УДК 622.276.6
© Коллектив авторов,1998
И.В.Шпуров (АО "СибНИИНП"), А.Д.Митрофанов, Т.М.Николаева, А.А.Ручкин (АО "НК Паритет"), К.Л.Матвеев (ДАО "Нижневартовскнефть")
I.V.Shpurov (OAO «SibNIINP»), A.D.Mitrofanov, T.M.Nikolaeva, A.A.Ruchkin (AO «NK Paritet»), K.L.Matveev (DAO «Nijnevartovskneft»)
Особенности и результаты работ по увеличению нефтеотдачи горизонта АВ6-7 Самотлорского месторождения
Features and results of activities on oil recovery increase from ABe_7 formation of Samotlor oil field
Presented is AB6-7 formation production history analyses, its current stage of development is determined. Fiber-dispersed system has been applied as the optimal technology for oil recovery enhancement. Sedimentary screen has been created, enabling to change formation injection profiles, its production mechanics and, finally, to increase oil recovery.
- Г1-
1 пецифика освоения Са-
мотлорского месторождения была определена его размерами и сложностью геологического строения. Если в начале эксплуатации, в 1975 г. про-мышленно нефтеносными были пять горизонтов (АВ1, АВ£-з, АВ^, БВ§, БВю) [1], то в дальнейшем, в 1982 г. наличие в разрезе большого числа продуктивных пластов достаточно малой толщины привело к необходимости осуществить разукрупнение: организовать уже 11 эксплуатационных объектов (АВ12,
АВ13, АВ23, АВ45, АВ67, БВ80, БВ81-2, БВ8з, БВ10, БВ19, ЮВ1) [2].
Пласт АВб-7 разрабатывается силами ДАО "Нижневартовскнефть" с 1981 г., однако интенсивная разработка пласта началась с 1988 г. Максимальная добыча нефти (430 тыс.т) достигнута в 1990 г., когда фонд составлял 56 скважин. Система воздействия на пласт приконтурная. Плотность сетки разбуривания составляет 53,5 га/скв., соотношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных равно 5,4. Залежь разрабатывалась низкими темпами. Максимальный темп отбора составил 2,6-2,8% в 1989 - 1990 гг. В настоящее время отобрано 49,5% извлекаемых запасов нефти. Динамика технологических показателей хорошо иллюстрирует текущее состояние разработки залежи (рис.1).
Современное состояние разработки пласта АВб-7 характеризуется низкой эффективностью, и, если сохранится существующая тенденция снижения технологических показателей, то достижение коэффициента извлечения нефти (КИН), утвержденного в ГКЗ, будет проблематичным. По всем критериям пласт АВб-7 находит-
ся на четвертой стадии разработки: падающая добыча жидкости при высокой обводненности продукции. Выход из данной ситуации следует искать в интенсификации процесса разработки, внедрении методов увеличения КИН, снижении обводненности добывающих скважин и, таким образом, вовлечении в эксплуатацию ранее недренируемых запасов нефти после проведения тщательного геолого-геофизического анализа.
Геолого-геофизический анализ выполнялся СибНИИНП и геологической службой АО "НК Паритет", входящей в Сибирскую инновационную нефтяную корпорацию (СибИНКОР) и специализирующейся на внедрении наукоемких технологий с целью повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. Имеющиеся структурные карты, построенные по результатам сейсмических исследований и данным разведочного бурения для кровли пластов АВ6 и АВ7, были перестроены с учетом всей имеющейся информации по добывающим скважинам. Плот-
ений, в структурном плане пласт представлен брахиантиклинальной складкой, которая осложнена двумя куполами (большим - в северной, малым - в южной части залежи). Оконтуривающая изоляция по пласту АВ6 - 1685 м, по пласту АВ7 - 1705 м. Следует отметить достаточно сложный структурный план переходной зоны между структурами второго порядка. Залежь по пласту АВб-7 пластовая сводовая, толщина пласта составляет в среднем 30 м.
Разрез продуктивного горизонта представлен двумя элементами неоднородности проницаемой части: монолитными полимиктовыми песчаниками и тонкослоистыми песчаниками, чередующимися с глинистыми непроницаемыми прослоями. Карты общих толщин пластов АВб и АВ7 подобны и не дают дополнительной информации о строении залежи. Значительно более информативны карты эффективных толщин пластов АВб, АВ7. Максимальная эффективная толщина пласта АВ7 достигает 15 м в северной части за-
ная сетка их позволила значительно детализировать существующий структурный план, выявить его локальные элементы. Кроме того, был построен геологический разрез по простиранию структуры с использованием данных ГИС (рис.2). Как показал анализ выполненных постро-
■ 100 в, % ■90 -80 -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10
2500 1- о 2000 л 1- î 1500 О çf 1000 500 tf * s* О О
Г) о Г Ж
о /
о о / о,
о j Т Он
Ж л- -àr
1981 г. ( 1982 г. ( 1983 г. 1984 г. | 1985 г. | 1986 г. 1987 г. 1988 г. 1989 г. 1990 г. 1991 г. 1992 г. 1993 г. 1994 г.
