Задонская залежь Речицкого месторождения

Результаты опытного внедрения
водогазового воздействия
на месторождениях Республики Беларусь
Кудряшов А.А.
Ресурсная база
Количество залежей по
стадиям разработки
Структура остаточных
извлекаемых запасов
Забалансовые 1,4%
Активные 31.7%
Трудноизвлекаемые 45,2%
Высокообводненные 21.7%
Такая структура запасов и имеющиеся особенности разработки месторождений
Беларуси предопределяют необходимость внедрения новых технологий
разработки, в том числе технологий по повышению коэффициентов
нефтеотдачи на высокообводненных залежах и активизации выработки запасов
на залежах с трудноизвлекаемыми запасами. Одним из перспективных методов
извлечения нефти из карбонатных коллекторов является газовые и водогазовые
технологии повышения нефтеотдачи.
Оценка возможности применения газовых методов
Оценка возможности внедрения
Изучение
теоретических
особенностей
вытеснения
Скрининговые
исследования
Изучения
зарубежного
опыта
Проведена оценка применения ВГВ с целью увеличения нефтеотдачи пластов с
использованием трех агентов: отбензиненного газа, углекислого газа и азота.
Для первоочередного внедрения технологии водогазового воздействия был выбран в
качестве газового агента азот.
Достоинства
- низкая стоимость;
- технологическая простота
реализации;
- безопасность и отсутствие
коррозионной активности;
- относительно низкая сжимаемость.
Недостатки
- относительно низкая вязкость;
- плохая растворимость в нефти;
- относительно невысокий прирост
коэффициента вытеснения.
Технологическая схема
Закачке мелкодисперсной водоазотной смеси создавалась на
устье с помощью специального
эжекционно-диспергирующего
устройства (ЭДУ)
«Согласовано»
«Утверждаю»
Командир БВО
Главный инженер
НГДУ «Речицанефть»
____________________ А.Н.Цыбра
«___»______________ 2011 г.
Схема
обвязки устья нагнетательной скважины для
проведения промысловых испытаний технологии
вытеснения нефти МВАС
Технологическая схема
____________________ М.Д.Цьомко
«___»______________ 2011 г.
Зам. директора БелНИПИнефть
по добыче нефти
_______________ А.В.Серебренни
«___»______________ 2011 г.
Спе циф ика ция
13
ЭДУ
1
2
3
4
5
6
7
8
10
11
19
19
V
12
11
15
20
10
18
IV
III
9
18
17
X
13
19
8
15
6
5
7
300
Âõî ä î ò
âî äî âî äà
9
1.
Колонна обсадная.
2.
Линия контроля межколонного давления.
3.
Пробка-заглушка.
4.
Колонная головка.
5.
Крестовина.
6.
Задвижки рабочего затрубного пространства.
7.
Задвижки свободного затрубного пространства.
8.
Планшайба.
Центральная задвижка.
129.
1
3
14
15
10. Тройник.
11. Задвижка рабочего
пространства.
Ç
29буферного
2
12. Буферная задвижка.
13. Быстроразъёмное соединение (с заглушкой).
Âûõî ä пробоотборный, трехходовой).
14. Вентиль (замерной,
Ì ÂÃнагнетательные.
Ñ
15. Трубопроводы
16. Задвижка нагнетательного трубопровода ЗМС –65х210.
17. Задвижка ЗМС – 65х210.
18. Обратный клапан.
19. Технический манометр.
20. ЭДУ.
21. ПКСА 9/200
106 0
Ç
2 15
Âõî ä î ò
ãàçî âî äà
II
I
VI
4
VIII
VII
13
3
16
1
14
IX
17
21
2
ПКСА 9/200
Римскими цифрами обозначены номера:
- I – X - задвижек.
Разработали: Вед.инженер-технолог ТО
Директор ООО «ИНКО»
Подлужный М.С
Савицкий Н.В.
Семилукская залежь Осташковичского месторождения
Показатели
Степень выработки от НИЗ, %
Текущий КИН
Текущая обводненность, %
Текущее пластовое давление, МПа
Тип залежи
Коллектор
Тип коллектора
Показатели
Закачка азота
Закачка воды
Объемное газосодержание
Накопл. закачка воды
Накопл. закачка азота
Накопл. закачка МВАС
Давление нагнетания
Ед.изм
Значение
тыс.м3/сут
м3/сут
% об.
тыс.м3
тыс.нм3
12 -13
220-180
22
3,6
232,5
тыс.м3 (пл.усл.)
4,57
МПа
12,5-16
Глубина залегания, м
Уклон, %
Пористость, д.ед.
Проницаемость, мкм2
Эффективная
нефтенасыщенная
толщина, м
Коэффициент расчлененности, д.ед.
Плотность пластовой нефти, г/см3
Вязкость пластовой нефти, мПа*с
Газосодержание, м3/т
Давление насыщения, МПа
Семилукская залежь
Осташковичского
месторождения
79,2
0,404
92,1
23,3
Пластовая, сводовая,
тектонически ограниченная
Доломиты трещинованые и
кавернозные
Каверново-поровотрещинный
3202
10
0,10
0,084
12,96
1,77
0,657
0,87
223,2
18,65
За период опытных работ суммарный
объем закачанного газа в поверхностных
условиях составил 232,5 тыс.нм3, воды –
3,6 тыс.м3.
Семилукская залежь Осташковичского месторождения
Дополнительная добыча нефти от проведения промысловых работ по закачке
водоазотной смеси на Осташковичском месторождении составила 416 т.
Семилукская залежь Тишковского месторождения
-35

