В Российской Федерации, как и во многих других нефтегазодобывающих державах, в качестве вторичного способа добычи нефти в подавляющем большинстве случаев применяется технология заводнения, нацеленная, с одной стороны, на поддержание пластового давления, с другой — на повышение нефтеотдачи пласта и интенсификацию добычи нефти. Безусловно актуальная и многоцелевая технология завoднения, в реализацию которой вкладываются огромные производственные силы и финансовые средства, не всегда обеспечивает запланированную в проектных документах технологическую успешность и экономическую эффективность добычи жидких и газообразных углеводородов.

Обеспечение высокой эффективности процесса заводнения в условиях значительной природной и техногенной неоднородности коллекторов является трудной научно-технической и производственной проблемой. Задача существенно осложняется, если нефтяные залежи водоплавающие, когда объект разработки подпирают краевая и подошвенная воды. В подобных «чувствительных» условиях необходимо проведение более тщательных исследований по установлению причинно-следственной или статистической закономерности, характеризующих динамику обводнения продукции добывающих скважин. Также важно раскрыть механизм влияния на процесс нестационарного заводнения коэффициента мобильности нефти и воды, неоднородности коллекторов, неустойчивости фронта вытеснения, системы разработки, плотности и конфигурации сетки скважин, в том числе вертикальных, наклонных, горизонтальных и скважин сложной архитектуры, осваиваемых в сочетании с различными модификациями гидроразрыва.

Зачастую решение проблемы еще более усугубляется существенными ошибками при определении необходимых параметров и показателей в период проведения комплекса сейсмических, геолого-геофизических, гидродинамических, литологических, палеонтологических, геохимических и других промысловых и лабораторных исследований. Поэтому создание геологической и гидродинамической модели процесса разработки месторождения с целью оценки качества, количества, распределения и выработки запасов объекта разработки, реализации решений, утвержденных в проектных документах, достижение запланированного КИН становятся трудно решаемой задачей.

Созданные базы данных геолого-промысловой информации и методы решения поставленных задач объективно содержат и накапливают многочисленные системные и не системные ошибки, которые впоследствии могут стать причиной серьезных негативных процессов, имеющих необратимый характер.

Следует отметить, что недостаточность, неопределенность геофизических данных, неоднозначность их интерпретации часто приводят к ошибочным результатам при отбивке водонефтяного контакта (ВНК).

Очевидно, что ошибка, допущенная при определении ВНК в сторону увеличения глубины, провоцирует преждевременное катастрофическое обводнение продукции добывающих скважин, что, в свою очередь, способствует формированию застойных и слабо дренированных зон нефтяной залежи, и, как следствие, достижение важнейшего показателя рациональности разработки месторождения — проектного коэффициента извлечения нефти — становится невозможным. Ошибка в обратную сторону, уменьшения глубины в определении ВНК, чревата занижением запасов и многими другими проблемами технологического толка, приводящими к пересмотру, чаще к уменьшению КИН ниже утвержденного проектного значения. Авторы [4] справедливо отмечают, что «отбивка ВНК с погрешностью 1 м сопровождается погрешностью в оценке начальных запасов нефти, иногда во многие миллионы тонн».

Это в равной степени относится к расчету и определению других важных параметров и показателей, полученных в результате геолого-гидродинамического моделирования.

Сказанное свидетельствует о том, что во всех стадиях, на этапах разведки, разработки и эксплуатации месторождения жидких и газообразных углеводородов требуется актуализация проводимых исследований для уточнения и совершенствования применяемых технических и технологических проектных решений.

Это касается не только конечного КИН при заводнении, но и его составляющих: коэффициента вытеснения нефти водой, который определяется экспериментально и в среднем не превышает значения 0,5, а также коэффициента охвата заводнением, который рассчитывается различными способами и всегда по определению оказывается завышенным. Учитывая, что коэффициент охвата существенно меняется во времени, то традиционный метод его оценки и в целом определения КИН часто приводит к ошибочным результатам и неоднократно пересматривается в проектных документах.

Еще одной острой проблемой является неустойчивость фронта вытеснения нефти водой и тройственность коэффициента водонасыщенности, полученная в классической теории Бакли — Леверетта [17] при фильтрации двухфазного потока. Согласно этой теории скачкообразное изменение водонасыщенности на неустойчивом фронте вытеснения нефти водой является предвестником преждевременного прорыва воды к добывающим скважинам [4-7][10-15][18].

