Применение и особенности проектирования технологии зарезки боковых стволов на Южно-Ягунском месторождении. Применение и особенности проектирования технологии зарезки боков. Геологопромысловая характеристика ЮжноЯгунского месторождения
 Скачать 1.09 Mb.
|
1.5 Коллекторские свойства продуктивных пластовХарактеристика изменения общих, нефтенасыщенных и эффективных толщин продуктивных пластов месторождения получены в результате обработки разрезов разведочных и эксплуатационных скважин. При определении коллекторских свойств и характеристик насыщения продуктивных пластов использовались данные промыслово – геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований кернового материала. Свойства пород по керну изучались по общепринятым методикам в ЦЛ «Главтюменьгеологии». Открытая пористость (Кп) определялась методом насыщения, проницаемость (Кпр) фильтрацией газа на установке ГК-5. Данные о водонасыщенности получены косвенным методом центрифугирования на определенном режиме, применяемом при изучении коллекторов Западной Сибири. Полученные при этом значения связанной воды, или водоудерживающей способности пород (Квс), является комплексной характеристикой свойств пород как возможных коллекторов. Коллекторские свойства продуктивных пластов в значительной степени определяются как вещественным составом, так и структурой порового пространства слагающих пород. Породы-коллекторы Южно-Ягунского месторождения представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами аркозового состава; в пластах БС10-1 и БС11-1 доминируют крупнозернистые алевролиты, а в пластах БС10-2, БС11-2 и ЮС1 мелкозернистые песчаники. Коллекторские свойства по месторождению ухудшены за счет повсеместно распространенного пленочно-порового лейкоксена. В пластах неокома фиксируется тенденция влияния зернистости и отсортированности пород на их фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕС). Юрские и ачимовские отложения имеют низкие ФЕС даже при высокой зернистости из-за вторичных преобразований. Продуктивный пласт ЮС1 представляет собой пачку переслаивающихся песчаников и аливролитов с прослоями аргиллитов. Состав породообразующей части аркозовый с преобладанием полевых шпатов (55-60%) над кварцем (35-40%), невысоким содержанием обломков пород (10-12%) и примесным содержанием слюд (2-3%). Гранулометрический состав коллекторов широко варьирует в плане и по разрезу пласта. Доминируют мелкозернистые песчаники (Мd=0,12 мм), хорошо отсортированные (Sо=1,64) умеренноглинистые (Кгл=8,7%) и малокарбонатные (1,1%). Однако на коллекторские свойства пласта ЮС1 влияют и факторы: развиты процессы вторичного минералообразования железно-титанистых минералов. Лейкоксен и пирит, развиваясь в виде пленок вокруг зерен, усложняя структуру порового пространства и существенно снижают фильтрационно-емкостные свойства пород. Пористость пород равна 15,9 и 14,7%, проницаемость 16 и 5,2х10мкм соответственно. Продуктивный горизонт БС11 - пласты БС11-1 и БС11-2 представляют собой толщу песчано-глинистых пород. Проницаемые разности представлены мелкозернистыми песчаниками и крупно-зернистыми алевролитами, серыми, буровато-серыми, однородными с горизонтальной, наклонной и линзовидно-волнистой слоистостью, обусловленной намывами углисто-растительного и слюидистого материала по плоскостям наслоения. Состав породообразующей части аркозовый, с преобладанием полевых шпатов (50-55%) над кварцем (35-40%) и невысоким содержанием обломков пород (10-13%). Пласт БС11-2 сложен мелкозернистыми песчаниками (Мd=0,12), хорошо отсортированными (Sо=1,46), умеренно глинистыми и малокарбонатными. Коллекторские свойства пород пласта БС11-2 изучены по 50 скважинам с высокой плотностью – 5,6 образцов на 1 метр изученной площади. Средняя пористость коллекторов равна 19,80% проницаемость 109х10 мкм. Продуктивный горизонт БС10 включает 2 продуктивных пласта: БС10-1 и БС10-2. Для пласта БС10-2 характерна тенденция уменьшения нефтенасыщенной толщины по направлению с севера на юг, а также уменьшение толщины