Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности геологического строения и разработки гидродинамически связанных пластов с применением заводнения 12
1.1 Особенности геологического строения многопластовых залежей с высокой неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств пластов 12
1.2 Особенности разработки многопластовых месторождений с гидродинамически связанными пластами на Ближнем Востоке 22
1.3 Особенности разработки многопластовых месторождений с гидродинамически связанными пластами в РФ 29
1.4 Оценка эффективности типовых подходов к разработке многопластовых залежей с высокой неоднородностью 36
2 Теоретические и экспериментальные исследования влияния поражения пласта взвешенными частицами на фильтрационно-емкостные свойства 50
2.1 Классификация методов поражения пласта при заводнении 50
2.2 Анализ результатов лабораторных исследований по определению степени влияния механического воздействия на ФЕС 66
2.3 Моделирование изменения ФЕС при закачке воды с содержанием взвешенных частиц 80
3 Технология разобщения пластов, основанная на одновременно-раздельном нагнетании воды с содержанием взвешенных частиц 86
3.1 Общие положения 86
3.2 Подготовка нагнетаемого агента 87
3.3 Подготовка образцов керна для проведения исследований по определению свойств нагнетаемого агента 91
3.4 Технология разобщения гидродинамически связанных пластов 97
4 Моделирование технологии разобщения пластов на основе одновременно-раздельного нагнетания воды с содержанием взвешенных частиц 101
4.1 Разработка способа моделирования поражения пласта при нагнетании воды с содержанием взвешенных частиц в трехмерных гидродинамических симуляторах 101
4.2 Моделирование поражения пласта при нагнетании воды с содержанием взвешенных частиц 106
4.3 Моделирование технологии разобщения пластов на основе одновременно-раздельного нагнетания воды с содержанием взвешенных частиц 109
4.4 Оценка влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность предлагаемой технологии 118
4.4.1 Оценка влияния геолого-физических свойств пласта и времени начала реализации технологии разобщения пластов на ее эффективность 118
4.4.2 Оценка влияния свойств нагнетаемой жидкости на эффективность технологии разобщения пластов 127
4.4.3 Оценка влияния продолжительности нагнетания жидкости с содержанием взвешенных частиц на эффективность технологии разобщения пластов 132
5 Апробация разработанной технологии для условий месторождения Ближнего Востока 138
5.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения 138
5.2 Оценка эффективности применения технологии разобщения пластов для условий месторождения А Ближнего Востока 145
Выводы к пятой главе 158
Основные выводы 160
Список использованных источников и литературы 161
- Особенности разработки многопластовых месторождений с гидродинамически связанными пластами на Ближнем Востоке
- Подготовка образцов керна для проведения исследований по определению свойств нагнетаемого агента
- Оценка влияния геолого-физических свойств пласта и времени начала реализации технологии разобщения пластов на ее эффективность
- Оценка эффективности применения технологии разобщения пластов для условий месторождения А Ближнего Востока
Особенности разработки многопластовых месторождений с гидродинамически связанными пластами на Ближнем Востоке
Ближний Восток привлекает международные нефтяные компании огромными запасами, разведанными в большинстве стран этого богатого нефтью и газом региона. Данный факт также определяет неиссякаемый интерес у исследователей и инженеров из разных стран к вопросам геологического строения и разработки этих месторождений, наиболее крупным, из которых является Гавар. Это нефтяное месторождение расположено в Саудовской Аравии и разрабатывается уже более 50 лет. Залежь нефти приурочена к карбонатным коллекторам юрского периода и разделена специалистами компании Saudi Aramco, оператора проекта, на 5 участков, отличающихся по своей геолого-физической характеристике, но при этом имеющих гидродинамическую связь. Средняя проницаемость по участкам варьируется от 52 10-3 мкм2 до 660 10-3 мкм2, а средняя пористость продуктивных коллекторов от 14% до 19%, что подтверждает высокую неоднородность ФЕС [108].