Рис.1. Динамика добычи нефти 0н, добычи жидкости Qж и обводненности В по годам разработки
18 6/1998
Рис.2. Геологическим разрез по линии скв.1001-672 Самотлорского месторождения:
1, 2, 3 - породы соответственно непроницаемые; водоносные проницаемые; нефтеносные проницаемые
лежи и представлена монолитным песчаным телом, гидродинамически связанным с пластом АВ6. В южном направлении пласт АВ7 постепенно выполажива-ется, его эффективная толщина снижается до 3-5 м, фациальный состав представлен чередованием тонкослоистых песча-
ников и алевролитов с глинистыми непроницаемыми прослоями.
В отличие от пласта АВ7 пласт АВ6 наиболее четко выражен в южной части залежи, где имеет эффективную толщину в пределах 10-15 м, которая постепенно снижается в северном направлении до
5 м. Схема изменения коэффициента пористости достаточно однородна, среднее значение параметра составляет 27%. Увеличение коэффициента расчлененности хорошо коррелируется с участками пониженного качества сейсмической информации и ухудшением фильтрационно-
6/1998 19
Дата 0ж> т/сут Число скважин обводненностью, % Общее число
0-20 20-40 40-60 60-80 80-90 90-95 95-100 скважин
05.95 г. 0-10 1 1
10-40 1 1 1 1 4
40-80 1 1 1 5 11 19
80-200 3 2 5
200-500 1 1
Всего 1 1 1 1 3 8 15 30
12.95 г. 0-10
10-40 1 2 1 1 5
40-80 1 1 2 4
80-200 1 3 1 2 7
200-500 3 3 5 3 14
Всего 1 2 0 4 8 7 8 30
емкостных свойств пласта, что относится в структурном плане к переходной зоне между двумя поднятиями второго порядка. Карта коэффициента песчанистости пласта АВ7 позволяет сделать вывод об увеличении его глинизации в юго-восточном направлении.
Максимальный коэффициент песчанистости на севере площади достигает 0,98. Геолого-статистический разрез по характеристикам проницаемости и песчанистости пласта АВ6-7 указывает на ухудшение фильтрационных свойств снизу вверх по разрезу. На основе данных геолого-геофизического анализа можно сделать однозначный вывод: для решения задачи увеличения нефтеотдачи наиболее перспективной представляется северная часть залежи, объект разработки - пласт АВ7.
Этот пласт первоначально был представлен чисто нефтяной зоной (ЧНЗ), которая в процессе разработки трансформировалась в водонефтяную (ВНЗ). Последняя характеризуется быстрым прорывом воды, высоким водонефтяным фактором, крайне медленной выработкой запасов нефти.
Как было отмечено многочисленными исследованиями [2,4], при отсутствии непроницаемых прослоев между нефте- и водонасыщенными толщинами основной объем закачиваемой воды движется по водонасыщенным интервалам и интервалам переходной зоны. При этом водона-
сыщенность переходной зоны увеличивается, что нарушает динамическое равновесие между гравитационными и капиллярными силами. Под действием последних водонефтяной контакт перемещается к кровельной части горизонта.
Таким образом, в ВНЗ при организации внутриконтурного заводнения вытеснение нефти водой осуществляется по фронтальной составляющей. Кроме того, процесс обусловлен подъемом ВНК. С уменьшением водонасыщенной толщины снижается значение фронтальной составляющей. По мере удаления от забоя скважин, где степень промывки залежи уменьшается, влияние капиллярных сил на подъем ВНК ослабевает. По этой причине, как правило, между добывающими скважинами остаточные запасы нефти сосредоточены в кровельной части пласта. Описанный процесс характерен также для объекта АВ6-7 Самотлорского месторождения.
Увеличить КИН можно двумя способами. Первый способ (традиционный) заключается в увеличении темпов и объемов закачиваемой воды в пласт и форсировании отборов жидкости из добывающих скважин. Этот процесс сопряжен с длительной доотмывкой остаточных запасов нефти при высокой обводненности, что увеличивает водонефтяной фактор и снижает экономическую эффективность
разработки. Другой способ, позволяющий интенсифицировать добычу нефти из пласта при сохранении отборов жидкости, заключается в применении методов увеличения нефтеотдачи (МУН): физико-химических, газовых и др. Увеличить нефтеотдачу пласта АВ7, изменить механизм выработки запасов нефти в данном случае было решено за счет метода закачки волокнисто-дисперсного состава (ВДС) [5], суть которого заключается в последовательно чередующейся закачке в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий волокнисто-дисперсного состава. В результате возникает структурированная система, повышающая фильтрационные сопротивления в высокопроницаемых зонах пласта. Это происходит вследствие того, что тончайшие волокна - фибриллы - закрепляются на стенках пор, затем на них оседает глинистая суспензия. В результате при набухании композиции создается закупоривающий эффект.
Таким образом, многократно чередующаяся закачка позволяет создать деструктивный седиментационный экран, результатом возникновения которого является перераспределение фильтрации объемов закачиваемой воды из наиболее промытой подошвенной части пласта в кровельную, где сосредоточены остаточные запасы нефти. Это подтверждают результаты определения профилей приемистости нагнетательных скважин до и после проведения работ по закачке реагентов (рис.3). Кроме того, образование седиментационного экрана снижает вертикальную проницаемость пласта, и подъем ВНК замедляет
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.