по мере приблежения к внешнему контору нефтеносности. В пласте выделено две залежи: Ягунская 36х11 км, и Южно-Ягунская 21,5-8,7 км. По составу обломочной части породы горизонта БС10 – аркозы, с преобладанием в них полевых шпатов (45-50%) над кварцем (35-45%). Коллекторские свойства пласта БС10-1 исследованы керном по разрезу 39 скважин. Плотность анализов высокая и составляет по пористости 4.4, по проницаемости 3.1, водоудерживающей способности 2.9 определений на 1 метр толщины. Пористость варьирует в широком диапазоне от 12,8 до 25,8% при средней 20,6%. Проницаемость изменяется в диапазоне от 0,1 до 1165х10 мкм, при этом Кпр – 33*10 мкм. Коллекторы пласта БС10-1 представлены крупнозернистыми алевролитами (Мd =0,09 мм). Коллекторские свойства пласта БС10-2 исследованы керном по разрезу 26 скважин. Плотность анализов высокая и составляет по пористости 5.8, проницаемости 3.6, водоудерживающей способности 2.6 определений на 1 метр толщины. Пористость варьирует в широком диапазоне от 20 до 24%. Проницаемость изменяется в диапазоне от 0,5 до 682х10мкм, при этом средней 161х10мкм.
 Таблица 1.5. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств и параметров неоднородности строения продуктивных пластов. 1.6 Свойства пластовых жидкостей и газов Свойства пластовой нефти и газа Южно-Ягунского месторождения были изучены по данным исследования поверхностных и глубинных проб. Отбор глубинных проб является наиболее ответственной операцией при исследовании скважин. Отбор проб производился после исследования скважины на различных режимах с замерами пластового, забойного и устьевого давлений, температуры, дебитов нефти и газа. Данные свойств пластовой нефти по пластам приведены в таблице 1.6.
Таблица 1.6. Свойства пластовой нефти. В поверхностных условиях наблюдается тенденция наличия более легких нефтей в центральной сводовой части залежи. Физические свойства нефти по пластам приведены в следующей таблице.
Таблица 1.7. Физические свойства нефти по пластам. В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что вниз по разрезу нефть становится легче, с соответственным уменьшением вязкости, содержания асфальтенов, смол силикагелевых, серы и увеличением растворенного газа в нефти. Минирализация вод по пластам характеризуется следующими значениями: БС10-1, 18,2 - 23,6 г/л; БС10-2, 21,0 - 21,3 г/л; БС11-1, 19,5 - 21,1 г/л; БС11-2, 18,4 - 22,7 г/л. Микрокомпоненты присутствуют в следующих количествах: Йод 0,84 - 4 мг/л; Бром 43,6 - 67,6 мг/л; Аммоний 30 - 75 мг/л. Растворимый газ в основном состоит: метан 82,4 - 84,6 %; этан 3,37 - 4,40 %; пропан 1,75 - 2,19 %; изобутан 0,129 - 1,154 %; бутан 0,526 - 0,55 %; азот 4,67 - 8,28 %; гелий 0,06 - 0,184 %; углекислый газ 1,86 %. 2 Анализ разработки Южно-Ягунского месторождение 2.1 Характеристика текущего состояния разработки  Южно-Ягунское месторождение открыто в 1978 году, в эксплуатацию введено в 1983 году. Добыча нефти осуществляется из трех эксплуатационных объектов: БС10, БС11 и ЮС1-1. Динамика основных технологических показателей отражена на рисунке 2.1 и 2.2.Рисунок 2.1. Динамика добычи нефти, жидкости, обводненности и закачки воды. Южно-Ягунское месторождение  Рисунок 2.2. Динамика дебитов нефти, жидкости и фонда добывающих скважин. Южно-Ягунское месторождение.За 2015 год добыто 2358.9 тыс. т нефти и 36654.2 тыс. т жидкости, при среднегодовой обводненности 93.6%. Дебит жидкости добывающих скважин в среднем составил 88.0 т/сут, нефти – 7.6 т/сут. Закачка на месторождении ведется с 1984 года. В 2015 г. в пласты месторождения закачано 36649.3 тыс. м3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 112.5%, средняя приемистость нагнетательных скважин – 209 м3 /сут. Согласно состоянию на 1.01.2016 г. накопленный отбор нефти по месторождению составил 129868 тыс. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов – 85.4% при текущей обводненности 93.6%, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0.274. Жидкости с начало разработки отобрано 544047 тыс. т, накопленный водонефтяной фактор составил 1.1. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой по месторождению в целом составила 104.4% при закачке воды в объеме 666389 тыс. м3 . На 1 тонну добытой нефти приходится 3.6 м3 закачанной в пласт воды, на тонну жидкости – 1.2 м3. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1990 году (9365.9 тыс. т) при темпе отбора от геологических запасов – 1.9%, от НИЗ – 5% и текущей обводненности 44%. До настоящего времени отмечается наращивание отборов жидкости. К данному времени основная часть высокопродуктивных запасов уже введена в разработку, бурение новых скважин ведется в зонах более низкой продуктивности, и ввод новых запасов только компенсирует снижение добычи по основному объему вовлеченных запасов. Месторождение находится на четвертой стадии разработки. По состоянию на 1.01.2016 г. на месторождении числится 1523 скважин, в том числе 951 нефтяных скважины, 463 нагнетательных и 73 - водозаборных. В указанное количество включено 37 вторых ствола (из них 12 с горизонтальным окончанием), пробуренные для восстановления аварийных скважин, первые стволы которых ликвидированы. Величина общего проектного фонда скважин месторождения, уточненным проектом разработки (2013 г.), составляет 1523 скважин, в т.ч. добывающих – 951, нагнетательных – 463, 65 специальных и 53 резервных. На 1.01.2016 г. пробурено 1456 скважин, т.е. основной фонд реализован на 95.6%. Оставшийся фонд для бурения составляет 67 ед., в т.ч. 13 резервных. Из 951 добывающих скважин действующих – 879 или 92.4% общего нефтяного фонда, в бездействии – 27, в консервации – 45. Из 463 нагнетательных скважин 417 действующих (90.1%), в бездействующем фонде – 15 ед., в консервации – 31 ед. В настоящее время Южно-Ягунское месторождение эксплуатируется механизированным способом, с применением УЭЦН и УШГН. По состоянию на 1.01.2016 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин месторождения составил 888 ед. По способам эксплуатации действующий фонд распределяется следующим образом: ЭЦН – 829 скважин (93.4%), ШГН – 11 скважин (6.6%). Доля добытой нефти с использованием скважин, оборудованных ЭЦН, составляет 95.2%, ШГН – 4.8%. Дебит жидкости скважин, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН, значительно выше, чем скважин с ШГН (10,7 т/сут и 4.0 т/сут соответственно), обводненность также выше и составляет 93.0%. Коэффициент использования эксплуатационного фонда добывающих скважин по объектам разработки изменяются от 91% до 95%, составляя в среднем 93%. По нагнетательному фонду – от 90% до 92%, в среднем по месторождению коэффициент использования нагнетательного фонда – 91%. Коэффициент эксплуатации добывающих скважин по объектам разработки изменяется от 98% до 99%, составляя в среднем 98%. По нагнетательному фонду – от 99% до 100%, в среднем по месторождению – 99%. Главные проектные решения на разработку Южно-Ягунского месторождения сформулированы Уточненным проектом разработки (протокол ЦКР №3320 от 23.12.2013 г.), технологические показатели разработки уточнены в Авторском надзоре за реализацией Уточненного проекта разработки (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре № 1110 от 23.12.2008 г.). В 2015 г. на долю объекта БС10 приходится 52% добычи нефти месторождения. Отборы нефти остальных объектов разработки и соответственно их доля в общем объеме добычи увеличивается, рисунок 2.3  Рисунок 2.3. Динамика добычи нефти по объектам разработки.Южно-Ягунское месторождение. В целом по месторождению выработка запасов нефти осуществляется невысокими темпами. Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов в период стабильных отборов нефти (1995-2005 гг.) находились на уровне 2.3- 2.7% в год, при этом темпы отбора от текущих запасов увеличились с 4.1 до 5.9%, рисунок 2.4. Рисунок 2.4. Зависимость обводненности и темпов отбора НИЗ и ТИЗ от отбора от НИЗ на 1.01.2016 г.   