Несмотря на огромные размеры и запасы, с целью поддержания пластового давления (ППД) и замедления темпов его падения на месторождении реализовано приконтурное заводнение (Рисунок 7). Интересным фактом, подтверждающим уникальные размеры месторождения, является 13-летний период безводной добычи нефти с момента начала заводнения при приемистости некоторых скважин до 15 тыс.м3/сут. [108].
Средние продуктивные толщины на месторождении достигают 50-70м. [108] в зависимости от участка, но при этом в некоторых скважинах в процессе разработки месторождения были выявлены интервалы толщиной несколько метров, способные принимать более 85% от нагнетаемых объемов воды (Рисунок 8). Наличие таких интервалов связано с активными диагенетическими процессами, происходившими при формировании отложений и, включавшими процессы доломитизации, выщелачивания, цементации и др. [95]. В силу гигантских размеров, локального распространения зон повышенной проницаемости и отсутствия одновременного вскрытия таких интервалов большим числом добывающих и нагнетательных скважин, их наличие не привело к значительному снижению эффективности разработки. Все негативные последствия от «кинжальных» прорывов воды были компенсированы остальным фондом скважин [108].
В соответствии с рисунком 8 основная доля коллекторов остается неохваченной процессом заводнения, т.к. почти вся вода поглощается одним интервалом малой толщины. Анализ структуры порового пространства указывает на наличие больших по размерам пор, которые обеспечивают проницаемость 1-5 мкм2.
Похожие значения получены при записи профиля притока в скважинах, вскрывающих формацию Мишриф месторождения Румейла в Ираке (Рисунок 9). Формация Мишриф относится к Меловому периоду и является основным объектом разработки на многих месторождениях Ирака и других стран Персидского залива. На месторождении Румейла формация Мишриф разрабатывается на естественном режиме на протяжении более 40 лет [85].
Этаж нефтегазоносности данной формации сильно варьируется в зависимости от месторождения и на некоторых залежах достигает 200-250м. Проницаемость пород Мишрифа на рассматриваемом месторождении находится в диапазоне от 10 10-3 мкм2 до 1-2 мкм2, а пористость коллекторов изменяется от 18% до 32% [66].
В соответствии с рисунком 9 примерно 50% притока получено из интервала толщиной около 5м, расположенного посередине интервала перфорации. При этом нижняя часть интервала перфорации обеспечивает менее 10% добычи, несмотря на толщину около 20м. и сопоставимые значения проницаемости, определенные в процессе геофизических исследований скважин. Авторы работы [85] отмечают, что выделение интервалов повышенной проницаемости в разрезе формации Мишриф затруднительно, т.к. значение пористости в них сопоставимо со значениями, характерными для выше- и нижележащих пород, а отбор керна невозможен и единственным способом идентификации остается проведение промысловых исследований по записи притока.
Негативное влияние высокой неоднородности на эффективность вытеснения было отмечено на формации Мишриф в процессе мониторинга за разработкой месторождения. Оценка влияния выполнена путем сравнения начального распределения водонасыщенности по стволу скважины с распределением после некоторого периода разработки (Рисунок 10).
В соответствии с рисунком 10 можно выделить интервал толщиной около 1м., водонасыщенность которого заметно увеличилась по сравнению с изменением водонасыщенности в породах выше и ниже по разрезу. Следует отметить, что в соответствии с используемой петрофизической моделью, проницаемость этого интервала ниже проницаемости вышележащих пород, но фактически получен обратный результат. Изменение водонасыщенности происходит за счет подтягивания воды в краевых скважинах, которые ближе всего расположены к водоносной области.
Принимая во внимание результаты промысловых исследований, можно сделать вывод о неравномерном вытеснении нефти водой, поступающей из водоносной области, что определяется наличием интервалов крайне высокой проницаемости или суперколлекторов [85], которые залегают среди значительно менее проницаемых пород. Формация Мишриф на месторождении Румейла, в отличие от Гавара в Саудовской Аравии, разрабатывается на естественном режиме, но с целью поддержания уровней добычи запланировано введение в эксплуатацию системы ППД за счет нагнетания воды. Разработка на естественном режиме не препятствует перетокам нефти из низкопроницаемой матрицы в высокопроницаемые части пласта и за счет большой площади контакта между частями с разной проницаемостью обеспечивается выработка запасов нефти из низкопроницаемых частей залежи. Поэтому на данный момент негативный эффект от высокой неоднородности получен только в краевых скважинах из-за их близости к водоносной зоне и подтягивания воды, но это не оказывает сильного влияния на интегральные показатели разработки всей формации. Тем не менее, наличие интервалов суперколлекторов, залегающих среди низкопроницаемых частей залежи, может привести к значительному снижению эффективности заводнения в будущем [23].
