Анализ воздействия на ПЗП. 1-3 ЧАСТЬ + ВВЕДЕНИЕ. Месторождение находится на четвертой (поздней) стадии разработки

• Название: Месторождение находится на четвертой (поздней) стадии разработки
• Анкор: Анализ воздействия на ПЗП
• Дата: 13.03.2023
• Размер: 373.21 Kb.
• Имя файла: 1-3 ЧАСТЬ + ВВЕДЕНИЕ.docx
• Тип: Документы; #985691
• страница: 4 из 5

2.1.2 Добыча нефти
На 2007 г. добыча нефти на Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения по пашийскому горизонту составила 540 тыс.т. В период с 2007 г. по 2008 г. прослеживается интенсивное увеличение добычи нефти до 544 т при незначительном понижении обводненности продукции на 0,4%, что связано с введением скважин в разработку после проведения эффективных мероприятий по увеличению нефтеотдачи и блокированию обводнившихся пропластков, промытых зон и трещин. В период с 2008 г. по 2010 г. наблюдается понижение добычи нефти, до 538 тыс.т, что связано с многочисленными ремонтами на скважинах и с выходом определенных добывающих скважин из процесса разработки. В период с 2010 г по 2011 г. показатели добычи нефти резко возрастают и достигают своего максимума за анализируемый период. Данное повышение добычи нефти до 554 тыс.т. достигнуто за счет эффективного проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи, а именно гидроразрыва пласта на добывающих скважинах №1109, 1487. В период с 2011 г. по 2012 г. добыча нефти снижается до 539 тыс.т. в связи с изменением режимов работы добывающих скважин и постепенным уменьшением эффективности проведенных. В период с 2012 по 2016 год наблюдается постепенное увеличение добычи нефти за счет успешных результатов проведения ГТМ: на скважинах №2246,2127,1692,1588 проведение гидроразрыва пласта, на скважинах №1155,1150,1160 проведение газодинмаического разрыва пласта, закачки НКПР в нагнетальные скважины №3710,3900, закачка гидрофобной эмульсии в скважины №1122, 1127 и т.д. На 2016 г. добыча нефти составила 547 тыс.т., а добыча жидкости 3979 тыс. м³_.
2.1.3 Добыча жидкости, обводненность продукции
Водонефтяной контакт отбивается на отметке -1484 метров. На момент начала разработки Восточно-Лениногорской площади ВНК находился на отметке -1488,5 метров. По мере разработки месторождения, произошел подъем ВНК на 4,5 метра. Коэффициент нефтеотдачи на 2016 год составлет 0,54, при проектном 0,86, следовательно, в пласте остаются значительные запасы нефти, преимущественно сосредоточенные в кровле пласта.

В 2007 г. добыча жидкости составила 4289 тыс.м³. В период с 2007 г. по 2010 г. прослеживается интенсивное снижение добычи жидкости, за счет уменьшения количества добывающих и нагнетательных скважин, и снижению добычи нефти, а также уменьшения количества отборов жидкости скважин, путем изменения их режима работы, при понижении обводненности продукции на 1,5%, и составила 4009 тыс.м³. В период с 2010 г. по 2011 г.г. наблюдается значительный рост добычи жидкости, которая составила 4601 тыс.м³. Рост добычи жидкости связан с увеличением фонда добывающих и нагнетательных скважин, подъёмом ВНК и с проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта, и изменением режимов работы добывающих скважин. В период с 2011 по 2016 г. показатели добычи жидкости снижается. Главным фактором данного сокращения отбора жидкости являются эффективные мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов и блокированию промытых зон, пропалстков и трещин. На 2016 г. добыча жидкости составила 3979 тыс. м³

На 2007 г. обводненность добывающих скважин составила 87,8% и до 2010 г. наблюдался спад обводненности скважин до 86,3%. Данное уменьшение обводненности скважин напрямую связан со следующимим факторами: понижением фонда нагнетательных скважин и соответственно закачки жидкости, своевременном применении мероприятий по блокированию промытых зон и пропластков, а также изменением режимов работы добывающих скважин. С 2010 г. по 2011 г. наблюдается значительный рост обводненности продукции, с 86,3 % до 88%, что связано с увеличением закачки воды в целях поддержания пластового давления, увеличением фонда нагнетательных и добывающих скважин, с увеличением добычи нефти, и соответственно подъёмом ВНК. В период с 2011 г. по 2016 г. показатель обводненности снижается за счет уменьшения влияния нагнетательных скважин и проведения ГТМ с их последующей положительной эффективностью. К 2016 г. обводненность скважин составила 87 %.

