Основную долю разрабатываемых и вводимых в освоение трудноизвлекаемых запасов нефти Западной Сибири составляет запасы легкой нефти в низкопроницаемых терригенных коллекторах (порядка 80%), в то время как их выработка не превышает 17% [4,5]. Разработка указанных запасов осуществляется с использованием заводнения на основе применения горизонтальных скважин (ГС), зарезки боковых стволов (ЗБС), гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Несмотря на достигнутые результаты в исследовании процессов разработки указанных коллекторов, имеет место существенное завышение расчетных (с использованием гидродинамических симуляторов) показателей разработки по сравнению с фактическими. Результаты обобщения промыслового опыта разработки исследуемых месторождений с применением горизонтальных скважин свидетельствуют о недостижении проектных дебитов по жидкости, вплоть до 50%. При этом имеет место высокий темп падения дебитов: по ряду скважин за 90 суток дебит по жидкости снизился до 60 и 87%, в соответствии с рисунками 1, 2 [4,5].
Рис. 1 Темп падения дебитов по жидкости в ГС
Рис. 2 Темп падения дебитов в горизонтальной скважине с ГРП
Рис. 3 Распределение проницаемости вблизи нагнетательной скважины
Проведенный анализ основных проблем разработки исследуемых месторождений указывает на низкую эффективностью подсистемы поддержания пластового давления при заводнении, вследствие чего залежи разрабатываются при падении пластового давления, а добывающие скважины – при вынужденном снижении забойного давления. При этом имеет место комплексное влияние на эффективность нефтеизвлечения деформационных процессов и роста газонасыщенности пластов. Имеет место кольматация призабойной зоны добывающих скважин вследствие фильтрационного разрушения и диспергирование глинистых частиц потоком флюида, заиливание щелевого фильтра, скопление невынесенного осадка в нижней части ГС. В нагнетательных скважин имеет место кольматация призабойной зоны твердыми взвешенными частицами.
В статье приведены результаты численных исследований эффективности современных технологий нефтеизвлечения, таких как газовое, водогазовое воздействие и заводнение с применением ГС и ГРП при учете снижения приемистости нагнетательных скважин и дебитов добывающих скважин вследствие протекающих физических процессов.
Геолого – промысловая характеристика объектов исследования
Пласты имеют сложение геологическое строение, которое выражено чередованием прослоев и линз, характеризуется невыдержанностью нефтенасыщенной толщины по разрезу, крайне низкой вертикальной проницаемостью (вплоть до нуля). Фильтрационно – емкостные свойства низкие, высокая начальная водонасыщенность, низкая фазовая проницаемость по нефти, в соответствие с таблицей 1. Пласты сложены рыхлыми, слабосцементированными породами с повышенным содержанием глинистой составляющей, что вызывает протекание деформационных процессов, сопровождающихся процессами кольматации и облитерации [2,4,5].
Таблица 1 Геолого-промысловая характеристика ачимовских отложений легкой нефти
Моделирование загрязнения призабойной зоны нагнетательной скважины
Учитывая наличие низкопроницаемых составляющих (до 3 мД), расхождение проектных и фактических данных может быть вызвано существенным снижением приемистости нагнетательных скважин при заводнении пресными и сточными водами вследствие наличия в закачиваемой воде твердых взвешенных частиц (ТВЧ), размер которых соизмерим с размерами поровых каналов. Это приводит к процессам кольматации и облитерации в призабойных зонах нагнетательных скважин. С другой стороны качество закачиваемой воды, размеры и концентрация ТВЧ не учитываются при использовании гидродинамических симуляторов, что приводит к существенному завышению расчетных показателей разработки (завышения оценки КИН порядка 50%).
На основе обобщения результатов численных и промысловых исследований, проведенных авторами, для моделирования загрязнения призабойной зоны нагнетательных скважин предлагается использовать локальное измельчение скважинной ячейки, снижая проницаемости околоскважинных ячеек измельченной области. При воспроизведении динамики показателей разработки для условий, близких к условиям юрских и ачимовских отложений выявлены интервалы проницаемости основной сетки для которых необходимо снижение проницаемости в измельченных ячейках в соответствии с таблицей 2.