Примеры Гавара и Румейлы на Ближнем Востоке являются далеко не единственными в области разработки месторождений с высокой неоднородностью, где большая часть нефтенасыщенной толщины остается неохваченной процессом заводнения из-за существования интервалов с аномально высокой проницаемостью, толщина которых достигает всего нескольких метров. Подобные месторождения также есть на территории большинства других стран Персидского залива, в том числе в Объединенных Арабских Эмиратах, Кувейте, Омане, Иране и др [70]. Это объясняется схожими условиями формирования данных месторождений в теплых водах древнего океана Тетис [66] и широкого распространения коралловых рифов в прошлом в прибрежных зонах этих современных государств.
Подготовка образцов керна для проведения исследований по определению свойств нагнетаемого агента
Перед проведением экспериментов по фильтрации жидкости с содержанием взвешенных частиц через образцы керна, требуется провести предварительные подготовительные процедуры. Первоначально требуется «высушить» образец керна (например, путем его нагрева до 500оС) для исключения возможного влияния глин при дальнейшем определении пористости. Для корректной оценки изменения проницаемости от количества прокачанных объемов необходимо воссоздать горное давление, т.к. это приведет к уменьшению эффективного объема пор и, соответственно, проницаемости. Далее из образца откачивается воздух, и он насыщается деаэрированной и неионизированной водой, после чего замеряется начальная проницаемость. Также требуется выполнить подготовку раствора, который будет фильтроваться через образец керна. Исходя из планируемой концентрации частиц в растворе, берется определенное количество частиц (определенной массы) заданного размера и размешивается в деаэрированной и неионизированной воде.
После завершения подготовки керна и раствора проводится эксперимент по фильтрации жидкости при постоянном расходе. Скорость фильтрации во время исследования должна примерно соответствовать скоростям фильтрации жидкости в пласте. По причине большой разницы скоростей в околоскважинной зоне и в удаленных частях пласта, эксперимент рекомендуется проводить при разных расходах для подобных образцов керна. В процессе эксперимента непрерывно ведется запись давления во времени. Рост давления при постоянном расходе означает снижение проницаемости образца из-за блокирования порового пространства твердыми частицами. Помимо давления также фиксируется содержание частиц в жидкости, вытекающей из образца керна. Типовой эксперимент предполагает фильтрацию от 40 до 200 поровых объемов жидкости.
В конце исследования керн извлекается из установки, высушивается и осматривается через микроскоп на предмет образования «корки» на грани образца. Далее образец может быть распилен на несколько частей (поперек образца и затем вдоль) для определения глубины проникновения твердых частиц (определяется визуально через микроскоп). В результате исследования будут получены зависимости изменения проницаемости от количества прокачанных поровых объемов жидкости при разных скоростях фильтрации (Рисунок 40). Проведение исследования с разными расходами и получение соответствующих зависимостей, позволит определить степень поражения пласта на удалении от нагнетательных скважин.
