

1584

VI2

325

320

144,1

0,05

* Рекомендуется отключить