Таблица 2 Рекомендуемые интервалы снижения проницаемости в измельченных ячейках призабойной зоны нагнетательной скважины
Получена хорошая сходимость расчетных и фактических значений отборов жидкости, в соответствии с рисунком 4, на котором приведены результаты адаптации по одной из скважин. Первичные техногенные процессы, связанные с бурением, освоением и эксплуатацией скважин могут быть оценены посредством задания соответствующего скин-фактора.
Рис. 4 Результаты адаптации гидродинамической модели для одной из скважин
Деформационные процессы
Исследования, проведенные авторами, по количественной оценке влияния изменения эффективного давления на фильтрационно-емкостные параметры низкопроницаемых, рыхлых слабосцементированных коллекторов Западной Сибири свидетельствуют о возникновении квазипластических деформаций, при которых упругое уплотнение пласта сопровождается процессами кольматации и облитерации. Это приводит к необратимым потерям ФЕС и, как следствие, гистерезису пористости и проницаемости [1,3]. Получена и апробирована количественная зависимость проницаемости от изменения эффективного давления, в основе которой лежит тот факт, что в процессе снижения пластового давления происходит изменение коэффициента изменения проницаемости в экспоненциальной зависимости, т.е. после каждого дополнительного снижения пластового давления коэффициент увеличивается:
где 
- коэффициент изменения проницаемости в возмущенном пласте при начальном пластовом давлении, 1/МПа; 
- коэффициент, учитывающий изменение коэффициента 
1/МПа.
Зависимость проницаемости системы от пластового давления на основе формулы 1 может описываться уравнением [1,2]:
Типичный вид зависимостей проницаемости от пластового давления и индикаторных линий, полученных по данным мониторинга для условий Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения и ачимовской залежи месторождений Западной Сибири представлен на рисунках 5 и 6.
Рис. 5 Индикаторные диаграммы скважин пласта ВК1 Каменной площади Красно-ленинского месторождения, по данным мониторинга
При воспроизведении динамики показателей разработки оценен диапазон изменения коэффициента, учитывающего необратимые потери коллекторских свойств для викуловских отложений Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения и ачимовской залежи, который изменяется соответственно от 03 до 0.45 1/МПа и от 0.2 до 0.3 1/МПа; параметр α0 изменяется от 0.001 до 0.002 1/МПа.
Можно полагать, что при достижении критической депрессии дебит скважины резко снижается, поскольку процессы кольматации и облитерации становятся определяющими, резко снижая пропускную способность коллектора и дебит скважины, в соответствии с рисунками 5,6. Аналогичные результаты получены для юрских отложений по данным мониторинга скважин, в соответствии с рисунком 6 [1,3,5].
Рис. 6 Индикаторные диаграммы скважин по данным мониторинга для скважин ачимовских отложений
С учетом описанных выше исследований была проведена адаптация гидродинамических моделей для исследуемых пластов; получена хорошая сходимость расчетных и фактических данных. На рисунке 6 приведены расчетная и фактическая динамики накопленной добычи нефти по одной из горизонтальных скважин Ем-Еговской площади. Следует отметить, что для учета деформационных процессов и роста газонасыщенности пласта, а также кольматации призабойной зоны нагнетательной скважины необходимо локальное измельчение скважинных ячеек, а в некоторых случаях и главной сетки.
Результаты исследований и рекомендации по применению технологий газового, водогазового воздействия и заводнения на основе применения ГС для условий Фаинского месторождения
В расчетах использовалась гидродинамическая модель трехмерной трехфазной фильтрации, в которой учтены наиболее характерные геолого-промысловые особенности ачимовской залежи. Расчеты проведены на модели, охватывающей купольную часть залежи, имеющей наибольшие нефтенасыщенные толщины (рисунок 8). Добывающие скважины являются горизонтальными и вскрывают всю толщину пласта, забойные давления – 7,11,15 МПа; нагнетательные - наклонно-направленные (ННС).