Как правило, подобные эксперименты проводятся для единичных образцов керна, отобранных на месторождениях и, представляющих конкретный литотип. Использование такого подхода для месторождений с высокой степенью неоднородности ФЕС может привести к ошибочным результатам и, как следствие, неверным решениям при проектировании заводнения. Высокая степень неоднородности ФЕС объясняется тем, что формирование отложений может происходить при одних и тех же условиях осадконакопления на всей площади залежи, но в дальнейшем на различных участках залежи могут протекать разные диагенетические процессы и, как результат, значительно отличающиеся петрофизические свойства [81]. Таким образом, литофации сформированные при одних и тех же условиях осадконакопления будут характеризоваться разными зависимостями «пористость-проницаемость», относительными фазовыми проницаемостями (ОФП), разными зависимостями капиллярного давления от водонасыщенности и значениями водонасыщенности для одних и тех же уровней зеркала свободной воды [81]. При этом справедлива и обратная ситуация, когда вследствие влияния диагенетических процессов разные литофации обладают схожими петрофизическими свойствами. Поэтому при проведении лабораторных исследований для месторождений с высокой неоднородностью, помимо исследований на единичных образцах керна, рекомендуется проводить эксперименты на составных керновых моделях, т.к. содержащиеся в жидкости взвешенные частицы могут беспрепятственно фильтроваться через одни образцы керна и блокировать поровое пространство других образцов. Для составных моделей могут быть использованы керновые образцы, относящиеся к разным литофациям, что позволяет оценивать фильтрационные свойства с учетом смены фаций. Такая особенность избирательного воздействия может быть использована для подготовки нагнетаемого агента с содержанием взвешенных частиц, при фильтрации которого в высокопроницаемых пластах (слоях) залежи, не будет происходить значительного изменения проницаемости, а при фильтрации в низкопроницаемые будет происходить блокирование поровых каналов.
Лабораторные исследования по оценке совместимости закачиваемой и пластовой вод также имеют важное практическое значение в процессе проектирования разработки залежи. Оценка может проводиться как теоритически, так и непосредственно с использованием образцов жидкости. Для этого необходимо произвести отбор пластовой воды непосредственно из пласта на стадии проведения разведочных работ, а также отобрать воду, которую планируется использовать для нагнетания, из одного или нескольких источников. Перед проведением исследований в лаборатории воссоздаются пластовые условия, чтобы обеспечить условия для растворения газов и твердых частиц, которые могли выделиться при изменении термобарических условий. Сначала проводится анализ совместимости вод при нормальных условиях и пластовой температуре: пластовая и нагнетаемая вода смешиваются в заранее определенных пропорциях для оценки вероятности выпадения твердого осадка при изменении состава смеси. В результате исследования оценивается вероятность выпадения твердого осадка, а также его количество при разных составах смеси (Рисунок 41).
В случае выпадения твердого осадка при смешивании двух флюидов, рекомендуется провести дополнительный эксперимент по фильтрации нагнетаемой воды через образец керна, насыщенный пластовой водой и, находящийся в термобарических условиях, близких к пластовым. Эксперимент может проводиться при постоянном расходе или постоянном перепаде давления на разных концах образца. Предварительно измерив проницаемость образца, в процессе исследования непрерывно фиксируются значения расхода и давления и изменение одного из этих параметров (в зависимости от того, что поддерживается постоянным) означает изменение проницаемости образца. После завершения оценивается изменение проницаемости относительно начального значения, а также производится распиливание образца и его изучение под микроскопом с целью получения информации о глубине и степени поражения. Также необходимо учитывать влияние температуры на растворимость некоторых элементов (Рисунок 42) и в случае значительной разницы между температурами пласта и нагнетаемой воды провести дополнительные эксперименты при измененной пластовой температуре.
В результате проведенной серии экспериментов, могут быть получены данные о вероятности формирования твердого осадка при контакте нагнетаемой воды с породой и пластовой водой, а также зависимость изменения проницаемости при нагнетании воды с содержанием взвешенных частиц. В случае высокой вероятности выпадения твердых частиц необходимо внести изменения в существующую систему подготовки воды, либо учесть эти данные при ее проектировании.
Как отмечено ранее, при проектировании заводнения, необходимо учитывать параметры пласта и на их основе подбирать соответствующие параметры закачиваемой жидкости. Анализ результатов проведенных исследований показывает, что для одного пласта, обладающего определенным набором геолого-физических характеристик, можно подготовить водные растворы, влияние которых на ФЕС этого пласта будет различным, в зависимости от используемых концентрации, размера и состава взвешенных частиц, содержащихся в воде. То есть, вода может фильтроваться в пласте беспрепятственно, если не происходит процессов постепенного накопления частиц или закупоривания порового пространства, а может происходить блокирование устьев пор одной или несколькими частицами, если размеры этих частиц сопоставимы или превышают размер пор. Возможность такого избирательного воздействия взвешенных твердых частиц при фильтрации через разные участки залежи со значительно отличающимися ФЕС, может быть использована для создания необходимых условий для разобщения участков залежи в межскважинном пространстве или для повышения фильтрационных сопротивлений в промытых зонах пласта. Данная особенность может найти применение при разработке многопластовых залежей с гидродинамически связанными пластами, которые значительно отличаются по своим ФЕС, и разработка которых с помощью традиционных методов характеризуется низкой эффективностью. Подобные месторождения широко распространены на Ближнем Востоке вследствие особенностей процессов и условий осадконакопления, имевших место в меловой и юрский периоды.
