РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.43(479.24)
© Коллектив авторов, 2015
Влияние закачки морской воды на подвижность нефти высокотемпературных коллекторов месторождения Белый Тигр
А.С. Кутовой, к.т.н., А.Н. Иванов, к.т.н., Хо Нам Чунг, к.т.н., Дао Нгуен Хынг
(НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»)
Адреса для связи: kutovoy.rd@vietsov.com.vn, ivanovrd@vietsovcom.vn, chunghn.rd@vietsov.com.vn, hungdn.hq@vietsov.com.vn
Ключевые слова: высокотемпературный трещиноватый фундамент, заводнение, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), динамическая вязкость флюидов.
Актуальность оценки влияния закачки морской воды для поддержания пластового давления (ППД) в трещиноватых коллекторах на подвижность пластовой нефти обусловлена быстрым обводнением добывающих скважин, пробуренных на фундамент месторождения Белый Тигр.
Обоснованный прогноз незначительного влияния закачки холодной морской воды в коллектор высокотемпературного фундамента [1] подтверждался фактической добычей нефти до степени выработки извлекаемых запасов нефти 50-60 %. Дальнейшие показатели разработки значительно ухудшались в связи с активным обводнением скважин. Факт прорыва воды к скважинам в данном случае определил сложившееся представление о процессе обводнения продукции, несмотря на достаточный уровень компенсации отборов закачкой и применение нестационарного заводнения.
Рассматривая влияющие на фазовую проницаемость флюидов факторы, к которым относятся фильтрацион-но-емкостные свойства (ФЕС) коллектора и структурно-механические характеристики пластовых флюидов, можно оценить возможности ограничения водопритока к скважинам в трещиноватых высокотемпературных коллекторах с нестационарными термобарическими условиями. При разработке месторождений с применением заводнения эти условия являются составляющей естественного геотермического и техногенного фона пласта [1]. С целью анализа влияния температуры закачиваемой воды на подвижность пластовой нефти исследуем особенности ее вытеснения в трещиноватом гранитоидном фундаменте месторождения Белый Тигр.
Sea water injection impact on oil mobility in high-temperature reservoirs of the White Tiger field
A.S. Kutovoy, A.N. Ivanov, Ho Nam Trung, Dao Nguyen Hung (Research and Engineering Institute, Vietsovpetro JV, the Socialist Republic Vietnam, Vungtau)
E-mail: kutovoy. rd@vietsov.com.vn, ivanov.rd@vietsov.com.vn, chunghn.rd@vietsov.com.vn, hungdn.hq@vietsov.com.vn
Key words: high-temperature fractured basement, water flowing, reservoir properties, fluids dynamic viscosity.
The article views the features of enhanced oil recovery to explore what blocking effect the injected water has on formation oil movement in the White Tiger HT fractured basement. The injected water moves faster where the fracture network is better developed, and when the injection rates are higher. At this, some oil - that can be extracted using existing production methods - remains blocked with water in the blocks adjacent to the injection wells temperature-affected areas. Technogenic and geothermal component of the temperature field in the displacement areas has 45-35 °C deltas, according to the well test. When the temperature goes below 115-110 °C, the significant change of reservoir fluids viscosity is observed. The testing established relationship of the oil and water mobility ratios versus degree of the White Tiger basement fractures opening, by dynamic viscosity values.
Фундамент сложен из неоднородных блоков, разделяемых тектоническими разломами, изрезанных разно-направлено трещинами с широким диапазоном протяженности и раскрытости (от 10-50 до 5-10 мм). С начала заводнения нагнетание воды в скважины осуществлялось ниже абсолютной отметки -(3500-4000) м в предположении ее растекания по подошве трещиноватой зоны с орбразованием водонефтяного контакта (ВНК) с нормалью его плоскости близко к вертикальному вытеснению. Отбор флюидов при такой схеме выполняется из верхних интервалов залежи с абсолютной отметкой -3500 м и выше. Однако в условиях трещиноватого фундамента фронт нагнетаемой холодной воды перемещается быстрее в областях с более интенсивной закачкой и наиболее развитой сетью крупных трещин. При этом часть запасов нефти блокируется выклинивающимися псевдоВНК в отдельных массивах, прилегающих к областям температурного влияния нагнетательных скважин.
Расчетная приемистость нагнетательных скважин [1, 2], которая не влияет на температурный фон высокотемпературных фундаментов, составляет 450 м3/сут, при этом не исключается приемистость до 1000 м3/сут. Фактическая приемистость нагнетательных скважин месторождения Белый Тигр равна 450-2500 м3/сут. Разница температур геотермического фона и объема закачки морской воды с поверхностной температурой 25 °С в большей степени касается структур макротрещин с опережающим фронтом вытеснения.
