Анализ методов регулирования (геолого-технологических мероприятий) разработки Приобского месторождения

Аннотация. Целью данной работы является анализ геолого-технологических мероприятий (ГТМ), проводимых на Приобском месторождении в период 2011-2018гг и оценка их эффективности. Актуальность исследования состоит в том, что запасы Приобского месторождения относятся к трудноизвлекаемым по причине низкой проницаемости и высокой расчлененности основных продуктивных горизонтов. Разработка данного месторождения невозможна без системного применения комплекса геолого-технологических мероприятий. К применяемым мероприятиям относятся: ГРП, ЗБС, ЗБС с МГРП, ОРЗ, потокоотклоняющие технологии, ОПЗ.

Из проведенного анализа ГТМ за 2011-2018гг на Приобском месторождении следует, что максимальный удельный эффект получен от бурения ГС с МГРП, а так же от ЗБС; эффективны мероприятия ГРП на пробуренном фонде, мероприятия направленные на регулирование вытеснения - ОРЗ. Наиболее проводимым мероприятием является применение ОПЗ. Ведутся работы с бездействующим фондом скважин на месторождении, ремонтно-изоляционные работы в связи с удовлетворительным состоянием фонда скважин осуществляются редко по 4 - 5 скважин в год.

Ключевые слова: геолого-технологические мероприятия; зарезка боковых стволов; гидроразрыв пласта; отдельно-раздельная закачка; ремонтно-изоляционные работы; обработка призабойной зоны пласта; потокоотклоняющие технологии.

АНАЛИЗ МЕТОДОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Запасы Приобского месторождения относятся к трудноизвлекаемым, поэтому разработка месторождения невозможна без системного применения комплекса ГТМ. Применяемые мероприятия направлены на вовлечение недренируемых запасов: уплотняющее бурение, ГРП, ЗБС, ЗБГС с МГРП; выравнивание выработки:  направленные ГРП, применение ОРЗ и РИР, потокоотклоняющие технологии; интенсификацию притока: ГРП, ОПЗ; повышение эффективности разработки краевых маломощных зон: ЗБГС с МГРП. Рассмотрим основные ГТМ, проводимые на Приобском месторождении.

Гидроразрыв пласта (ГРП) заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины.

Динамика проведения ГРП приведена на рисунке 1. Начиная с 2000 г. ГРП применяется  в качестве  способа заканчивания при вводе новых скважин. Начиная с 2002 г. наблюдается тенденция к проведению повторных операций ГРП с увеличенной массой проппанта для подключения дополнительных пропластков, не вовлеченных в разработку при предыдущих ГРП, а также ввода в работу бездействующих скважин.

Рисунок 1. Динамика проведения ГРП на Приобском месторождении

Дополнительная добыча нефти от  ГРП за период 2011-2018 гг. составила 14365 тыс.т., удельный эффект – 9,6 тыс. т/скв.

Одновременная раздельная закачка (ОРЗ) – технология, позволяющая через одну нагнетательную скважину вести закачку одновременно в несколько продуктивных горизонтов с регулированием расхода жидкости в каждый пласт. На 01.01.2018 г. на Приобском месторождении компоновками ОРЗ оснащено 260 скважин. Промышленное же внедрение берет начало с  2007 г.  и в среднем составляет 29 скважин в год, на 01.01.2018г. накопленная дополнительная добыча нефти от регулировок составила 851,0 тыс. т (рисунок 2).     

Рисунок 2. Оценка дополнительной добычи от регулировок ОРЗ

Для интенсификации добычи нефти на Приобском месторожднии применяются обработки призабойной зоны (ОПЗ) нагнетательных и добывающих скважин кислотными составами в сочетании с нефтяными растворителями, ПАВ. В 2014-2018 гг. на Приобском месторождении проведено 1000 ОПЗ добывающих скважин, в основном проводились комплексные (ПАВ-кислотные) обработки. Успешность проведения работ 62 %. В целом в результате ОПЗ добывающих скважин, проведенных в 2014-2018 гг. дополнительно добыто 592,9 тыс.т нефти, средняя продолжительность эффекта (6 месяцев), средний удельный технологический эффект составил 0,8 тыс.т нефти на скважино-обработку.

Потокоотклоняющие технологии заключаются в закачке растворов химических реагентов, повышающих охват пласта заводнением в результате выравнивания профиля приемистости и перераспределения потоков нагнетаемой воды в глубине пласта, а также способствуют доотмыву остаточной нефти. Наиболее эффективными оказались технологии: модернизированный сшитый полимерный состав (МСПС), модифицированный полимер-дисперсный состав (МПДС) со средним удельным технологическим эффектом 1,8 тыс. т нефти на скважино-обработку.

Зарезка боковых стволов (ЗБС) на Приобском месторождении применяется для направленного вовлечения в разработку слабодренируемых целиков нефти. Наиболее актуально применение ЗБС для увеличения коэффициента охвата пластов АС10, АС11, АС12 разбуренной части, а так же для вовлечения в разработку запасов пластов, не охваченных выработкой. Дополнительная добыча нефти от ГС, пробуренных в 2011-2018 г. составила 6401,0 тыс.т по 204 скв. ГС с МГРП, средний накопленный отбор на одну горизонтальную скважину составляет 31,4 тыс.т.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполненных исследований можно сделать вывод, что сновными видами ГТМ на Приобском месторождении являются ГРП и ЗБС, обеспечившие около 32 и 46 %  дополнительной добычи, однако увеличение объемов бурения с выходом в краевые низкопродуктивные зоны Приобского месторождения ведет к росту количества бурения ГС с многостадийными ГРП.

Также составлена сводная таблица по основным видам ГТМ в период 2011-2018гг (таблица 2).

Таблица 2.

Результаты проведения ГТМ за период 2011-2018 гг.

Как видно из таблицы 2, максимальный удельный эффект получен от бурения ГС с многостадийным ГРП (31,4 тыс.т/скв) и при проведении мероприятий по ЗБС (9,8 тыс.т/скв). Так же эффективны мероприятия с ГРП на пробуренном фонде (9,6 тыс.т/скв), мероприятия направленные на регулирование вытеснения – ОРЗ (3,8 тыс.т/скв). Кроме того, наиболее проводимым мероприятием является применение ОПЗ добывающих скважин, но с наименьшим удельным эффектом 0,6 тыс.т/скв. Работа с бездействующим фондом скважин, а так же приобщение продуктивных пластов на месторождении постоянно ведутся (удельный эффект от мероприятий составляет 1,6  и  0,7 тыс.т/скв соответственно). Ремонтно-изоляционные работы в связи с удовлетворительным состоянием фонда скважин осуществляются редко по 4 - 5 скважин в год, технологический эффект составляет 2,4 тыс.т/скв.