Оценка влияния геолого-физических свойств пласта и времени начала реализации технологии разобщения пластов на ее эффективность
Для оценки области применения предлагаемого решения в работе на основе многовариантных расчетов проведено исследование влияния следующих факторов на эффективность технологии:
отношения проницаемости продуктивных пластов (KВПП/KНПП = 10; 20; 30; 50)
отношения толщин продуктивных пластов (HНПП/HВПП = 1,4; 2; 2,6; 3,6)
обводненности добываемой продукции, при которой начинается реализация технологии (0, 20, 60, 75, 85, 90) Для оценки влияния рассматриваемых факторов на эффективность технологии выполнены расчеты для всех возможных комбинаций рассматриваемых факторов, суммарное количество рассчитанных сценариев равно 96-ти.
Зависимости относительного изменения проницаемости от количества прокачанных поровых объемов жидкости и ограничения на режимы работы скважин представлены на рисунке 49 и таблице 10. Учет поражения пласта осуществлялся с использованием разработанного способа моделирования, расчет прокачанных поровых объемов и изменение проницаемости производились на каждом расчетном шаге, равном 1 суткам.
Анализ полученных результатов показал, что после возобновления нагнетания в низкопроницаемый пласт в большинстве вариантов снижается обводненность добываемой продукции по объекту в целом, т.к. увеличивается выработка запасов нефти из низкопроницаемого пласта и, соответственно, снижается ВНФ (Рисунок 54). Относительное снижение ВНФ приведено в таблице 11.
При анализе результатов расчетов в качестве базового варианта рассматривается заводнение без применения технологии разобщения пластов. По результатам проведенных расчетов построены обобщенные графики изменения накопленной добычи нефти в зависимости от рассматриваемых параметров (Рисунок 55). Наибольшее увеличение накопленной добычи нефти по сравнению с базовым вариантом, достигается в сценариях, в которых технология реализуется после достижения обводненности добываемой продукции 20% и более. Максимальным эффектом от реализации технологии относительно базового сценария характеризуются варианты с самым высоким отношением проницаемости Квпп и Кнпп (Таблица 12). Это объясняется самой низкой вовлеченностью низкопроницаемого пласта в разработку по сравнению с другими рассмотренными отношениями проницаемости. То есть, чем сильнее продуктивные пласты отличаются по проницаемости, тем больше эффект от реализации технологии по разобщению пластов при прочих равных факторах.
Увеличение отношения толщин также приводит к увеличению положительного эффекта от реализации технологии по сравнению с базовым вариантом, что объясняется снижением охвата низкопроницаемого пласта разработкой при увеличении его толщины в базовых сценариях (Рисунок 56).
Таким образом, увеличение степени отличия пластов по проницаемости приводит к увеличению эффекта от реализации технологии, также как и увеличение отношения толщин низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов. Зависимости относительного изменения накопленной добычи нефти от обводненности добываемой продукции, после достижения которой, следует начинать реализацию технологии, при разных отношении проницаемостей пластов представлены на рисунке 57.
Отрицательное значение эффекта от применения технологии, полученное при отношении проницаемостей равном 10, объясняется снижением ФЕС высокопроницаемого пласта и, как следствие, снижением темпов отбора нефти при достижении ограничения по забойному давлению. При других значениях отношения проницаемостей пластов снижение продуктивности скважин не приводит к снижению добываемых объемов жидкости при заданной зависимости изменения проницаемости.