Снижение обводненности свидетельствует о хорошем контроле за разработкой площади с внедрением и проведением ГТМ на добывающих и нагнетательных скважинах.

Обводненность продукции на месторождении в период с 2007 по 2016 года снизилась с 87,8% до 87 %.
2.1.4 Оценка остаточных запасов по пласту
Восточно-Лениногорская площадь разрабатывается уже 52 года и находится на заключительной стадии разработки, следовательно основная часть извлекаемых запасов уже добыта. Текущий коэффициент нефтеотдачи на 1 января 2016 года составил 0,54 от извлекаемых запасов, добыча нефти составила 547,543 тыс. тонн.

Выработка пласта Д₁ неравномерная по причине изменчивости коллекторских свойств и неравномерного размещения добывающих скважин.

Значительное число добывающих скважин расположено в центральной части площади, к тому же отборы в этих скважинах на порядок выше, в силу большей проницаемости пород, относительно северной части площади. Кроме того, коллекторские свойства в северной части площади значительно хуже чем в центральной. Соответственно темпы отбора и выработка пласта в данной части ниже. Также о большей выработке пласта в центральной части площади свидетельствуют и более высокие показатели обводненности 83-87% и пласт в этой части значительно обводнен нагнетаемой водой.

В тоже время в пласте остаются значительные запасы нефти ≈ 70 тыс.т., при начальных извлекаемых запасах 615 тыс.т.

3 ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ
3.1 Причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП

Загрязнение призабойной зоны пласта существенно влияет на производительность скважин, проницаемость пласта, определяемую по результатам гидродинамических исследований.

Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне скважины может быть обусловлено геологическими характеристиками нефтяного пласта, физико-химическими свойствами добываемой жидкости (высоковязкие и высокопарафинистые нефти) или факторами, вызывающие частичную закупорку микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшающие проницаемость призабойной зоны скважины в процессе различных технологических операций.

К таким технологическим операциям можно отнести:

- бурение скважины и цементирование обсадной колонны;

- освоение и глушение скважин (с применением промывочных жидкостей ПЖ и жидкостей глушения ЖГС);

- эксплуатация скважины и др.

Во время вскрытия продуктивного пласта бурением происходит проникновение глинистых частиц из бурового раствора в проводящие фильтрационные каналы породы. Набухание глинистых частиц представляет собой достаточно сложное явление, возникающее при проникновении в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения физико-химического равновесия между глиной, пластовой водой и водой, проникающей в пласт по какой либо причине. Как правило, продуктивные пласты вскрываются при давлениях, превышающие пластовое давление.

Помимо гидростатического давления столба жидкости при бурении могут возникать гидродинамические репрессии на пласт, часто имеющие пульсирующий характер. Они возникают при спускоподъемных операциях, пульсирую подачи жидкости.

В определенных условиях при соприкосновении воды с нефтью и нефти с водой происходит флокуляция и оседание твердых частиц в призабойной зоне и постепенная закупорка порового пространства. Такое явление наблюдается как во время вскрытия нефтяного пласта, так и в процессе освоения скважины с применением воды или глинистого раствора. Вследствие этого образуется корка, на стенках ствола скважины состоящая из твердых частиц бурового раствора с размерами большими, чем поры продуктивного пласта, не проникающих в каналы пористой среды.

Основываясь на теоретические, лабораторные исследования, и на промысловые данные было выявлено, что засорение фильтрационных каналов породы происходит твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом и т.д. Выше перечисленные технологические операции снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз. При этом большое влияние оказывает глубина проникновения фильтрата бурового раствора.

