Заводнения является наиболее распространенной практикой поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений. На начальном этапе, при проектировании заводнения, особенно важно иметь достоверную информацию, характеризующую процесс вытеснения нефти водой. Традиционный вариант получения информации на основе лабораторных исследований сопряжен с трудностями при восстановлении смачиваемости коллектора, учете изменчивости свойств пластовых и закачиваемых флюидов.
Среднеботуобинское месторождение, расположенное в Восточной Сибири, характеризуется значительной изменчивостью геолого-физических характеристик. Лабораторные исследования показали, что вязкость нефти в разрезе пласта изменяется от 7 до 28 мПа·с, вязкость воды - от 1 до 4 мПа·с, относительные фазовые проницаемости для воды - от 0,03 до 0,3. Уточнение характеристик пласта выполнено, как в лабораторных, так и на промысловых условиях, в ходе реализации опытно-промышленных работ и исследования скважин при полномасштабной разработке. На этапе промысловых исследований использован подход к анализу работы нагнетательных скважин, заключающийся в сравнении коэффициентов продуктивности Кпрод и приемистости Кприем скважин после перевода под закачку. Соотношение Кприем/Кпрод при установившейся фильтрации, показывает соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти – относительную подвижность закачиваемой воды. Показано, что для анализа работы скважин удобно пользоваться диагностическим графиком, на оси абсцисс которого откложены значения коэффициента продуктивности, а по оси ординат - конфидента приемистости. Отклонение от среднего в сторону оси абсцисс свидетельствует о возможном повреждении скважины, в сторону оси ординат - об уходе воды в другие горизонты или работы скважины в режиме автоГРП. Для Среднеботуобинского месторождения с использованием диагностического графика определены скважины, в работе которых имеются признаки автоГРП или ухода воды в другие горизонты, а также скважины с пониженной приемистостью, характерной для поврежденных скважин. Дополнительные гидродинамические исследования подтвердили выводы о превышении давления гидроразрыва пласта по группе скважин с повышенным отношением Кприем/Кпрод.
Анализ коэффициентов приемистости и продуктивности показал, что средние значения их соотношения изменяются в узком диапазоне (0,5-0,8). Возможные для гидрофобного коллектора высокие уровни относительной подвижности закачиваемой воды не подтвердились. Работа нагнетательных скважин при закачке низкоминерализованной воды характеризуется низкой относительной подвижностью при ожидаемом стабильном фронте вытеснения. Уточнение подвижности закачиваемой воды подтвердило правильность выбора базовой рядной системы разработки (соотношение добывающих и нагнетательных скважин 1/1).
Список литературы
1. Эволюция подходов к разработке нефтяных оторочек терригеновых коллекторов месторождений Восточной Сибири / А. Леванов, А. Кобяшев, А. Чупров [и др.] // SPE 187772-RU. – 2017.
2. Обоснование концепции разработки крупного сложнопостроенного месторождения Восточной Сибири на основе гидродинамического моделирования / А.Н. Леванов, В.Ю. Белянский, Д.А. Анурьев [и др.] // SPE 176636-RU. – 2015.
3. Разработка сложнопостроенных залежей с подгазовой зоной и подстилающей водой на примере Среднеботуобинского месторождения / Е.Н. Иванов, Д.В. Акинин, Р.Р. Валеев [и др.] // SPE 182055-RU. – 2016.
4. Прокопьева Е.Г., Кобяшев А.В., Валеев Р.Р. Опыт проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин Среднеботуобинского месторождения // Каротажник. – 2017. – Вып. 8. – С. 17–35.
5. Лукьянцева Е.А., Опарин И.А., Кобяшев А.В. Определение методов выявления слоя высоковязких нефтей на примере Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения // Тезисы докладов Конференции EAGE. – ГеоБайкал, 2018.
6. Подход к решению проблемы дефицита воды для системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений восточной Сибири (на примере Среднеботуобинского НГКМ) / Р.Р. Валеев, Д.В. Колесников, И.В. Буддо [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 1. – С. 55–67.
7. Динамика и режим межмерзлотных подземных вод радиационно-тепловых таликов при разработке Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения / В.А. Гринченко, А.А. Аксеновская, Р.Р. Валеев, Е.А. Савельев. // Недропользование XXI век. – 2019. – № 1(77) февраль. – С. 84–89.
8. Injection Rates – The effect of mobility ratio, area swept, end pattern // SPE 1472-G. – 1961.
9. Физическое моделирование процессов кольматации призабойной зоны скважин Среднеботуобинского месторождения. Часть 2. Моделирование кольматации порового пространства пласта компонентами нефти / Г.К. Борисов, Э.Р. Ишмияров, М.Е. Поляков [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 12. – С. 64–66.
10. Соколов С.В. К вопросу об оптимальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин в процессе разработки // Сборник трудов ООО «ТННЦ». – 2017. – Вып. 3. – С. 145–149.
11. Уиллхайт П. Заводнение пластов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. – С. 711–714.