Выбор времени начала реализации технологии является нетривиальной задачей, т.к. на начальном этапе разработки ухудшение фильтрационных свойств высокопроницаемого пласта приведет к снижению продуктивности скважин и возможному снижению текущего коэффициента извлечения нефти, напротив, активное подключение в разработку низкопроницаемого пласта только на поздних этапах приведет к относительному снижению накопленной добычи нефти за рассматриваемый 25-ти летний период разработки. В результате численного моделирования получено, что оптимальное время начала реализации технологии, например, для рассматриваемого варианта соотношения толщин высокопроницаемого и низкопроницаемого пласта (Рисунок 57) соответствует интервалу средней обводненности продукции от 20 до 60%. В проведенных расчетах принимается допущение, что все лабораторные исследования на образцах керна выполнены корректно, а полученные зависимости изменения проницаемости от количества прокачанных поровых объемов жидкости адекватно характеризуют процессы, происходящие в пласте. В действительности может наблюдаться сильное отклонение запланированных значений изменения проницаемости от фактических, т.е. степень поражения пласта будет более значительной при меньшем количестве прокачанных объемов жидкости. Причиной может быть слабая изученность геологических особенностей месторождения, т.е. более высокая степень неоднородности ФЕС, чем предполагалось при проведении лабораторных исследований, а также неправильное определение концентрации, размера и состава взвешенных частиц для добавления в нагнетаемую воду. К тому же часто скважины эксплуатируются в форсированном режиме и практически не имеют резерва по снижению забойного давления в добывающем фонде и увеличению устьевого давления в нагнетательном фонде, т.е. риск значительного снижения эффективности разработки, при реализации технологии на ранних стадиях после ввода в эксплуатацию системы ППД, является достаточно высоким (Рисунок 58).
В соответствии с рисунком 58 повышение фильтрационных сопротивлений в ВПП в районе нагнетательной скважины приводит к росту репрессии на забое скважины более чем на 40 бар. Если оборудование месторождения, предназначенное для нагнетания воды в пласт, не имеет резерва для обеспечения повышения давления закачки, то это приведет к снижению компенсации и, как следствие, снижению добываемых объемов жидкости, т.е. снижению эффективности разработки. Поэтому рациональной, с точки зрения эффективности и минимизации рисков, является реализация технологии после достижения обводненности добываемой продукции более 75 - 85%.
Оценка эффективности применения технологии разобщения пластов для условий месторождения А Ближнего Востока
Несмотря на значительные отличия свойств рассматриваемых пластов, разработка месторождения ведется с применением заводнения при одновременном вскрытии всей нефтенасыщенной толщины нагнетательными и добывающими скважинами. В базовом сценарии рассматривается 60-ти летний период разработки с групповым вводом скважин в несколько этапов по мере разбуривания и обустройства кустов месторождения. На всей площади месторождения используется 5-ти точечная система расстановки с расстоянием между скважинами 900м. Перед вводом скважин в эксплуатациюпроводятся соляно-кислотные обработки (СКО) под давлением с целью интенсификации притока и очищения призабойной зоны. После освоения на некотрых скважинах проводятся промысловые исследования, включающие запись профиля притока/приемистости, температуры, давления и плотности флюидов по стволу скважины. Промысловые исследования, проводимые после СКО, не зафиксировали значительных притоков из интервалов, вскрывающих низкопроницаемый пласт. Доля притока из высокопроницаемых интервалов составляет 90 - 95% всей добычи на месторождении. Разработка месторождения ведется на естественном режиме до момента ввода в эксплуатацию системы ППД. Закачка воды начинается через 3.3 года после начала разработки месторождения с постепенным доведением компенсации отборов закачкой до 100 - 120%, а ввод в эксплуатацию нагнетательных скважин осуществляется в несколько этапов. Фонд нагнетательных скважин формируется за счет перевода добывающих скважин под нагнетание. При этом установка подготовки нефти обладает большей пропускной способностью, чем система подготовки воды для нагнетания, что приводит к постепенному падению компенсации ниже 100% (Рисунок 73).
