Статья:

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

Конференция: VIII Студенческая международная научно-практическая конференция «Естественные и медицинские науки. Студенческий научный форум»

Секция: Науки о Земле

Выходные данные
Коробейникова Т.В. Разработка программы геолого-технических мероприятий, направлен-ных на оптимизацию системы разработки месторождения, на основе ре-зультатов индикаторных исследований // Естественные и медицинские науки. Студенческий научный форум: электр. сб. ст. по мат. VIII междунар. студ. науч.-практ. конф. № 8(8). URL: https://nauchforum.ru/archive/SNF_nature/8(8).pdf (дата обращения: 07.02.2023)
Лауреаты определены. Конференция завершена
Эта статья набрала 0 голосов
Мне нравится
Дипломы
лауреатов
Сертификаты
участников
Дипломы
лауреатов
Сертификаты
участников
на печатьскачать .pdfподелиться

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

Коробейникова Татьяна Владимировна
студент, Тюменский индустриальный университет, РФ, г. Тюмень
Мулявин Семен Федорович
научный руководитель, д-р. техн. наук, доцент, Тюменский индустриальный университет, РФ, г. Тюмень

 

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 АВ1-2, который и является основным объектом исследования в данной работе.

Объект АВ1-2 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 АВ1-2 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 АВ1-2 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 АВ1-2 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 АВ1-2 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

Тип скважин

Состояние

Кол-во

ГТМ

Кол-во

Добы-вающие

Бездействующие

15

Реперфорация, ГКО, запуск в работу

15

В консервации

43

Расконсервация, перевод в ППД, запуск

10

Действующие

122

Ограничение отбора

7

Реперфорация, ГКО

15

Ликвидированные

10

ГТМ не предусмотрены

Нагнета-тельные

Бездействующие

6

ВПП, запуск в работу

4

В консервации

3

Расконсервация, ВПП, запуск в работу

3

В освоении

2

Запуск в работу

2

Действующие

44

ВПП

14

ВПП, ограничение закачки

9

Ликвидированные

1

ГТМ не предусмотрены

Пьезометрические

11

ГТМ не предусмотрены

 

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 АВ1-2 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 АВ1-2, увеличить объем добычи нефти и, в конечном итоге, достигнуть планируемого коэффициента нефтеотдачи пласта.

 

Список литературы:

1. Соколовский Э.В., Кузнецов О.Л., Дияшев Р.Н. Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей // Грозный: СевКавНИПИнефть – 1989. – С. 79.
2. Медведский Р.И. Ручейковая теория вытеснения нефти водой // Нефть и газ – 1997. – №6. – С. 69.
3. Боксерман А.А., Лейбин М.Л., Смирнов Ю.Л. и др. Эффективность примене-ния интегрированной технологии нестационарного адресного воздействия на пластах Ермаковского месторождения ОАО «Тюменнефтегаз» // Нефтяное хозяйство – 2000. – №9. – С. 65-68.
4. Никитин А.Ю., Митрофанов А.Д., Куприянов Ю.Д. и др. Эффективность применения потокоотклоняющих технологий на Талинской площади Крас-ноленинского месторождения по результатам трассерных исследований // Горные ведомости – 2008. – №7. – С. 38-42.
5. Иванов С.А., Галимов Ш.С., Никитин А.Ю. и др. Оценка состояния разра-ботки объекта ЮВ1 Повховского месторождения по результатам индикатор-ных (трассерных) исследований // Нефтепромысловое дело – 2010. – №6. – С. 21-28.