Величина извлекаемых запасов категории ВС1 по месторождению составляет 187.2 млн. т, геологических – 491.4 млн. т. При накопленной добыче нефти за период разработки 129 млн. т. достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0.264, отобрано 69.4% начальных извлекаемых запасов при текущей обводненности продукции 90.2%, рисунок 2.5.Рисунок 2.5. Зависимость КИН от обводненности на 1.01.2016 г. Пласт БС10-1 – в разработке две залежи из трех, начальные геологические запасы категории ВС1+С2 составляют 133451 тыс. т, извлекаемые – 33810 тыс. т, утвержденный КИН – 0.253. Пласт БС10-2 – в разработке пять залежей из шести, начальные геологические запасы категории ВС1+С2 составляют 123358 тыс. т, извлекаемые – 62388 тыс. т, утвержденный КИН – 0.506. Пласт БС11-1 – в разработке четыре залежи из пяти, начальные геологические запасы категории ВС1+ С2 составляет 26949 тыс. т, извлекаемые БС10 50.5% БС11 44.1% Ач 0.1% ЮС1 5.2% ЮС1 11.7% Ач 0.5% БС11 39.3% БС10 48.6% – 7569 тыс. т, утвержденный КИН – 0.281. Пласт БС11-2 (основное поднятие) – в разработке две залежи из трех, начальные геологические запасы категории ВС1+С2 составляют 180461 тыс. т, извлекаемые – 75667 тыс. т, утвержденный КИН – 0.419. Пласт БС11-2 (Восточный Купол) – в разработке четыре залежи из четырех, начальные геологические запасы категории ВС1+С2 составляют 18939 тыс. т, извлекаемые – 3706 тыс. т, утвержденный КИН – 0.196. Пласт ЮС1-1 (основное поднятие) – в разработке 10 залежей из 15, начальные геологические запасы категории ВС1+С2 составляют 30934 тыс. т, извлекаемые – 9731 тыс. т, утвержденный КИН – 0.314. Пласт БС18-1 – в разработке одна залежь из двух, начальные геологические запасы составляют 377 тыс. т, извлекаемые – 75 тыс. т, утвержденный КИН – 0.199. Пласт ЮС1-1 (Восточный Купол) – в разработке три залежи из семи, начальные геологические запасы категории ВС1+С2 составляют 3512 тыс. т, извлекаемые – 1085 тыс. т, утвержденный КИН – 0.309. Не вовлечены в разработку 18 залежей, содержащие 2750 тыс. т геологических и 740 тыс. т извлекаемых запасов категории ВС1, КИН – 0.269, и 10009 тыс. т геологических и 2561 тыс. т извлекаемых запасов категории С2, КИН – 0.256. За 2015 г. добыто 2317 тыс. т нефти, из них на объект БС10 приходится 60% (1603 тыс. т), 28% (747 тыс. т) – на объект БС11 и 12% (324 тыс. т) – на объект ЮС1-1. 2.2 Основные проблемы разработки В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения могут проявиться факторы, нарушающие сообщение пласта с призабойной зоной скважины и уменьшение продуктивности добывающей скважины. Такими факторами на объекте являются: низкая проницаемость пласта; гидродинамическое несовершенство скважины; снижение проницаемости призабойной зоны, вызванное влиянием глинистого раствора, выпадением в призабойной зоне пласта посторонних примесей из воды во время текущего и капитального ремонта скважин, частичной закупорки пор пластическими массами при селективной изоляции вод. При плоскорадиальной фильтрации жидкостей в продуктивном пласте поверхность фильтрации по мере приближения к скважине уменьшается, а скорость возрастает (при постоянном суммарном расходе жидкости через поверхность призабойной зоны скважины). Вследствие этого увеличивается фильтрационное сопротивление, что особенно заметно проявляется в низкопроницаемом пласте БС10. В вышеуказанных условиях раньше к забою приходит вода, следовательно, уменьшается дебит по нефти. Боле 90% скважин Южно-Ягунского нефтяного месторождения гидродинамически несовершенны по степени вскрытия, то есть вскрывает продуктивный пласт БС10 на глубину, меньшую, чем его толщина, и гидродинамически несовершенны по характеру вскрытия, так как перекрывает пласт перфорированной эксплуатационной колонной. Снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины может происходить по многим причинам, вызванным бурением, освоением, эксплуатацией или ремонтными работами. Влияние глинистого раствора многообразно и зависит как от его параметров, так и от характеристик пласта. Все ремонтные работы и процесс бурения осуществляется с применением водного раствора хлоркальциевого типа, близкого по минерализации к пластовой воде горизонта