Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов

По состоянию на 01.01.2009 г. система поддержания пластового давления (ППД) в I объекте месторождения Каракудук представляет собой внутриконтурное заводнение Ю-I и Ю-VIII-IX горизонтов путём закачки альбсеноманской и сточной вод. В освоении под нагнетание в I объекте (Ю-I-II горизонт) разработки находилась скважина №159. Закачка воды в горизонты III объекта (Ю-VIII-IX горизонт) осуществляется через скважину №88.

Все скважины оснащены штуцерным клапаном и расходомером для контроля объема нагнетаемой воды. [4]

Максимальная приемистость (по результатам ГИС по определению профиля приемистости) на 01.01.09 г. зарегистрирована в скважине №22 и составляет 644 м³/сут при давлении нагнетания 19,4 МПа.

В целом, режим работы нагнетательных скважин стабильный и практически непрерывный. Производительность нагнетания изменяется в диапазоне от 6,25 м³/ч (скважина №88) до 13,4 м³/ч (скважина №195) и в среднем составляет 12,1 м³/ч. Средняя приемистость скважины в 2004 г. для скважин I объекта составила 452 м³/сут, при среднем давлении на забое 19,04 МПа. Для II объекта - 322 м³/сут, при давлении на забое 19,6 МПа. В целом по месторождению приемистость составила 417,7 м³/сут. Накопленная закачка воды составила для скважин I объекта 381,6 тыс.м³, III объекта – 86,4 тыс.м³. Компенсация отбора закачкой в пластовых условиях в 2004 г. составила для I объекта 72%, III объекта – 120%. [2]

С целью максимального извлечения имеющихся запасов нефти месторождения Каракудук разработка будет осуществляться с поддержанием пластового давления (ППД) путём закачки воды в I продуктивный объект Ю-I-II. Средние значения пористости и проницаемости пород-коллекторов Ю-I составляют соответственно 18% и 43,8∙10^-3 мкм². Для поддержания пластового давления при добыче нефти, в связи с отсутствием поверхностных водоёмов, единственной возможностью является использование смеси воды существующих подземных водоносных горизонтов и попутно добываемой воды месторождения.

Внедрение системы ППД по технологической схеме было рекомендовано начать с начала разработки, но не было реализовано. Фактически закачка сточной воды началась в июле 2002 г. со средней начальной приёмистостью 147 м³/сут при давлении нагнетания 18 МПа. Согласно уточнённым показателям разработки по состоянию на 01.01.05 г. фонд нагнетательных скважин должен был составлять 9 единиц со средней приёмистостью 171 м³/сут. Фактически фонд нагнетательных скважин составил 7 единиц со средней приёмистостью 392,5 м³/сут. На 01.01.05 г. общий объём закачанной воды составил 467,6 тыс м³. [7]

Физико-химический состав вод месторождения Каракудук представлен по исследованиям НИПИнефтегаз в таблице- 2.6.

Состав пластовой воды продуктивных юрских горизонтов Ю-I-II-IV-VIII-IX представлен исследованиями 2002 и 2004 г.г. вод со скважин №№ 91, 156+10, 143, 180, 186, 187, 4 и 173. Воды хлоркальциевого типа, высокоминерализованные до 210,9 г/л (скважина 4).

Таблица 2.6- Физико-химический состав вод месторождения Каракудук

Точка отбора	Гориз	Р, г/см3	рН	Компоненты, мг/л	CO2, мг/л
Na+K	Ca	Mg	Cl	SO4	HCO3
	Ю-VIII+IX	1,147	4,8		9218,4	6201,6		4,9
156+10	Ю-I+II	1,127	3,8	47475,8	7214,4	6444,8		7,8	97,6
Альбсеноманская	1,0872	6,09	39182,8	5811,6	2249,6	77210,1		36.6	13,33
Сточная	1,009	5,7	3699,1	701,4	376,96	7892,6	28,4	219,6	83,6
Волжская		6,8	108,7	60,12	12,16	85,8	53,1	317,2	17,6
	Ю-II	1,143	5,2	56953,5	17635,2	1945,6		11,52	91,5	-
	Ю-I	1,122	5,5	49537,5	13627,2	2310,4		32,6	221.1	-
	Ю-I	1,1047	5,7	42762,6	9819,6	2188,8	89493,5	17,8	266,9	-
	Ю-I	1,0554		21672,7			47378,9	73,7	259,25	-
	Ю-I	1,147	5,85	58672,1		2310,4		7,24
	Ю-IV	1,146	5,21	56384,5		1702,4		н/о	167,8	32,2
БКНС	1,0846	5,7		5811,6	2918,4	78964,9	н/о	91,5

Для технического водоснабжения и в целях ППД в 2001 г. была пробурена водозаборная скважина 4В, в 2003 г. - скважины 5В и 6В, в 2004 г. пробурены скважины 8В, 3В и 7В. Проектная и фактическая глубина всех водозаборных скважин составила 1400 м. В таблице 2.7 представлены результаты исследования альбсеноманского водоносного комплекса (скважина 4В), проведённые в 2002 г. Альбсеноманская вода хлоркальциевого типа с минерализацией 124,5 г/л.