30
-3502
- 35
50

56

 ____

- 35
00

44
____
- 34
75
____



92
-3527 ____
-3507

21



52
-3491
- 34
120
____
- 35
57
87
____
-3575
 ____



55

0




- 35
50
30

-3407
-3
40
0
5
____



-3
47
-3
н.в.
42
5
5

____

____
64
-3494
-35
-3
- 35
00


____
9132
____
-3322
-3327-3
9133 325
-3305
____

9131
-3317
 

110
____ ____


19
-3463
-3437
69
____
____

-3370
9135
-3342
-3422
-3
____
111
н.в.
____
123
-3401
____
____ ____

____ 
____

9136
-3334
9053
42
5
Закачка азота
Закачка воды
Объемное газосодержание
Накопл. закачка воды
Накопл. закачка азота
Накопл. закачка МВАС
Давление нагнетания
____

40

0
-3
37
5
____
35

Показатели

65
____
0
-3
-3
114
-3356
9054
-3323
00
47
5
45

9134
Тип коллектора
- 35
-3
91
-3315



____

-3381
35
0
9051
____
88
-3490

Ед.изм
Значение
тыс.м3/сут
м3/сут
% об.
тыс.м3
тыс.нм3
12-12,5
167-128
24
6,543
537,3
тыс.м3 (пл.усл.)
8,617
МПа
11-13,8
24

Коллектор
____
75
____
122
____
-3
00
90
-3416
н.в.
5
- 35
- 34
- 35
00
37
-3344


30
112
____
9130
____
30
-3502

68 
____

-35
97
____
64p2
46
____
127
____
9129
-3360
-35
-3527
45
0
____
50
-3576
-3475 пр.бл.
-3485 оп.бл.
-3
-3419
- 35
61

Степень выработки от НИЗ, %
Текущий КИН
Текущая обводненность, %
Текущее пластовое давление, МПа
Тип залежи
5
50
00
67
____

