Разработка программы геолого-технических мероприятий, направлен-ных на оптимизацию системы разработки месторождения, на основе ре-зультатов индикаторных исследований

Рассматриваемое в представляемом исследовании месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.  Месторождение нефтяное, многопластовое. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных пластах верхнеюрских (пласты группы ЮВ) и меловых отложений (пласты групп АВ и БВ). По количеству извлекаемых запасов нефти месторождение относится к категории крупных (около 100 млн.т нефти), при этом остаточные запасы нефти составляют менее 30%. Месторождение находится на поздней стадии разработки. Всего на месторождении пробурено более 500 эксплуатационных скважин, из них: добывающих – более 300 (действующих – 88%), нагнетательных – около 100 (действующих – 92%), законсервированных – около 100 скважин. К категории низкодебитных (дебит по нефти < 5 т/сут) относится 40% от всего действующего фонда скважин. К высокообводненному фонду (обводненность свыше 90%) относится 54% от всего действующего фонда скважин. Бездействующий добывающий фонд месторождения составляет 12% от общего числа. На момент остановки большинство из них работало с дебитом по нефти менее 5 т/сут и обводнённостью более 98%. Одним из основных объектов, определяющих добычу нефти как на данном месторождении, так и на многих других месторождениях Нижневартовского свода, является горизонт АВ_1-2, который и является основным объектом исследования в данной работе.

Объект АВ_1-2 введен в разработку в 60-х годах прошлого столетия и в настоящее время характеризуется высокой степенью выработки запасов, отбор от НИЗ составляет 74%. В действующем фонде находятся 122 скважины, среднегодовая обводненность добывающего фонда – 90%. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин – 3:1. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,232 (проектный 0,312). Основными проблемами разработки месторождения в целом и объекта АВ_1-2 в частности являются низкие дебиты нефти и высокая обводненность продукции скважин, что приводит к необходимости перевода значительного количества добывающих скважин в бездействующий фонд. Многочисленные исследования месторождений Нижневартовского свода свидетельствуют о том, что основными причинами высокой и прежде всего резкой обводненности продукции скважин являются превышения критических давлений нагнетания в нагнетательных скважинах и форсированные отборы жидкости в добывающих скважинах, что приводит к самопроизвольному гидроразрыву пластов и возникновению техногенной трещиноватости в призабойной зоне [2, 4, 5]. При дальнейшей эксплуатации скважин в межскважинном пространстве происходит развитие трещиновато-пористого типа коллектора, способствующего расформирования сплошного фронта вытеснения нефти закачиваемой водой и образованию каналов низкого фильтрационного сопротивления, связывающих нагнетательные и добывающие скважины. В последние годы в Западной Сибири, с целью определения наличия техногенной трещиноватости в разрабатываемых пластах, способствующей резкому обводнению продукции скважин закачиваемой водой, широко применяются индикаторные исследования.  Индикаторный способ является одним из наиболее эффективных методов качественного и количественного изучения межскважинного пространства, он применяется для контроля эффективности регулирования заводнения и базируется на использовании данных перемещения меченых жидкостей (трассеров) с закачиваемой в пласт водой [1]. Трассерные исследования на объекте АВ_1-2 проводились в период 2015-2016 гг. Закачка трассеров проводилась в три нагнетательные скважины на двух опытных участках. Период отбора проб из контрольных добывающих скважин составил около 200 дней, за это время было выполнено более 520 отборов проб и около 880 химических анализов на наличие закачанных индикаторов в продукции скважин. Анализ индикаторных исследований показал, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно. В ходе работ было выделено более 140 высокоскоростных каналов движения трассера. Время обнаружения индикатора в исследуемых добывающих скважинах с момента его закачки составило 40-1200 часов. При этом скорости прохождения индикатора по пласту варьируют в диапазоне от 1 до 12 м/ч. Общий объем выделенных каналов оценивается в 80 тыс. м³. Проницаемость меняется в интервале 3-32 мкм², гидропроводность – 0,01-0,28 мкм²×см/мПа×с. Результаты индикаторных исследований свидетельствуют о наличии в пласте разветвленной сети высокопроницаемых каналов фильтрации, которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Непроизводительная закачка в пределах исследуемых участков работ оценивается в 30%. На основании полученных данных о скоростях перемещения индикаторной жидкости и проницаемости фильтрационных направлений для повышения эффективности работы нагнетательных скважин, а также переориентировки устоявшихся фильтрационных потоков и улучшения условий нефтевытеснения разработаны рекомендации о проведении обработки нагнетательных скважин исследуемого месторождения потокоотклоняющими физико-химическими композициями [3]. Полученные данные о фактическом состоянии динамически напряженных зон и участков развития природной и техногенной трещиноватости рекомендуется использовать при проектировании дальнейшей разработки объекта АВ_1-2 в следующих направлениях:

• Оптимизация системы разработки сложнопостроенной залежи УВ;

• Оптимизация размещения добывающих и нагнетательных скважин;

• Оптимизация давления нагнетания;

• Оптимизация отборов пластовых флюидов;

• Применение методов повышения нефтеотдачи пластов.