Рис. 7 Динамика накопленной добычи жидкости по одной из горизонтальных скважин (викуловские отложения); расчет 1 проведен без учета деформационных процессов
При моделировании учтены указанные выше физические процессы, снижающие дебиты добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также снижение приемистости нагнетательных скважин вследствие гистерезиса относительных фазовых проницаемостей в системе “газ-вода”, причем принималась величина остаточной газонасыщенности порядка 30%.
Все скважины вводятся в эксплуатацию с проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП). Наличие выделенного направления развития трещины ГРП в северо-западном направлении учтено изменением направления рядов добывающих горизонтальных и нагнетательных наклонно- направленных скважин вдоль развития трещины ГРП. В данном случае снижаются риски уменьшения коэффициента охвата, быстрого роста обводненности за счет “кинжального” прорыва закачиваемых вод.
Водогазовое воздействие осуществлялось путём чередующейся закачки оторочек воды и газа. Размер каждой оторочки составлял 10 % от начального объёма нефти в пластовых условиях участка пласта, охваченного воздействием нагнетательной скважины. При чередующемся ВГВ вода и газ закачиваются сменяющими друг друга оторочками.
По характеру вытеснения нефти газом моделировалось несмешивающееся вытеснение с учетом массообмена между нефтью и газом, который сопровождается изменением их физико-химических свойств в переходной зоне. Состав газа для закачки в пласт соответствует углеводородному газу, который представлен сухим газом (доля метана более 90 %). Состав оторочки газа однородный. Для реализации ВГВ и закачки газа использован попутный газ, добываемый только с исследуемой залежи. Более подробно указанные численные исследования приведены в [5].
Рис. 8 Рядная система расстановки скважин на карте эффективных нефтенасыщенных толщин
Таблица 3 Варианты моделирования и полученные результаты
Результаты численных исследований, представленные а таблице 2, позволяют обосновать выбор технологии водогазового воздействия с применением рядной системы разработки с добывающими горизонтальными и нагнетательными наклонно-направленными скважинами. При заводнении обоснована оптимальная длина горизонтального участка 500 м, расстояние между рядами нагнетания и отборов - 300 м. Забойное давление для добывающих ГС принято равным 11 МПа, что соответствует обоснованной критической величине. По сравнению с вариантом разработки с традиционным заводнением с забойным давлением 11 МПа при водогазовом воздействии с забойным давлением 11 МПа с применением наклонно-направленных добывающих скважин увеличение КИН составляет 7,9 %; с применением горизонтальных добывающих скважин увеличение КИН составляет 9,5 %.
Учитывая вышеизложенное, представленные результаты адаптации гидродинамических моделей низкопроницаемых коллекторов в терригенных отложениях легкой нефти Западной Сибири с учетом протекающих физических процессов, снижающих дебиты и приемистости скважин, на основе которых проведен сравнительный анализ технологий разработки и выработаны рекомендации по повышению эффективности нефтеизвлечения.
Литература
1. Мищенко И.Т., БравичевК.А., Бравичева Т.Б. Обоснование энерго-сберегающих экологически безопасных технологических ре-шений по управлению разработкой трудноизвлекаемых запасов с учетом изменения эффективного напряжения. «Вестник ассоциации бу-ровых подрядчиков», № 3, 2019. Стр 2-5
2. Р.Р. Раянов, К.В. Казаков, К.А. Бравичев «Поиск оптимального вари-анта разработки низкопроницаемого и неоднородного ачимовского пласта месторождения Западной- Сибири», «Нефть, Газ и Бизнес», № 2 2016г., стр.23-29.
3. Мищенко И.Т., Бравичев К.А., Загайнов А.Н. Обоснование техноло-гии циклического заводнения пластов с суперколлекторами в усло-виях упругих деформаций. // Нефтяное хозяйство, 10/2014, с. 89-91.
4. Боксерман A.A., Мищенко И.Т. Пути преодоления негативных тенден-ций развития НТК России// Технологии ТЭК. – 2006. – №4. – С. 30-36.
5. Раянов Р. Р. Обоснование технологии разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов с применением горизонтальных скважин: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Раянов Роберт Ришатович М.: 2016. – 146 с.