БС10. Поэтому удается снизить эффект набухания и размокания глин – практически необратимых процессов, поэтому обработки, проводимые в скважинах, могут только частично восстановить проницаемость пласта в зоне воздействия. Следующее осложнение связано с проникновением твердой фазы бурового раствора в поры призабойной зоны – это ведет к блокированию крупных пор пласта и также снижает продуктивность скважины. Твердые частицы меньших размеров проникают глубже в пласт до тех пор, пока не встретятся поры меньшего диаметра, где они задерживаются, опять-таки блокируя проходное сечение. Исследования кернов продуктивного пласта БС10 показали, что в проходной зоне загрязненной твердыми частицами глинистого раствора, относительная проницаемость для нефти снижается в четыре в пять раз. Аналогичное явление происходит при попадании в продуктивный пласт посторонних примесей из воды, использующейся для ремонта. В процессе обводнения скважины из добываемой жидкости в депрессионной зоне выделяется углекислый газ, и, как следствие, в порах пласта отлагается часть солей, растворенных в воде. Одновременно вода в скважине активно смешивается с нефтью и образуется блокирующая перфорационные отверстия эмульсия, стабильность которой увеличивается благодаря наличию деспергированных глинистых частиц. Также существуют причины снижения продуктивности скважин в результате засорения призабойной зоны пласта. Одной из основных причин засорения является отложение в призабойной зоне пласта асфальтенов, смол, и парафинов, содержащихся в нефти. Это происходит в результате нарушения термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе (в призабойной зоне пласта и насосно-компрессорных трубах снижаются температура и давление). Другой причиной снижения продуктивности скважин является проникновение жидкости глушения в призабойной зоне пласта во время ремонта, в особенности при глушении растворами минеральных солей (хлористый кальций, хлористый натрий). Глушение скважин рассолами часто сопровождается образованием в призабойной зоне пласта высоковязких водонефтяных эмульсий, стабилизированных ионами водорастворимых солей. Эффективным средством борьбы со снижением продуктивности добывающих скважин является комплекс технологий на основе нефтяных растворителей. Во ВНИИЦ «Нефтегазотехнология» разработано несколько вариантов технологии, отличающихся химическим составом компонентов и характером устраняемой причины снижения продуктивности (загрязнения призабойной зоне пласта) скважин. Различаются следующие виды загрязнителей призабойной зоны пласта: асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) – загрязнители данного вида увеличиваются по мере выработки запасов нефти и нарушений термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе. В формировании АСПО участвуют в основном тяжелые компоненты нефти; неорганические соли – загрязнители данного вида образуются в результате применения в качестве жидкости глушения концентрированных водных растворов минеральных солей. Происходит закупорка (кольматация) поровых каналов твердыми частицами мехпримесей, содержащихся в составе жидкостей глушения; высоковязкие водонефтяные эмульсии – образуются в призабойной зоне пласта после глушения скважин растворами солей кальция, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости для нефти. Механические примеси, содержащиеся в составе эмульсии (карбонат кальция) способствуют накоплению на своей поверхности АСПО и окислительных загущенных нефтепродуктов. Кроме того, образование водонефтяных эмульсий связано со свойствами нефти, степенью минерализации пластовой воды и обводненностью добываемой жидкости. Опыт борьбы с образованием водонефтяных эмульсий на месторождениях НГДУ «Когалымнефть» показывает, что они образуются при достижении обводненности добываемой жидкости в пределах от 30 до 70 %. повышенная минерализация пластовых вод, а также высокая вязкость добываемой нефти способствуют образованию водонефтяных эмульсий; продукты выноса породы пласта (кварц, кальцит, алюмосиликат) – загрязнители данного вида выносятся из удаленной части пласта с продукцией скважин, закупоривая поровые каналы призабойной зоны пласта. Следует отметить, эксплуатационный фонд ЦДНГ-1 Южно-Ягунского месторождения составил, 174 скважины. Из эксплуатационного фонда в действии находятся 151 скважина, в бездействии 23 скважины. Из всего эксплуатационного фонда скважины, оборудованные УЭЦН, составляют 137 скважин, а скважины, оборудованные ШГН, составляют 37 скважин. В простаивающем фонде находятся 6 скважин, оборудованных УЭЦН, скважин оборудованных ШГН в простое нет. Отсюда следует, что количество скважин, дающих продукцию, составляет 126 скважин, оборудованных УЭЦН и 19 скважин оборудованных ШГН. Количество скважин, относящиеся к системе поддержания пластового давления, составляет 56 скважин, из них в простое находится 2 скважины. Из всего фонда ликвидировано 12 скважин и 15 скважин относятся к пьезометрическим. Общий фонд скважин ЦДНГ-1 Южно-Ягунского месторождения составляет 334 скважины. Средний дебит по скважинам, оборудованным УЭЦН, по жидкости составляет 83м3/сут, по нефти 31,3 т/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15м3/сут, по нефти 1,9 т/сут. По результатам работы фонда ЭЦН основными причинами снижения наработки на отказ в условиях Южно-Ягунского месторождения является: старение оборудования скважин; увеличение осложненного фонда скважин; рост малодебитного фонда скважин. При работе со скважинами, оборудованными ЭЦН, факторами, осложняющими их эксплуатацию в данных условиях, являются АСПО, механические примеси и солеотложения. За 2012 год фонд ЭЦН, осложненных парафиноотложениями, составил 74 скважины. Механизм борьбы с ними является механический способ, т.е. спуск механических скребков, но он не совершенен, так как возникают проблемы со скребками, особенно в зимний период (полеты и прихваты) и невозможно их спускать при низких температурах. Для предотвращения полетов скребков, начали внедрять противополетные муфты. В дальнейшем, по мере роста малодебитного фонда скважин проблема парафиноотложений будет усугубляться, и сегодня ясна необходимость отработки других способов по борьбе с данной проблемой. Еще одной проблемой мешающей эффективной эксплуатации скважин на Южно-Ягунском месторождении является вынос механических примесей. Они влияют в первую очередь на износ рабочих органов. По этой причине в ЦДНГ – 1 отказала одна установка и его наработка на отказ составила 266 суток. В большинстве случаев, это скважины, на которых недавно была проведена оптимизация работы скважины. На данный момент эта проблема решается путем перехода на износостойкое оборудование. Следующая по актуальности проблема при эксплуатации скважин становится солеотложение. Так в течение 2014 года по этой причине по ЦДНГ-1 отказало 2 установки со средней наработкой 174 суток. Борются с этой проблемой путем обработок: обработка ПЗП; закачка ингибитора солеотложения в затрубное пространство рабочей скважины. В целом Южно-Ягунское месторождение относится к крупным и характеризуется развитой послойной неоднородностью коллекторов, повышенной пластовой температурой, слабой минерализацией пластовых вод и маловязкой нефтью. В этих условиях происходит быстрый прорыв воды от нагнетательных к нефтяным скважинам по главным линиям тока, наиболее проницаемым прослоям и участкам пласта. Это приводит к быстрому обводнению добывающих скважин, снижению темпов текущего отбора нефти, снижению эффективности действия системы ППД, увеличению нагрузки на систему сбора и подготовки нефти. 