Таким образом, если в пласте с проницаемостью 0,020 мкм² она уменьшилась до величины 0,001 мкм² в радиусе 25 см, то продуктивность скважины снижается не только в 20 - 50 раз, но и на значительно больший радиусе. Такие случаи отмечаются при освоении новых скважин, когда они могут быть пущены в эксплуатацию с промышленными дебитами только после обработок по ликвидации загрязнения.
3.2 Технологии проведения мероприятий по воздействию на ПЗП

3.2.1 Технология проведения газодинамического разрыва пласта (ГДРП)
Для повышения эффективности разработки пашийского горизонта Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения предлагается проведение газодинамического разрыва пласта (ГДРП) для увеличения нефтеотдачи пласта и закачки низкоконцентрированных растворов полимеров для вытеснения нефти из пласта.

Технология газодинамического разрыва пласта с помощью высокоэнергетических газогенераторов давления отличается от ГРП меньшей продолжительностью динамического воздействия на пласт и возможностью регулирования величины этого воздействия.

Технология ГДРП предусматривает сжигание в скважине в зоне продуктивного пласта с целью раскрытия существующих и формирования в пласте новых трещин под действием высокого давления газообразных продуктов, образующихся при горении твёрдотопливных генераторов давления, опускаемых в скважину на геофизическом кабеле. В результате пласт подвергается механическому, термическому и физико-химическому воздействиям. Основное влияние на пласт оказывает механическое воздействие, которое осуществляется в циклическом режиме.

На начальном этапе первого цикла в результате срабатывания генератора образуется импульс, характеризующийся крутым фронтом нарастания давления, высокой амплитудой и малым временем действия (доли секунды). Амплитуда импульса регулируется величиной заряда газогенератора для создания давления в зоне перфорации выше давления разрыва пласта с целью раскрытия имеющихся и образования новых трещин.

На следующем этапе происходит снижение давления с переходом на гидроволновой процесс в динамическом диапазоне ± 0,2÷ 0,6 Ргст. и последующим затуханием в течение 1÷ 2 минут. При резком снижении давления ниже давления разрыва происходит разрушение поверхности трещин с образованием осколков породы, подвергающихся механическому воздействию в период гидроволнового процесса. При очередном газоимпульсном воздействии образовавшиеся осколки породы перемещаются вглубь трещины, обеспечивая закрепление её после снижения давления.

Физическая сущность газодинамического разрыва пласта состоит в том, что при импульсно-циклическом газодинамическом воздействии давлением скважинная жидкость проникает в пласт не путём фильтрации через пористую среду, а в основном по естественным и вновь образованным трещинам, как «клин» расширяя и углубляя их вглубь пласта. При этом образующиеся в пласте трещины самопроизвольно закрепляются, что обусловлено свойствами необратимого деформирования горных пород при циклической динамике воздействия давлением, превышающим давление разрыва пласта. Эффективность газодинамического воздействия оценивается по результатам анализа регистрируемых волновых диаграмм.

Технология газодинамического разрыва продуктивного пласта совмещается с подземным и капитальным ремонтом скважин.
3.2.2 Технология закачки низкоконцентрированного полимерного раствора (НКПР)
Технология повышения нефтеотдачи пластов действия ПГК (вытеснение нефти из пласта растворами полимер-глинистой композиции). При добавке полимеров в закачиваемую воду происходит увеличение ее вязкости и уменьшение фазовой проницаемости. Снижение подвижности вытесняющей фазы приводит к повышению устойчивости процесса вытеснения и тем самым к увеличению охвата пласта.

Закачка полимеров (увеличение вязкости нефтевытесняющего агента) значимо увеличивает КИН по сравнению с традиционным заводнением.

При закачке полимеров, когда в призабойной зоне скорость-течения раствора велика и вязкость его мала, создаются языки обводнения. По мере удаления от скважины скорость движения раствора падает, вязкость его повышается и вслед за создавшимися языками обводнения движется радиальный фронт.

Таким образом, эффективность площадного заводнения раствором полимера оказывается значительно лучше, чем при закачке воды без добавки полимера. Чем раньше наступает благоприятное соотношение подвижности вытесняемой и вытесняющей фаз, тем эффективнее вытеснение.