Попытки решения обозначенных актуальных проблем являются ключом рациональной разработки месторождений с подобными осложнениями [1][2][3]. Накопился огромный опыт по условной типизации и классификации ВПЗ, ВНК, ГНК, ВНЗ, ЧНЗ, что, безусловно, облегчило жизнь специалистам при принятии геолого-технических решений. Но большинство проблем сохраняют свою актуальность, так как адекватные решения отсутствуют. В данной статье предлагается новый методический подход для решения поставленной задачи.

В свете вышеизложенного обращают на себя внимание проблемы, возникающие при разработке Кечимовского нефтяного месторождения. Кечимовское месторождение по величине утвержденных извлекаемых запасов нефти относится к категории крупных, по геологическому строению – к очень сложным [16]. Согласно проектному документу основными по запасам являются пласты группы АВ (АВ13 + АВ2), в них сосредоточено более 60% запасов нефти промышленных категорий. Продуктивная часть пласта АВ13 представлена мелкозернистыми в разной степени глинистыми песчаниками, развитыми в виде тонких (1—3 м) слоев, регулярно переслаивающихся с плотными алевролитами и аргиллитами. Пласт в целом имеет однотипное строение, характеризуется увеличением глинистости вверх по разрезу, что присуще отложениям, формировавшимся в условиях морской трансгрессии. Общая толщина пласта изменяется от 8,5 до 14 м. Отложения пласта АВ2 представлены фациями континентальной группы. Пласт отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленной чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев переменной толщины и линзовидных обособлений, наличием уплотненных интервалов среди песчано-алевролитовых слоев. На всей территории исследований пласты АВ13 и АВ2 образуют гидродинамически связанный резервуар, что послужило основанием для их объединения в один эксплуатационный объект АВ1-2. Пласты имеют по одной залежи, различаются по ФЕС и обладают высокой степенью как послойной, так и зональной неоднородности. Расчлененность верхнего пласта изменяется от 3 до 4, нижнего — от 1 до 7. Пласт АВ13 в основном представлен чисто нефтяной зоной. Предполагается, что пласт АВ2 имеет обширные водонефтяные зоны как с контактной, так и неконтактной водой. Участки его чисто нефтяной зоны в основном имеют небольшую глинистую перемычку с водонасыщенным пластом АВ3.

К 2009 году во время активной фазы буровых работ была создана сейсмогеологическая модель (СГМ), позволяющая прогнозировать распространение коллектора в межскважинном пространстве [16], что позволило индивидуально подходить к заложению и бурению каждой скважины с определением вида заканчивания ствола и способа вскрытия, что, в конечном счете, значительно повысило эффективность бурения.

Однако ситуация резко изменилась после бурения большого количества скважин, в том числе с горизонтальным окончанием, и за десять лет активной эксплуатации скважины значительно обводнились до 94%, а выработка запасов нефти признается неудовлетворительной, так как отбор от НИЗ по пластам АВ13 и АВ2 соответственно составил 19 и 49%.

Актуализация геологической модели по участку, охватывающему кусты 750 и 756, позволила определить причины столь быстрого прорыва пластовой воды к добывающим скважинам.

В ходе критического анализа геолого-промысловой информации по объекту разработки АВ1-2 Кечимовского нефтяного месторождения установлено, что при интерпретации результатов комплекса геофизических исследований в ряде скважин, в том числе на добывающей скважине № 7337, была допущена неточность при определении ВНК всего лишь на несколько метров. Очевидно, не заметив неточность расположения линии ВНК, перфорировали и частично вскрыли высокопроницаемый пропласток залежи в чисто водяной зоне, как видно из рисунка 1.

Это привело к прорыву воды к добывающей скважине 7337, и по промысловым меркам обводненность почти «мгновенно», за считанные месяцы, достигла 90% (рис. 2). В течение длительного времени с медленным ростом обводненности скважина продолжила работу вплоть до настоящего времени, при этом скважина эксплуатировалась мощными насосами ЭЦН 125-160 м3/сут, в итоге обводненность достигла 98% и накопленная добыча нефти составила 31 886 т. Согласно карте плотности начальных подвижных запасов нефти (рис. 3) скважина 7337 находится в достаточно мощной и высокопроницаемой зоне с плотностью запасов 7,5 тыс. т/га. Учитывая что площадь дренирования вертикальной скважины должна составлять в среднем 20 га, при радиусе контура питания скважины 250 м начальные подвижные запасы, приходящиеся на эту скважину, должны быть не менее 150 тыс. т. Сравнение с величиной накопленной добычи нефти показывает, что из скважины 7337 добыта примерно пятая часть извлекаемых запасов из зоны дренирования, а обводненность достигла 98%. Соответственно, для отбора оставшейся части запасов нефти требуется оперативно пересмотреть подходы к эксплуатации этой скважины и вернуться к уточнению геолого-физических характеристик и результатов геологического моделирования.