Сточная вода имеет минерализацию 12,9 г/л, тип воды - хлоркальциевый.

Волжская вода имеет минерализацию 0,637 г/л, тип воды - гидрокарбонатно-натриевый.

Исследования пробы воды, взятой непосредственно на БКНС перед закачкой в нагнетательные скважины, показали минерализацию 126,9 г/л и тип воды - хлоркальциевый.

Таблица 2.7- Результаты исследования проб вод месторождения Каракудук на совместимость

Наименование показателей	Наименование пробы
Ю-VIII+IX	Ю-I+II1	Сеноман	Сточная	Волж-ская
Точка отбора	скв.91	скв.156 +скв.10		ЗУ-2	ЗУ-1
Плотность воды	1,147	1,127	1,0872	1,009
Концентрация водородных ионов (рН)	4,8	3,8	6,09	5,7	6,8
Окислительно-восстановительный потенциал, мВ
Содержание натрия и калия, мг/л		47475,8	39182,8	3699,1	108,7
мг-экв/л	2323,3	2064,2	1703,6	160,8	4,7
%-экв	70,5	69,9	78,2	70,9	54,2
Содержание кальция, мг/л	9218,4	7214,4	5811,6	701,4	60,12
мг-экв/л
%-экв		12,2	13,3	15,4	34,4
Содержание магния, мг/л	6201,6	6444,8	2249,6	376,96	12,16
мг-экв/л
%-экв	15,4	17,9	8,5	13,7	11,5
Содержание хлоридов, мг/л		104662,6		7892,6	85,8
мг-экв/л	3291,2	2952,4		222,6	2,4

продолжение таблицы 2.7

%-экв	99,9	99,9	99,9	98,2	27,7
Содержание сульфатов, мг/л	4,9	7,8		28,4	53,1
мг-экв/л	0,1	0,2	1,27	0,6	1,1
%-экв	0,003	0,006	0,06	0,3	12,7
Содержание карбонатов, мг/л, мг-экв/л,%-экв	Отс	Отс	Отс	отс	отс
Содержание гидрокарбонатов, мг/л		97,6	36,6	219,6	317,2
мг-экв/л		1,6	0,6	3,6	5,2
%-экв	0,06	0,05	0,03	1,6	59,6
Содержание свободной двуокиси углерода, мг/л			13,33	83,6	17,6
Общее содержание железа, мг/л		87,1	16,7
Общая жесткость, мг-экв/л
Содержание сероводорода, мг/л	Отс	Отс	Отс
Содержание взвешенных частиц, мг/л	442,8	29,9	150,9
Тип воды	Cl-Ca	Cl-Ca	Cl-Ca
Суммарная минерализация вод, мг/л			124552,8	12918,1	637,05

Для технического водоснабжения и в целях ППД в 2001 г. была пробурена водозаборная скважина 4В, в 2003 г. - скважины 5В и 6В, в 2004 г. пробурены скважины 8В, 3В и 7В. Проектная и фактическая глубина всех водозаборных скважин составила 1400 м.

С июля 2002 г. до октября 2003 г. в скважину 103 осуществлялась закачка сточной воды. Для определения совместимости сточной и альбсеноманской вод в 2002 г. НИПИнефтегаз проводил исследования проб вод месторождения Каракудук.

По результатам данных исследований с октября 2003 г. началась совместная закачка сточной и альбсеноманской вод.

Для определения дебита водозаборных скважин были проведены гидродинамические исследования, представленные в таблице 2.8.

Для определения приемистости нагнетательных скважин были проведены гидродинамические исследования, представленные в таблице 2.9.

Как видно из таблицы средняя приёмистость нагнетательных скважин составляет 388,75 м³/сут.

Осуществлённые гидродинамические и гидрохимические исследования водоносных горизонтов, а также проведённые исследования на совместимость сточных и альбсеноманских вод позволяют рекомендовать в качестве рабочих агентов для воздействия на пласт воду альбсеноманских водоносных горизонтов и смесь попутно-добываемой и альбсеноманской вод. [5]

Таблица 2.8- Данные по водозаборным скважинам месторождения Каракудук

Номер скважины	Дата	Горизонт	Интервал, м	Q, м3/сут	Пояснения
3В	06.06.2004	альб+сен	1236-1380		Приток жидкости в скважину со всех перф.интервалов
7В	06.06.2004	альб+сен	1226-1374		Приток жидкости в скважину со всех перф.интервалов
8В	07.06.2004	альб+сен	1228-1370		Приток жидкости в скважину со всех перф.интервалов

Дебит воды водозаборных скважин должен обеспечить заложенную в технологической схеме компенсацию отбора закачкой. При осуществлении роторно-циклического заводнения рабочий агент тот же, что и при обычном заводнении.

Для осуществления варианта с закачкой ПАВ для приготовления раствора может использоваться смесь альбсеноманской, волжской и сточной вод.

Таблица 2.9-Данные по нагнетательным скважинам месторождения Каракудук

Номер скважины

Дата

Горизонт

Интервал, м

Q, м3/сут

Пояснения

продолжение таблицы 2.8