Минимальные забойные давления для каждой добывающей скважины равны давлению насыщения и не снижаются ниже этого значения на протяжении всего периода разработки во избежание разгазирования в пласте. Используемая наземная инфраструктура накладывает ограничения на максимальные уровни добычи и закачки жидкости по месторождению. Наличие ограничений по закачке воды в пласт не позволяет добиться восстановления пластового давления до начальных значений. В соответствии с проектом разрабокти месторождения, планируемая добыча нефти на второй стадии разработки равна 33 тыс.м3 в сутки. Продолжительность периода стабильной добычи нефти составляет 8 лет. Все технологические ограничения для скважин и наземной инфраструктуры, заложенные в модели приведены в таблице 16.
По результатам проведенных расчетов проектный КИН по месторождению на конец рассматриваемого периода составляет 27,9%. Анализ выработки запасов показал, что более 75% суммарной добычи нефти обеспечивается за счет разработки высокопроницаемых частей залежи, а оставшаяся доля приходится на выработку запасов низкопроницаемого пласта. При этом в низкопроницаемом пласте сосредоточено 54,9% от геологических запасов месторождения. Анализируя динамику выработки запасов низкопроницаемых частей залежи, можно отметить более высокие темпы выработки запасов до момента ввода системы ППД, т.е. в период, когда разработка велась на естественном режиме. Это объясняется отсутствием областей с высокой водонасыщенностью в районах нагнетательных и добывающих скважин, которые приводят к блокированию запасов низкопроницаемого пласта. Отсутствие областей с высокой водонасыщенностью делает возможным фильтрацию углеводородов из низкопроницаемого в высокопроницаемый пласт и их последующую добычу через интервалы перфорации высокопроницаемого пласта. Появление областей высокой водонасыщенности связано с разработкой и опережающим обводнением высокопроницаемого пласта по сравнению с низкопроницаемыми частями залежи. Сравнение выработки запасов по пластам позволяет сделать вывод о низкой эффективности разработки низкопроницаемых частей пласта. Динамика технологических показателей разработки и выработка запасов по базовому сценарию приведены на рисунке 73 и в таблице 17.
Несмотря на низкую вовлеченность низкопроницаемых коллекторов в разработку, базовый вариант не предполагает проведения каких-либо мероприятий, направленных на увеличение коэффициента извлечения нефти. Это связано с геологическим особенностями месторождения и экономической нецелесообразностью использования различных методов увеличения нефтеотдачи. Все рассмотренные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, направленные на повышение выработки запасов, требуют значительных капитальных затрат, связанных с приобретением больших объемов химических реагентов и строительством инфраструктуры для их доставки на удаленный промысел, также их применение осложняется высоким значением пластовой температуры. Низкая эффективность технологий изоляции промытых высокопроницаемых слоев обусловлена гидродинамической связностью пластов, т.к. при незначительная глубина проникновения реагентов не позволяет избавиться от межпластовых перетоков и повышает вероятность блокирования запасов низкопроницаемого пласта вследствие формирования области с высокой водонасыщенностью в ПЗС.
С целью повышения охвата низкопроницаемого пласта заводнением, в диссертационной работе проведены расчеты с использованием трехмерного гидродинамического моделирования по оценке технологической эффективности применения технологии разобщения пластов на основе нагнетания воды с содержанием взвешенных частиц.
Для учета влияния поражения пласта на изменение проницаемости применялся разработанный способ, но шаг расчета изменения проницаемости был увеличен до 14 суток, т.к. объем ячейки полноразмерной модели во много раз превышает размер ячейки, использованной в секторной гидродинамической модели. Нагнетание воды с содержанием взвешенных частиц осуществляется после достижения обводненности добываемой продукции 85% и продолжается на протяжении 1 года. После остановки нагнетания воды с взвешенными частицами, в оба пласта возобновляетя закачка подготовленной воды, не приводящей к изменению ФЕС. Закачка подготовленного агента в период реализации технологии осуществляется во все нагнетательные скважины.
В результате моделирования нагнетания воды с содержанием взвешенных частиц за рассматриваемый период реализации технологиипоказана возможность формирования зоны разобщения пластов в районе нагнетательных скважин и на некотором удалении от них (Рисунок 74).