На рисунке 2 обращают на себя внимание кривые по динамике обводнения по всем трем скважинам, которые в течение 5—12 месяцев достигли уровня 80, 90 и 98%. Кроме того, оценка динамики отбора жидкости по методу Херста [7][10] показывает, что процесс отбора жидкости скважинами на рисунке 2 имеет антиперсистентный характер, при котором уровень локального шума сопоставим по величине с глобальными отклонениями сигнала, поскольку параметр Херста существенно меньше H < 0,5. Это, в свою очередь, свидетельствует о том, что система ППД должным образам не воздействует, не поддерживает и не компенсирует отбор жидкости закачиваемой водой. Обводнение продукции скважин происходит за счет прорыва воды из расположенного ниже высокопроницаемого плата А3. На это же указывает сопоставление карт остаточных запасов с картами нормированных уровней отборов по нефти, воде и жидкости.

Коэффициент нормированного удельного отбора [7][10] позволяет оценить способности продуктивного коллектора отдать с каждой единицы мощности за единицу времени максимально возможный объем нефти.

Коэффициент нормированного удельного отбора рассчитывается отдельно по нефти, воде и жидкости по формуле:

где Qi — накопленный отбор нефти, жидкости или воды для добывающих скважин, объем закачиваемой воды для нагнетательных скважин; Ti — наработка или фактическое время эксплуатации скважин с начала разработки; hi — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта i–той скважины, N — количество скважин рассматриваемого участка, средняя величина определяется как:

Текущие коэффициенты удельного отбора находятся разделением на средний коэффициент Pm.

где Pui — коэффициент нормированного удельного отбора i-той скважины. На выбранном участке нефтяной залежи строятся изолинии с коэффициентами нормированного удельного отбора, рассчитанные по каждой скважине. Области, где коэффициент нормированного удельного отбора больше единицы (красная линия на рисунке 4), имеют лучшую, точнее, выше среднего выработку запасов продуктивных толщин по сравнению с зонами, в которых этот коэффициент меньше единицы, меньше среднего значения по залежи.

Карты равных линий коэффициентов нормированного удельного отбора, построенные по расчетным данным участка залежи, наглядно выявляют застойные и слабодренируемые зоны, содержащие остаточную нефть, и просто зоны, не охваченные или слабо охваченные заводнением и в целом фильтрацией.

На рисунке 4 скважина 7337 оказалась в зоне низких нормированных удельных отборов по нефти, не превышающих 0,5, в отличие от скважин 7212г и 7257г, с высокими удельными отборами. По карте плотности начальных подвижных запасов нефти (рис. 3) на зоны отбора этих скважин приходится более 6 тыс. т/га нефти.

Скважин с идентичной проблемой преждевременного прорыва воды из уровня ВНК на одном кусте оказалось три. По всем этим скважинам уровень ВНК оказался выше указанного в проектном документе и в геологической модели к проекту, и все скважины практически с начала эксплуатации за кратчайшее время достигли высоких значений обводненности.

После построения усеченной геологической модели по участку расположения двух кустов установлено, что из-за неточного выделения водонасыщенного интервала в подошве пласта АВ2 произведена неверная перфорация со вскрытием водононасыщенного коллектора (рис. 5). Это, по-видимому, и привело к быстрому обводнению скважин 7337, 7358, 7318г, с обводненностью, соответственно, 98, 98, 99% (рис. 2). Закачка воды в окружающие нагнетательные скважины производилась после достижения высоких значений обводненности, что не могло обеспечить оптимальность системы ППД.

Предметный анализ состояния разработки всех скважин данного куста показывает, что закачка воды в соседние нагнетательные скважины началась существенно позже и других источников воды, кроме как воды водоносного горизонта, ниже ВНК нет. Даже если допустить влияние окружающих нагнетательных скважин на процесс обводнения продукции этих добывающих скважин, добиться такого высокого уровня обводненности за короткое время невозможно.

Построенная новая усеченная геологическая модель участка залежи позволила оперативно уточнить и скорректировать фактическое положение уровня ВНК. Тем самым стало возможным определение интервалов для изоляции (табл. 1) источника водопритока в скважинах и предложить инновационную технологию для изоляции водопритоков в этих скважинах. Технологические решения по изоляции источников притока воды, в том числе заколонных притоков, защищены патентами РФ [8][9] и успешно применялись в различных геолого-технических условиях.

