2.1.6 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
91	Ю-VIII+IX	1,147	4,8	53436	9218,4	6201,6	116673	4,9	122		88
156+10	Ю-I+II	1,127	3,8	47475,8	7214,4	6444,8	104663	7,8	97,6		66
Альбсеноманская		1,0872	6,09	39182,8	5811,6	2249,6	77210,1	61	36.6		13,33
Сточная		1,009	5,7	3699,1	701,4	376,96	7892,6	28,4	219,6		83,6
Волжская		1	6,8	108,7	60,12	12,16	85,8	53,1	317,2		17,6
143	Ю-II	1,143	5,2	56953,5	17635,2	1945,6	124589	11,52	91,5		-
180	Ю-I	1,122	5,5	49537,5	13627,2	2310,4	107041	32,6	221.1		-
186	Ю-I	1,1047	5,7	42762,6	9819,6	2188,8	89493,5	17,8	266,9		-
187	Ю-I	1,0554	6	21672,7	6012	1216	47378,9	73,7	259,25		-
4	Ю-I	1,147	5,85	58672,1	19038	2310,4	130733	7,24	183		23
173	Ю-IV	1,146	5,21	56384,5	20040	1702,4	127221	н/о	167,8		32,2
БКНС		1,0846	5,7	39077	5811,6	2918,4	78964,9	н/о	91,5		44

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	1
Концентрация водородных ионов (рН)	4,8	3,8	6,09	5,7	6,8
Окислительно-восстановительный потенциал, мВ	121	286
Содержание натрия и калия, мг/л	53436	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	460	360	290	35	3
%-экв	14	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	510	530	185	31	1
%-экв	15,4	17,9	8,5	13,7	11,5
Содержание хлоридов, мг/л	116673	104662,6	77210	7892,6	85,8
мг-экв/л	3291,2	2952,4	2178	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	61	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	122	97,6	36,6	219,6	317,2
мг-экв/л	2	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	88	66	13,33	83,6	17,6
Общее содержание железа, мг/л	127	87,1	16,7
Общая жесткость, мг-экв/л	970	890	475
Содержание сероводорода, мг/л	Отс	Отс	Отс
Содержание взвешенных частиц, мг/л	442,8	29,9	150,9	14
Тип воды	Cl-Ca	Cl-Ca	Cl-Ca
Суммарная минерализация вод, мг/л	185656	165903	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	320	Приток жидкости в скважину со всех перф.интервалов
7В	06.06.2004	альб+сен	1226-1374	370	Приток жидкости в скважину со всех перф.интервалов
8В	07.06.2004	альб+сен	1228-1370	470	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

22	14.07.2004	Ю-I	2624-2634	620	Приемистость: интервал перфорации - 403 м3/сут, 198 м3/сут уходит в интервал 2644,2-2646 м, 19 м3/сут жидкости уходит ниже глубины исследований (2652 м). Общая приемистость составляет 620 м3/сут.
88	17.07.2004	Ю-VIII+IX	2945-2958 2996-3011 3013-3022	190	Приемистость: приурочен ко всем интервалам перфорации. По данным термометрии на глубине 2884 м – негерметичность НКТ.
195	16.07.2004	Ю-I	2603-2614	330	Приурочен ко всем интервалам перфорации.
190	30.08.2004	Ю-I	2613.5-2625	530	Приемистость: приурочен ко всем интервалам перфорации.
88	20.11.04	Ю-I	2930-3032	330	Приемистость: приурочен ко всем интервалам перфорации.
195	22.11.04	Ю-I	2534-2634	350	Приемистость: приурочен ко всем интервалам перфорации.
22	15.12.2004	Ю-I	2624-2665	470	Приемистость: интервал перфорации – 286,9 м3/сут, 112,8 м3/сут уходит в интервал 2644,6-2647 м, 70 м3/сут жидкости уходит ниже глубины исследований (2652 м). Общая приемистость составляет 470 м3/сут.
190	13.12.2004	Ю-I	2534-2634	290	Приемистость: приурочен ко всем интервалам перфорации.