2.3 Применяемые методы воздействия на призабойную зону пласта в условиях ТПП «Когалымнефтегаз» В соответствии с принятой в настоящее время классификацией применяемые методы воздействия на призабойную зону пласта можно подразделить на четыре группы: тепловые; газовые; химические; физические. К группе тепловых методов относятся: паротепловое воздействие; воздействие на призабойную зону горячей водой; пароциклическое воздействие. К группе газовых методов относятся: воздействие на пласт углеводородным газом; воздействие двуокисью углерода; воздействие азотом, дымовым газом. К группе химических методов относятся: воздействие водными растворами ПАВ; воздействие растворами полимеров и другими защищающими агентами (метилцеллюлоза, полимерно-дисперсные системы и др.); воздействие щелочными растворами на ПЗП; воздействие кислотами; воздействие на ПЗП композициями химическими реагентами, в том числе мицеллярными растворами и др.; системное воздействие на призабойные зоны скважин; микробиологическое воздействие. К группе физических методов относятся: электромагнитное воздействие; волновое воздействие; гидроразрыв пласта. Выбор метода обработки призабойной зоны зависит от: строения продуктивного пласта; состава слагающих его пород и других пластовых явлений и условий; от причин снижения продуктивности скважин. Каждый метод обладает своими характерными видами воздействия на призабойную зону пласта. При механическом воздействии создаются новые каналы и трещины, соединяющие ствол скважины с пластом. Химический метод основывается на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ и реагентов с карбонатными породами и песчаниками, содержащими карбонатные вещества и загрязняющими пласт привнесенными отложениями. При тепловом методе прогрев ствола скважины и призабойной зоны пласта обеспечивает расплавление асфальто-смолистых и парафиновых отложений и облегчает их вынос на поверхность. Вибровоздействие основано на создании пульсирующего давления на пласт и позволяет повысить производительность скважины за счет увеличения проводимости среды в результате образования новых микротрещин и расширения существующих, а также за счет снижения вязкости фильтрующейся жидкости и поверхностного натяжения. Наиболее распространенными на Южно-Ягунском месторождении являются химические методы воздействия на призабойную зону пласта. К ним относятся такие как: закачка в пласт волокнисто-дисперсных систем и воздействие ими на призабойную зону; воздействие на призабойную зону эмульсионно-суспензионными системами (ЭСС); воздействие на призабойную зону сшитыми полимерными системами (СПС); воздействие ПАВ – кислотными и гелевыми системами. Данные технологии применяются для обработки как добывающих, так и нагнетательных скважин, а также для изоляции вод. В 2012 году на Южно-Ягунском месторождении использовались следующие физические методы воздействия на пласт: гидродинамический разрыв пласта, были задействованы 8 добывающих скважин: № 575/133, 617/35, 571/32, 618/36, 549/32, 614/35, 643/36, 1653/36. Эффективность по этим скважинам на конец года составила 13,9 т/сут., обводненность увеличилась на 60%. На конец года дополнительно добыли 26,1 тонн нефти, что составило 9,8 т/сутки нефти на одну скважину; акустическое воздействие по Южно-Ягунскому месторождению проводили на 2 нагнетательных скважинах № 2017/1, 2018/1, обработка была в начале апреля месяца. Эффект считали по 11 реагирующим добывающим скважинам и на конец года он составил 10,0 тыс.т нефти. Гидродинамические методы: в том числе форсированный отбор и оптимизация перепадов давления. В 2012 году было оптимизировано 18 скважин. Дополнительная добыча за счет этого метода составила 66,5 тыс. т нефти совместно с девятью переходящими скважинами. Обработка призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин: По 81 добывающим скважинам произвели обработку гидрофобным кислотным составом, эффект наблюдался по 54 скважинам и составил 2,6 т/сутки, по ряду скважин дебит стабилизировался, % воды увеличился. Дополнительная добыча нефти на конец года составила 27,1 тыс.т. Соляно-кислотная обработка была проведена в 7 добывающих скважинах, хороший эффект прослеживается по скважине № 978/56 и составил 16,5 т/сутки. Эффект был по 4 скважинам и на конец года составил 3,6 тыс.