Успешная реализация ремонтно-изоляционных работ в скважинах приведет к изменению режимов работы системы «ППД-пласт-скважина-насос», режим работы насосов необходимо будет перевести в более щадящий режим. Для оперативного регулирования и оптимизации режимов работы добывающих и нагнетательных скважин рекомендуется использовать новую методику, сочетающую распределение скважин по принципу Парето; расчет значений нормированных удельных отборов нефти, воды, жидкости; определение динамики дискриминантного критерия; установления взаимодействия скважин. Подробности и детали использования методики изложены в опубликованных работах [10][14]. На рисунке 6 представлен фрагмент из методики процесса оптимизации системы «ППД-пласт-скважина-насос». В комментариях к рисунку 6 указано, что система ППД в районе скважины 7337 (ЭЦНА5А-160-1500) работает эффективно, поскольку пластовое давление составляет 135 атм., а забойное давление 80 атм., что выше давления насыщения на 20 атм., динамический уровень над насосом 632 м, достаточный для нормальной работы насоса.

По расчетам удельный отбор по нефти равен 0,15 для пласта АВ13; 0,34 для пласта АВ2; а по воде равен 0,93 для пласта АВ13; 0,72 для пласта АВ2, что ниже среднего, равного 1, что подтверждается плотностью остаточных запасов нефти, которая больше 6 тыс. т/га. По распределению Парето скважина 7337 попадает в группу низкодебитных по нефти и высокодебитных по воде, у которой на 4 т нефти добывается 150 м3 воды. Насос ЭЦНА5А-160-1500 работает в левой части напорной характеристики, значения дискриминантного критерия на текущий момент для нефти Dн < 0, а для воды Dв > 0, что предполагает рекомендовать увеличение отбора жидкости, однако, учитывая информацию из уточненной геологической модели, необходимым первоочередным геолого-техническим мероприятием для скважины 7337 рекомендуется проведение ремонтно-изоляционных работ в нижней части перфорированного интервала. И только после проведения рекомендованного ГТМ и комплекса сопутствующих промыслово-геофизических исследований необходимо будет пересчитать дискриминантный критерий и выбрать новый оптимальный режим работы насоса.

Таким образом, предлагаемый методический подход системной оптимизации процесса заводнения включает решение ряда теоретических и экспериментальных задач, позволяющих не только мобилизовать закачиваемую воду регулированием рабочих режимов, взаимодействующих добывающих и нагнетательных скважин, но и оптимизировать систему назначением соответствующих геолого-технических мероприятий, в том числе РИР, технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. Для достижения поставленной цели в методике оптимизации предусмотрено решение следующих геофизических и гидродинамических научно-методических задач:

Эффективное управление разработкой геологически сложного объекта АВ1-2 Кечимовского месторождения невозможно без актуализации уточненной геологической модели объекта разработки, целью которой является определение местоположения остаточных запасов по площади и разрезу пластов, выявление закономерностей механизма выработки запасов нефти, эффективности системы ППД, обоснования комплексных геолого-технологических мероприятий, направленных на совершенствование разработки и достижение утвержденной величины конечного коэффициента нефтеизвлечения. При сложившейся неустойчивой системе разработки необходимо внести уточнения в геологическую модель залежи касательно ВНК, профиля корреляции и взаимодействия скважин, устранения несовершенства скважин и восстановления мобильности системы ППД.

С помощью новой версии геологической модели участка кустов 750, 756 и анализа имеющейся геолого-промысловой информации удалось внести уточнение в положение ВНК и рабочих интервалов добывающих и нагнетательных скважин. В качестве первоочередных ГТМ рекомендовано проведение необходимых ремонтно-изоляционных работ с последующей перфорацией для увеличения охвата пластов заводнением. После получения положительных результатов этих ГТМ необходимо осуществить оптимизацию системы «ППД-пласт-скважина-насос» регулированием режимов работы взаимодействующего добывающего и нагнетательного фонда скважин используя диагностические критерии на основе дискриминантного критерия в сочетании с анализом традиционной промысловой информации.

Оптимизация системы «ППД-пласт-скважина-насос» при заводнении нефтяных месторождений рассчитана на определенный технологический и экономический эффект, ресурсосбережение и повышение энергоэффективности. Основной эффект выражается в дополнительной добыче нефти, которая разделяется на нефть, полученную за счет повышения нефтеотдачи пластов, и за счет интенсификации добычи нефти. Практические рекомендации по оптимизации режимов работы скважин рассчитаны в том числе на технологически и экономически обоснованное сокращение отбора воды по добывающим и расхода по нагнетательным скважинам, а также на достижение энергоэффективности за счет установления оптимального режима работы насосного оборудования.