Технологическая эффективность закачек полимеров при условии правильного выбора объекта воздействия достаточно высока - порядка 1 тыс. - 5 тыс. т дополнительной нефти на 1 т сухого полимера. Однако при всех своих достоинствах полимерные методы не лишены недостатков, которые связаны с ограниченной растворимостью полимера в сильно минерализованной пластовой воде, низкой устойчивостью к высокой температуре и механической деструкции, невозможностью использования в скважинах с низкими приемистостями (менее 300 - 250 м³/сут), высокой ценой полимера.
3.3 Анализ эффективности мероприятий по воздействию на ПЗП
В конце октября 2016 года был проведен газодинамический разрыв пласта (ГДРП) на 3 скважинах Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения (песчаники пашийского горизонта).

Среднесуточный дебит скважины №1150 Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторожденияпо­сле ГДРП составил 13,9 т/сут, что составляет 230% при­роста (9,7 т/сут) от 4,2 т/сут дебита скважин до ГДРП. Обводненность скважины увеличилась от 11% до 25%. Мощность пласта – 23 м.

Среднесуточный дебит скважины №1155 Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторожденияпо­сле ГДРП составил 16,4 т/сут, что составляет 156% при­роста (10 т/сут) от 6,4 т/сут дебита скважин до ГДРП. Обводненность скважины увеличилась от 13% до 28%. Мощность пласта – 22 м.

Среднесуточный дебит скважины №1160 Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторожденияпо­сле ГДРП составил 11,2 т/сут, что составляет 215% при­роста (6 т/сут) от 5,2 т/сут дебита скважин до ГДРП. Обводненность скважины увеличилась от 15% до 32%. Мощность пласта – 18 м.

На Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения в результате проведения ГДРП приросты дебитов сопровождаются увеличением обводненности добывающих скважин.

Эффективность применения технологии газодинамического разрыва пласта определялась путем определения прироста фактической добычи нефти над базовым уровнем (эффективность ГДРП – 12 месяцев).

По месторождению за счет мероприятия ГДРП на трех скважинах дополнительно получено 8053,34 т нефти.

В конце октября 2016 года было проведено вытеснение нефти из пласта растворами полимер-глинистой композиции закачкой в две нагнетательные скважины Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения (песчаники пашийского горизонта). Оценка эффективности применения можно просматривать по изменениям дебитов в добывающих скважин, попадающих под влияние закачки полимеров.

Среднесуточный дебит скважины №1140 Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения по­сле закачки низкоконцентрированного полимера в нагнетательную скважину №3710 (влияние составляет 40% относительно других нагнетательных скважин) составил 8,2 т/сут, что составляет 134% при­роста (2,1 т/сут) от 6,1 т/сут дебита скважин до закачки полимера. Обводненность скважины уменьшилась от 33% до 24%. Мощность пласта – 15  м.

Среднесуточный дебит скважины №3705 Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения по­сле закачки низкоконцентрированного полимера в нагнетательную скважину №3710 (влияние составляет 40% относительно других нагнетательных скважин) составил 15,1 т/сут, что составляет 105% при­роста (0,7 т/сут) от 14,4 т/сут дебита скважин до закачки полимера. Обводненность скважины уменьшилась от 41% до 35%. Мощность пласта – 18 м.

Среднесуточный дебит скважины №2121 Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения по­сле закачки низкоконцентрированного полимера в нагнетательную скважину №3900 (влияние составляет 50% относительно других нагнетательных скважин) составил 21,2 т/сут, что составляет 103% при­роста (0,7 т/сут) от 20,5 т/сут дебита скважин до закачки полимера. Обводненность скважины уменьшилась от 75% до 64%. Мощность пласта – 19 м.

Среднесуточный дебит скважины №2122 Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения по­сле закачки низкоконцентрированного полимера в нагнетательную скважину №3900 (влияние составляет 50% относительно других нагнетательных скважин) составил 18,2 т/сут, что составляет 103% при­роста (0,6 т/сут) от 17,6 т/сут дебита скважин до закачки полимера. Обводненность скважины уменьшилась от 94% до 85%. Мощность пласта – 24 м.

По месторождению в результате проведения закачки низкоконцентрированного полимера в нагнетательные скважины отмечается высокий прирост дебита нефти и уменьшение обводненности продукции скважины (эффективность закачки полимеров – 6 месяцев).

По месторождению за счет проведения закачки низкоконцентрированного полимера по двум скважинам дополнительно получено 598,6 т нефти.