-35 -3540
30
63
____
25


- 35
-3
- 34
00
-3
93
75
- 34 -3455
50
- 34
____

-3490
92_1
____
Показатели

-3501
Глубина залегания, м
Уклон, %
Пористость, д.ед.
Проницаемость, мкм2
Эффективная нефтенасыщенная
толщина, м
Коэффициент расчлененности, д.ед.
Плотность пластовой нефти, г/см3
Вязкость пластовой нефти, мПа*с
Газосодержание, м3/т
Давление насыщения, МПа
Семилукская залежь
Тишковского месторождения
90,9
0,384
94,8
25,0
Пластовая, тектонически
ограниченная
Доломиты
мелкоковернозные,
трещиноватые
Каверново-поровотрещинный
3530
8
0,09
0,050
12
3,2
0,625
0,62
299,51
23,9
За период опытных работ суммарный
объем закачанного газа в поверхностных
условиях составил 537,3 тыс.нм3, воды –
6,5 тыс.м3.
Семилукская залежь Тишковского месторождения
Динамика показателей разработки семилукской залежи Тишковского месторождения
Выполненные до и после проведения работ
ПГИ покали сокращение суммарной
мощности принимающих интервалов с 7,3
до 6,8 м, при эффективной мощности 12 м.
Предварительные результаты:
По результатам проведенных работ отмечено:
 компонентный состав газа добывающих скважин показал содержание азота
в пределах норм;
 при закачке водоазотной смеси происходит уменьшение принимающих
интервалов в нагнетательной скважине;
 снижение коэффициента приемистости по воде в составе МВАС при
повышении давления нагнетания воды и его рост при снижении давления
нагнетания;
 отсутствие эффекта, которое может быть обусловлено незначительным
объемом закачки водоазотной смеси в пластовых условиях и большим
расстоянием от нагнетательной скважины до зоны отбора.
Задонская залежь Речицкого месторождения
Показатели
Закачка азота
Закачка воды
Объемное газосодержание
Накопл. закачка воды
Накопл. закачка азота
Накопл. закачка МВАС
Давление нагнетания
Ед.изм
Значение
тыс.м3/сут
% об.
тыс.м3
тыс.нм3
9-13
140-180
30
19,6
1140,9
тыс.м3 (пл.усл.)
25,7
МПа
17,5-14,8
м3/сут
Показатели
Степень выработки от НИЗ, %
Текущий КИН
Текущая обводненность, %
Текущее пластовое давление, МПа
Тип залежи
Коллектор
Тип коллектора
Глубина залегания, м
Уклон, %
Пористость, д.ед.
Проницаемость, мкм2
Эффективная нефтенасыщенная
толщина, м
Коэффициент расчлененности, д.ед.
Плотность пластовой нефти, г/см3
Вязкость пластовой нефти, мПа*с
Газосодержание, м3/т
Давление насыщения, МПа
Задонская залежь Речицкого
месторождения
44,8
0,16
38,3
11,6
Пластовая, литологически
ограниченная
Известняки
доломитизированные,
доломиты
Каверново-поровотрещинный
2088
7-9
0,093
0,094
23,5
2,6
0,830
4,47
41,25
5,25
Задонская залежь Речицкого месторождения
Результаты ПГИ проведенные до и во время работ по ВГВ.
19-20 февраля
2012 года
Принимающий
интервал, м
2104 -2105,8
(12%)
2105,8-2112,2
(8%)
2112,2- 2118,4
(80%)
2115-2118
(100 %)
2115,8 2117,8
(100 %)
Мощность
принимающего
интервала, м
18
3
2
19-20 февраля
2012 года
6 марта
2012 года
6 марта
2012 года
27 марта 2012 года
Дата
проведения
27 марта
2012 года
Штуцер 9
мм
27 апреля
2012 года
Штуцер 7 мм
27 апреля
2012 года
2114-2115,8
(19,8 %)
2115-2117
2115,8-2116,8 (90 %) смесь
(11,0 %)
2117-2127
2116,8-2118,8 (10%) вода
(69,2 %)
4,8
12
28 мая
2012 года
28 мая
2012 года
2113-2117
(90 %) смесь
2117-2130
(10%) вода
15 июня 2012
23 июня 2012 г
2099,2-2107,4
(5%)
2107,4-2116,4
(15%)
2116,4-2118
(80%)
жидкость
Смесь
2112 – 2116 (5%)
2116 – 2118 (95%)
18,8
6
17
15 июня
2012 года
23 июня
2012 года
Задонская залежь Речицкого месторождения
Результаты трассирования фильтрационных исследований
Скв. 100
41.47%
21.9%
Объем вынесенного индикатора, %:
до ВГВ (02.11.2011г)
после ВГВ (21.03.2012г)
Скв. 289r
3.5%
17.95%
Скв90s2
10.17%
Скв. 187
17.38%
Скв. 286
0,4%
4.71%
Скв. 115
36.52
16.57
Скв. 44
3.9%
Скв. 284
1.8%
Скв. 127
6.61%
3.12%
Скв. 224
3.5%
Скв. 139
3.94%
3.82%
Сопоставление результатов работ по трассированию показало, что:
 по большинству рассматриваемых скважин в той или иной степени произошло изменение скоростей
прихода основных порций индикатора;
 вынос индикатора по сопоставляемым скважинам изменился;
 количество систем каналов фильтрации, по которым происходит движение меченой жидкости,
изменилось по большинству скважин.
Задонская залежь Речицкого месторождения
Расстояние до
ближайшей
скважины (скв.
127) 500 м
Удаление фронта
МВАС от наг. скв. 128
на 239 м
Vсмеси = 25684 м3
T = 126 cут
Принимая поток водоазотной смеси плоскорадиальным и равные скорости
движения воды и газа, радиус фронта МВАС от нагнетательной скважины
128 оценивается нами в 248 м.
Задонская залежь Речицкого месторождения
Технологическая эффективность работ
Выводы
В результате проведения опытно-промысловых работ на трех
месторождения Припятского прогиба был испытана новая технология
повышения нефтеотдачи пласта – водогазовое воздействия.
При отсутствии видимого технологического эффекта в виде
дополнительной добычи (в силу различных объективных причин)
проведенные работы можно считать успешными, т.к. в ходе них были:
- испытана техника для водогазового воздействия, в т.ч. конструкция
нового ЭДУ;
- определены технологические показатели нагнетательных скважин
при закачке водогазовых смесей;
- апробирована методы контроля за фронтом продвижения
водогазовой смеси;
- уточнены критерии выбора первоочередных участков для ВГВ.
Кудряшов Алексей Александрович
Заведующий лабораторией разработки
месторождений нефти и газа
РУП ПО «Белоруснефть», БелНИПИнефть
Тел.: +375 33 399-32-10