Для получения представления о вытеснении флюидов в трещиноватом коллекторе можно рассматривать модель условно крупной трещины в нефтенасыщенных
массивах в виде пары блоков, образующих щелевое пространство, к которому примыкают микротрещины [3]. В такой гидродинамической модели в магистральном канале формируются пристенные гидравлический и тепловой режимы, способствующие увеличению вязкости нефти на границе примыкания мелких трещин, значительно снижающие ее подвижность вследствие определенных структурно-механических свойств. Температура, как основной параметр, влияющий на вязкость нефти, достигает критической точки кристаллизации парафина в нефти при значении около 60 °С. Оценка недренируе-мых остаточных запасов нефти месторождения Белый Тигр в работах [1, 2] проводилась на основании данного критерия, при этом корреляция подвижности пластовых флюидов при температуре выше температуры застывания нефти не выполнялась. На примере описанной выше модели более детально рассмотрим условия формирования трещиноватого коллектора с учетом фактических температурных полей, включая температуру выше 60 °С.
Методы теоретической и практической оценки геотермического фона горных пород детально изложены в работе [4]. На месторождении Белый Тигр геотермический фон фундамента оценивается эмпирическим выражением, полученным на основе данных исследований распределения температур по глубине пробуренных скважин
Т = 2,1Н1/100 + 4,8Н2/100 + 25, (1)
где Т - температура этажа нефтеносности, °С; Н1, Н2 -глубина расчетной точки этажа нефтеносности соответственно выше и ниже кровли фундамента, м.
Температурный интервал 120-150 °С залежей трещиноватого фундамента в открытых стволах скважин соответствует естественному геотермальному фону.
На рис. 1 представлена зависимость температуры от закачки морской воды в трещиноватый фундамент открытого наклонного ствола на абсолютной отметке -(3500-4000) м, полученная по результатам исследования 15 нагнетательных скважин месторождения Белый Тигр. Как видно из результатов исследования, с учетом техногенной составляющей те же интервалы имеют температуру на отметках призабойной зоны пласта (ПЗП) на 45-65 °С ниже естественного фона. Вместе с тем в диапазоне температур ниже 110-115 °С существенно меняется вязкость пластовой нефти (см. рис. 2). При снижении температуры ниже указанного интервала она возрастает от 0,5 до 1,8 мПа-с и более, а вязкость воды при минерализации от 0,5 до 8 % не превышает 0,38 мПа-с. В данном случае целесообразно дифференцировать скорости дренирования по степени раскрытия трещин и вязкости флюидов.
Для оценки ореола составляющей температур (ОСТ) геотермического и техногенного фонов рассмотрим 2D модель элемента трещиноватого пласта, разрабатываемого группой добывающих и нагнетательных скважин. Инструментом исследований служит пакет гидродинамического моделирования Edepse.
Основная задача, которую позволяет решить данная модель - оценка скорости ОСТ в направлении от нагнетательных к добывающим скважинам с поверхностной температурой морской воды 25 °С, закачиваемой в пласт с геотермическим фоном 145 °С. На модели 2D рассмот-
70
65
О
со 60
£ га 55
V
с Г 60
Ь- 45
40
I
\< * 0,688
ч. * \ ♦
* ,
Л
500
1000 1500 Закачка, м3/сут
2000
2500
Рис. 1. Зависимость температуры призабойной зоны открытого наклонного ствола в трещиноватом фундаменте от закачки морской воды температурой 25 °С
Рис. 2. Зависимость динамической вязкости пластовой нефти фундамента месторождения Белый Тигр и воды от температуры
рено распространение ОСТ нагнетательных скважин (рис. 3). Из рис. 3, а видно, что в первый год закачки морской воды ОСТ в диапазоне 100-120 °С распространяется на 100-150 м, в последующие годы призабойная зона нагнетательной скважины охлаждается до 80-90 °С. Снижение температуры призабойной зоны ниже температуры кристаллизации парафина происходит после вытеснения нефти водой. В процессе непрерывной длительной закачки ОСТ расширяется до 300-500 м. При закачке морской воды более 1000 м3/сут скорость распространения ОСТ возрастает. Фактически опережающее движение фронта вытеснения затрагивает макроструктуры трещиноватого коллектора с высокой степенью раскрытости. При этом нефтенасыщенные интервалы пласта с низкими ФЕС остаются за фронтом вытеснения, где ОСТ существенно снижает подвижность нефти примыкающих микротрещин.
Дополнением к представленным на рис. 3 характеристикам являются поинтервальные исследования давления и температуры (восстановления геотермального фона), а также фильтрации флюидов с применением трассеров. Скорость распространения термостабильных трассеров для фундамента составляла от 50 до сотен метров в сутки («Применение радиоактивных изотопных трасс-индикаторов для исследования направления и скорости движения нагнетаемой в залежи нефти фундамента месторождения Белый Тигр» (контракт № 62/2000-VSPS), СП «Вьетсовпетро»). Результаты по-интервальных замеров температуры по стволу нагнетательной скважины представлены на рис. 4.
Рассматривая тренд кривых на рис. 4 и значения температур на тех же отметках, рассчитанные по формуле (1), отметим температурную стабилизацию ОСТ, которая со-
Рис. 3. Динамика О
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.