С целью увеличения эффективности разработки объекта АВ_1-2 были рассмотрены следующие методы повышения нефтеотдачи пласта:

• Реперфорация – повторная перфорация эксплуатационной колонны скважины, которая  производится в случае отсутствия притока флюида из скважины в комплексе с другими операциями по повышению нефтеотдачи пластов.

• Очистка призабойной зоны пласта (ОПЗ) - метод восстановления или повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

• Глинокислотная обработка (ГКО) – химический метод интенсификации притока. ГКО наиболее эффективна в терригенных коллекторах, увеличивает фильтрационные свойства призабойной зоны пласта и приводит к повышению продуктивности скважин.

• Гидродинамический разрыв пласта (ГРП) - метод увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающем местное горное давление и прочностные свойства породы пласта.

• Выравнивание профиля приемистости (ВПП) – закачка в призабойную зону пласта нагнетательных скважин медленно сшивающихся составов (сшитых полимерных и/или термотропных гелеобразующих систем), которые проникают вглубь пласта на значительные расстояния и перераспределяют в пластах фильтрационные потоки.

Разработанная программа ГТМ предусматривает проведение работ на 79 скважинах добывающего и нагнетательного фонда.

Таблица 1.

Программа геолого-технических мероприятий

Мероприятия в области добывающего фонда:

• Ввести в эксплуатацию бездействующие скважины добывающего фонда –15 скважин;

• Применить методы увеличения нефтеотдачи пласта с целью увеличения производительности скважин (реперфорация, ОПЗ, ГКО, ГРП) в действующих добывающих скважинах – 15 скважин (текущие дебиты жидкости данных скважин существенно снизились по сравнению со стартовыми дебитами – не превышаю 10 м³/сут);

• Ограничить отбор жидкости в действующих добывающих скважинах –7 скважин (текущие дебиты рассматриваемых скважин превышают 300 м³/сут).

Мероприятия в области нагнетательного фонда:

• Ввести в эксплуатацию бездействующие скважины нагнетательного фонда и скважины находящиеся в освоении – 6 скважин;

• Выполнить расконсервацию, выравнивание профиля приемистости и ввод в эксплуатацию законсервированных скважин нагнетательного фонда – 3 скважин;

• Выполнить расконсервацию и перевод в нагнетательный фонд законсервированных скважин добывающего фонда – 10 скважин;

• Выполнить выравнивание профиля приемистости в действующих нагнетательных скважинах – 14 скважин (установлена устойчивая гидродинамическая связь между данными нагнетательными и соседними добывающими скважинами, что способствует значительному обводнению продукции добывающих скважин);

• Выполнить выравнивание профиля приемистости и ограничить объем закачки в действующих нагнетательных скважинах – 9 скважин (текущая приемистость рассматриваемых скважин превышает 500 м³/сут).

Таким образом, программа ГТМ предусматривает:

• Расконсервацию 9 скважин;

• Применение МУН (реперфорация, ОПЗ, ГКО, ГРП) в 30 скважинах;

• Ограничение отборов жидкости в 7 скважинах;

• Перевод в ППД 10 скважин;

•  Проведение ВПП в 30 скважинах;

• Ограничение закачки в 9 скважинах;

• Запуск в работу 34 скважин;

В результате выполнения программы ГТМ суммарный суточный отбор жидкости из пласта АВ_1-2 будет составлять 11388 м³/сут, что на 2801 м³/сут больше текущего отбора. Суммарная закачка воды снизится на 1897 м³/сут и составит 11974 м³/сут. Компенсация отборов жидкости закачкой воды снизится до 1,05. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составит 2:1. Выполнение данной программы ГТМ позволит оптимизировать процесс разработки объекта АВ_1-2, увеличить объем добычи нефти и, в конечном итоге, достигнуть планируемого коэффициента нефтеотдачи пласта.

Список литературы: