Обоснование режимов работы скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны месторождений высоковязкой нефти, на основе интегрированной модели

UDK: 622.276.1/.4.001.57
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-10-34-38
Ключевые слова: водонефтяные зоны (ВНЗ), извлекаемые запасы, водонефтяной фактор (ВНФ), нефтеносная зона, водоносная зона, высоковязкая нефть, геологические запасы, система разработки, обводненность, интегрированная модель (ИМ), гидродинамическая модель (ГДМ), оптимизация, режим эксплуатации
Авт.: М.М. Велиев (СП «Вьетсовпетро»), д.т.н., А.Н. Иванов (СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., Э.М. Велиев (Филиал Уфимского гос. нефтяного технического университета в г. Октябрьском), к.т.н., В.В. Мухаметшин (Филиал Уфимского гос. нефтяного технического университета в г. Октябрьском), д.т.н., Е.А. Удалова (Уфимский гос. нефтяной технический университет), д.т.н.

Значительные объемы геологических запасов нефти на территории Российской Федерации, в том числе на месторождениях Урало-Поволжья, расположены в водонефтяных зонах. Анализ геологического строения многих крупных нефтяных месторождений платформенного типа показал, что площадь первоначальных водонефтяных зон составляет от 31 до 80,3 % общей площади нефтеносности. На основе анализа и обобщения опыта разработки установлено, что выработка запасов водонефтяных зон происходит в 1,5-2 раза медленнее по сравнению с чисто нефтяными участками. В водонефтяных зонах месторождений наблюдается быстрый прорыв воды в добывающие скважины. Водонефтяной фактор оказывается в 2-3 раза выше, чем на первоначально чисто нефтяных участках.

В статье представлены результаты моделирования вариантов регулирования режимов работы добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны месторождения высоковязкой нефти. Рассмотрено месторождение, основной особенностью эксплуатации которого являются ограниченные возможности нефтеналивного пункта. Вследствие этого на суточные отборы воды накладывается ограничение, связанное с необходимостью вывоза и утилизации попутно добываемой воды. Расчеты на интегрированной модели показали, что отключение обводненных скважин в контактной водонефтяной зоне (при обводненности ниже предельной) не является эффективным способом уменьшения добычи воды, так как такие скважины добывают значительные объемы нефти. Рекомендован перевод обводненных скважин на эксплуатацию штанговыми глубинными насосами. Это обеспечивает постоянной режим работы скважин с возможностью регулирования дебита жидкости в широких пределах. При этом наблюдается снижение текущей обводненности добываемой продукции. Установлено, что снижение отборов воды из контактной водонефтяной зоны стимулирует приток воды в чисто нефтяную зону и повышение пластового давления, что благоприятно влияет на работу расположенных в нефтяной зоне скважин, особенно в условиях отсутствия системы поддержания пластового давления. Показано, что снижение эксплуатационных затрат на вывоз и утилизацию попутно добываемой воды компенсирует экономические потери, связанные с регулированием работы добывающих скважин и соответствующим снижением отборов нефти. Поэтому варианты с ограничением и регулированием работы добывающих скважин по экономической эффективности сопоставимы с потенциалом месторождения.

Список литературы

1. Баишев Б.Т., Манаева Л.Б. О типизации нефтяных месторождений по характеру водо-нефтяных зон пластов. // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – 1968. – Вып. 54. – С. 147–155.

2. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов [и др.]. – Уфа: Китап, 1994. – 180 с.

3. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. – Уфа, Башкирское кн.  Изд-во, 1978. – 72 с.

4. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. – Казань: изд-во Казанского университета, 2003. – 596 с.

5. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, А.И. Брусиловский, Э.С. Закиров [и др.]. – М.: Грааль, 2000. – 642 с.

6. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.С. Закиров [и др.]. – М.: ВИНИТИ, 2004. – 520 с.

7. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей // Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 1. – С. 30–38.

8. Определение оптимальных интервалов перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны нефтяных залежей / И.В. Владимиров, М.М. Тазиев, В.Н. Чукашев [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 2. – С. 40–47.

9. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. – Уфа: Башкирское кн. изд-во, 1987. – 152 с.

10. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 2007. – 360 с.

11. Проблемы расчетов промысловых систем сбора и транспорта добываемой продукции месторождений высоковязкой нефти / М.М. Велиев, А.Н. Иванов, А.Г. Ахмадеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 108–111. –  https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-108-111

12. Особенности разработки месторождений высоковязкой нефти в условиях низкого пластового давления / А.Н. Иванов, М.М. Велиев, Э.М. Велиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 8. – С. 50–52. –  https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-8-50-52

13. Применение интегрированной модели в анализе эффективности вариантов разработки нефтяных месторождений / А.Н. Иванов, М.М. Велиев, Э.М. Велиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 2. – С. 88-91. – https://doi.org/ 10.24887/0028-2448-2022-6-88-91



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.