Стратегия довыработки запасов на поздней стадии разработки сложнопостроенного карбонатного коллектора с применением технологии снижения обводненности

Хасырейское месторождение приурочено к одноименной структуре тектонического элемента – вала Гамбурцева. Вал сформирован в результате активной тектонической деятельности. Структуры внутри вала представляют собой антиклинальные складки, ограниченные с запада и востока тектоническим нарушениями.

Основная проблема Хасырейского месторождения, это высокая обводненность, а также недовыробатка остаточных запасов нефти, связанна со сложным геологическим строением месторождения, с осложняющими тектоническими нарушениями. Тип коллектора трещиновато-каверно-поровый, основные запасы нефти в плохопроницаемых матрицах [1].

Текущий КИН Хасырейского местрождения составляет 0,233 от утвержденного 0,370. В целом по месторождению просматривается высокая обводенность из-за наличия вертикальных трещин пласта. 

Для того, чтобы понять каким образом и какие механизмы вытеснения могут вовлечь матрицу в работу, нужно вспомнить зональность залежей нефти карбонатного коллектора при истощении [2, 3, 4]:

1. начальная газовая шапка
2. насыщенная нефть, подвижный газ в трещинах и матрице
3. насыщенная нефть, подвижный газ в матрице
4. насыщенная нефть, газ в матрице не подвижен 
5. нефть в матрице, окруженная водой
6. аквифер

Заводненая зона  соответствует нынешней зоне Хасырейского месторождения. Задача вовлечь в работу матрицы решается циклической закачкой воды и приводит в действие 2 механизма вытеснения пропитка-принудительная  и пропитка-дренирование.

На гидродинамической модели просчитаны прогнозные показатели по разным сценариям развития. Результаты расчетов с применением циклической закачки с периодичностью в 6 месяцев на протяжении 10 лет, является наиболее перспективным и эффект составляет 117 тыс.т. нефти

Анализ реализованных и возможных механизмов вытеснения является необходимой составляющей при выборе оптимальной системы разработки и методов воздействия для всех карбонатных коллекторов, для которых характерно высокое влияние вторичной среды в процессе фильтрации.

Рассмотрим процессы, протекающие в стволе скважины за период её эксплуатации. В условиях заводнения продуктивного пласта рост доли воды в добываемой продукции во временипроисходит за счёт опережающего продвижения её по высокопроницаемым пропласткам. На рисунке 1 показана схема размещения глубинного оборудования при добыче нефти традиционным механизированным способом.

В данных условиях поступившая из пласта жидкость распределяется в стволе скважины следующим образом. Зону I занимает вода как жидкость, имеющая наибольший удельный вес. Зону II занимает нефть с растворенным в ней газом. Зона III заполнена газожидкостной смесью, а в зоне IV содержится сепарировавшийся из нефти попутный газ. Со временем против интервала перфорации накапливается вода и нефтенасыщенные пропластки находятся в контакте с водной средой.

Рисунок 1. Распределение жидкости по стволу скважины

В результате этого процесс фильтрации нефти из пористой среды на забой затрудняется проявлением сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть-вода». Однако не только проявление силы Лапласа способствует ухудшению притока нефти из пласта в ствол скважины. Экспериментально установлено, что в капиллярах коллектора имеют место следующие физико-химические процессы на границе раздела фаз нефть-вода, которые влияют на истечение нефти из пористой среды в перфорационный канал.

На рисунке 2 представлена схема оборудования добывающей скважины по предлагаемой технологии снижения обводненности. В данном случае отбор жидкости из скважины производится ниже подошвы продуктивного пласта, что препятствует накоплению в стволе скважины воды. Следовательно, нефтеносные пропластки в создавшихся условиях контактируют с нефтяной средой, что исключает противодействие фильтрации нефти со стороны сил поверхностного натяжения и образование упорядоченно-структурированных слоев.

Технология осуществляется в следующей последовательности операций.

1. Промывка ствола скважины до забоя (до чистой воды).
2. Спуск насосного оборудования, обеспечивающего отбор жидкости ниже подошвы перфорированного пласта.
3. Закачка в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть, возможно, с дальнейшим проведением толуольно-бензольной ванны (для растворения структурированных слоёв в поровых каналах на границе раздела фаз «нефть - вода», и выдержка под давлением.
4. Пуск скважины в работу.

Рисунок 2. Схема оборудования добывающей скважины по предлагаемой технологии снижения обводненности

Для достижения максимальной добычи нефти и КИН для Хасырейского месторождения на поздней стадии разработки, необходимо вовлечение механизма вытеснения в заводненной зоне из блоков матрицы и применение технологии снижения обводненности