т нефти. Глинокислотные обработки были проведены по 42 добывающим скважинам Южно-Ягунского нефтяного месторождения. Эффективность одной успешной обработки 6,2 т/с нефти. Большой эффект получен по скважинам № 724/42, 5055/120, 1352/96. По 14 скважинам после обработки не было эффекта из-за увеличения обводненности. Эффект по ГКО на конец 2013 года составил 14,3 тыс. т нефти совместно с двумя переходящими скважинами. Обработка АПК+АМК проводилась в одиннадцати добывающих скважинах из них три скважины весь 2011 год работали без эффекта. На конец года с эффектом работало пять скважин. В целом эффективность одной успешной обработки составила 10,6 т/сут. С начала года дополнительно добыли 2,8 тыс.т нефти. ТГХВ произвели на десяти скважинах. По четырем скважинам № 852/50, 1548/140, 497/28, 1776/162, эффекта не было получено из-за увеличения процента обводненности. По шести скважинам эффект на конец 2012 года составил 2,9 т/сут. нефти. По скважинам № 822/46 эффект продолжался 8 месяцев и составил 2,6 т/сут. Всего по ТГХВ эффект на конец года составил 2,5 тыс.т нефти. На шести скважинах была произведена обработка “УОС”. Обработка производилась с октября месяца по трём скважинам и в декабре три скважины. Дополнительно добыли этим методом 1,3 тыс.т нефти. Таким образом, за 2011-2015 гг. в целом по месторождению утвержденные проектные решения по увеличению извлечения нефти выполняются в полном объеме. Однако наблюдается превышение по перфорационным методам (выполнено больше на 171 операцию); по переводам на другой объект больше на 31 скважино-операцию; по ГРП больше на 50 скважино-операций; по ФХ МУН на 31 операцию больше, чем запланировано. Также отмечается отставание от проектного объема выполнения работ по ремонтно-изоляционным работам и ОПЗ в количестве 92 и 138 скважино-операций соответственно. Рассмотрим методы повышения нефтеотдачи пластов (МУН), интенсификации и регулирования процесса разработки по объектам разработки. Объект БС10. Фактически по объекту БС10 за период 01.01.2011-01.01.2016 гг. было проведено 863 скважино-операций, из них: оптимизация режимов работы скважин – 249; перфорационные методы – 244; ВИР и РИР – 67; физико-химические ОПЗ – 140; ГРП – 69; ликвидации аварий – 17; переводы на БС100+1 – 59; прочие ГТМ -14. Дополнительная годовая добыча нефти по всем проведенным мероприятиям составила 518.8 тыс. т или 601 тонна на скважину. Средний дебит нефти на момент проведения ГТМ составлял 7.4 т/сут, жидкости – 32.3 т/сут. Средний дебит нефти после ГТМ составил 10.7 т/сут, жидкости – 54.9 т/сут. Основные показатели работы скважин до и после проведения мероприятий на объекте за рассматриваемый период, сведены к одной дате, а результаты, полученные за первые 12 месяцев работы скважин в среднем, составили по дебиту нефти 12.0 т/сут, жидкости – 117.2 т/сут. В результате, по проведенным мероприятиям в течении первого года работы скважин средний дебит нефти по отношению к режиму после ГТМ уменьшился на 1.1 т/сут., дебит жидкости увеличился на 3.6 т/сут. Объект БС11. Фактически по объекту БС11 01.01.2011 г. по 01.01.2016 г. было прове-дено 344 скважино-операций, из них: перфорационные методы – 130; оптимизация режимов работы скважин – 102; физико-химические ОПЗ – 33; переводы на БС11 - 22; ВИР и РИР – 37; ГРП – 3; ликвидации аварий – 7; прочие ГТМ - 10. Дополнительная добыча нефти по всем проведенным мероприятиям составила 273.0 тыс. т или 794 тонн на скважину. Средний дебит нефти на момент проведения ГТМ составлял 15.0 т/сут, жидкости – 58.7 т/сут. Средний дебит нефти после ГТМ составил 18.9 т/сут, жидкости – 83.0 т/сут. Объект ЮС1. Фактически по объекту ЮС1 с 01.01.2011 г. по 01.01.2016 г. было проведено 126 скважино-операций, из них: перфорационные методы – 5; бурение боковых стволов - 8; оптимизация режимов работы скважин – 47; физико-химичские ОПЗ – 25; ВИР и РИР – 4; ГРП – 35; ликвидации аварий – 2. Дополнительная добыча нефти по всем проведенным мероприятиям составила 115.2 тыс. т или 914 тонн на скважину. Средний дебит нефти на момент проведения ГТМ составлял 9.9 т/сут, жидкости – 18.2 т/сут. Средний дебит нефти после ГТМ составил 14.5 т/сут, жидкости – 29.0 т/сут. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||