НИР-Соколов С.А. озбу-2н92. Отчет по научноисследовательской работе (проектная деятельность) направление 21. 03. 01 Нефтегазовое дело
 Скачать 1.76 Mb.
|
 Все добывающие нефтяные скважины на месторождении механизированы и оборудованы, в основном, ЭЦН и ШГН. При этом доля ЭЦН составляет 32 %, доля ШГН – 60 % всех действующих скважин. Одна скважина оборудована ЭВН и одна – ШВН. Большая часть накопленной добычи нефти получена за счет ШГН (87 %) и 12,8 % за счет ЭЦН. За декабрь 2022 года скважины, оборудованные ЭЦН, добыли 49,5 % нефти и 89 % воды от всей добычи на месторождении. Диапазон дебитов скважин на 01.01.2022 г. по нефти – от 0,03 до 39,3 т/сут, по жидкости – от 0,1 до 701 т/сут. Средний дебит скважин по нефти 3,3 т/сут, по жидкости 62,8 т/сут. 80 % скважин имеют дебит нефти до 5 т/сут и 3,4 % – более 10 т/сут. Доля высокодебитных скважин (от 20 т/сут) составляет 0,2 % (одна скважин). По дебиту жидкости основная доля фонда скважин (70 %) эксплуатируется в диапазоне до 60 т/сут. Доля малообводненных скважин (обводненность менее 20 %) составляла 16 %, доля высокообводненных (обводненность более 90 %) – 50 %. На месторождении из 562 действующих добывающих скважин 110 скважин (19,5 % действующего фонда) имели дебит по нефти менее 1,0 т/сут. Из них 38 скважин работают на верейском объекте, 67 – на башкирском и пять – на визейском. Большинство из них (62 %) высокообводненные (обводненность более 90 %). В декабре 2022 года по добывающему фонду коэффициент использования составлял 0,993, коэффициент эксплуатации – 0,972. На дату анализа нагнетательный фонд месторождения состоит из 219 скважин (в том числе 19 проектных добывающих скважин), из них 214 действующие и пять бездействующих. В 71 скважине осуществляется совместная закачка в пласты верейского и башкирского объектов. Кроме того, из пробуренных как нагнетательные, 19 скважин находятся в отработке на нефть, одна скважина переведена под поглощение и 17 скважин ликвидированы. Под закачкой в режиме технологий теплового воздействия на дату анализа находилось 22 скважины (10,3 % от общего количества действующих нагнетательных скважин). На месторождении пробурено 23 поглощающих скважины. Под поглощение переведено семь добывающих и одна нагнетательная скважина. Четыре скважины, пробуренные как вспомогательные, переведены в добычу нефти, одна – под нагнетание Действующий вспомогательный фонд включает 19 поглощаюших скважин (14 – на серпуховские отложения и пять – на фаменские). Четыре скважины, пробуренные как поглощающие, переведены в добывающий фонд. Шесть вспомогательных скважин ликвидированы. На объектах захоронения три контрольные и две пьъезометрические скважины. По состоянию на 01.01.2022 г. 13,9 % добывающих скважин находится в бездействии, консервации или переведены в контрольно-пьезометрический фонд. Большая часть этих скважин выведена из эксплуатации в период 2001-2005 г. г. Основная доля скважин, находящихся в консервации, приходится на башкирский объект (78 %). На башкирском объекте в бездействии находились пять нагнетательных скважин, в консервации – три. Одна нагнетательная скважина переведена под поглощение. Ликвидировано 17 нагнетательных скважин. Анализ показателей эксплуатации неработающего фонда добывающих скважин на дату остановки показал, что большая часть этих скважин (86 %) была остановлена с дебитом нефти менее 0,5 т/сут и большая часть этих скважин (87 %) была обводнена свыше 90 %. Таким образом, эта группа скважин характеризуется низкой продуктивностью и высокой обводненностью. Ввод этих скважин в эксплуатацию потребует применения современных технологий по восстановлению подземного оборудования скважин и технологий по воздействию на пласты с целью изоляции водопритоков и интенсификации отборов нефти. За 2021-2022 г. г. проанализировано выполнение программы вывода скважин из неработающего фонда, рекомендованной в дополнениии к технологической схеме разработки 2022 года: выведены из бездействия в добычу две добывающие и под закачку девять нагнетательных скважин; одна бездействующая нагнетательная скважина ликвидирована и одна – переведена в поглощающие на другой объект; из консервации выведены девять скважин, в т. ч. из фонда башкирского объекта две скважины введены в добычу, три переведены под закачку, и одна скважина переведена в добычу на другом объекте, из фонда верейского объекта одна скважина введена в добычу, и одна скважина переведена в поглощающие на другой объект, из фонда визейского объекта одна скважина введена под закачку; шесть скважин переведены из наблюдательных в добывающие, в т. ч. со сменой объекта; одна пъезометрическая скважина переведена в добывающие (со сменой объекта); За последние два года из добывающих 11 скважин переведены в пьезометрический фонд и 1 скважина в наблюдательный фонд (со сменой объекта), три – в бездействие. Программа ввода в эксплуатацию неработающих скважин по состоянию на 01.01.2022 г. приведена в таблице 6. Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2022 г. приведено в таблице 10. Верейский объект практически не разбурен, его разработка осуществляется возвратным фондом скважин башкирского объекта. Башкирский объект практически весь разбурен. В действующем проектном документе предусматривается бурение дополнительных добывающих скважин в северной части залежи. Фонд для бурения на 01.01.2022 г. составляет четыре добывающие скважины. Визейский объект разбурен по проектной сетке не полностью. В действующем проектном документе предусматривается бурение трех добывающих скважин в разбуренной части объекта, а также семи добывающих и двух нагнетательных на остальной площади залежи. В 2022 году на разбуренной части залежи из двух скважин вышележащих объектов пробурены БГС в районы проектных скважин, с учетом этого фонд для бурения на 01.01.2022 г. составляет восемь добывающих и две нагнетательные скважины. Таблица 6 - Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2022 г.  3.3 Анализ примененных методов увеличения извлечения нефти из пластов, интенсификация добычи на башкирском ярусе Гремихинском месторождении Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений. По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом: 1. Тепловые методы: • паротепловое воздействие на пласт; • внутрипластовое горение; • вытеснение нефти горячей водой; • пароциклические обработки скважин. 2. Газовые методы: • закачка воздуха в пласт; • воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); • воздействие на пласт двуокисью углерода; • воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. 3. Химические методы: • вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); • вытеснение нефти растворами полимеров; • вытеснение нефти щелочными растворами; • вытеснение нефти кислотами; • вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.); • микробиологическое воздействие. 4. Гидродинамические методы: • интегрированные технологии; • вовлечение в разработку недренируемых запасов; • барьерное заводнение на газонефтяных залежах; • нестационарное (циклическое) заводнение; • форсированный отбор жидкости; • ступенчато-термальное заводнение. 5. Группа комбинированных методов. В большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее. 6. Физические методы увеличения дебита скважин. Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта. К наиболее часто применяемым физическим методам относятся: • гидроразрыв пласта; • горизонтальные скважины; • электромагнитное воздействие; • волновое воздействие на пласт; • другие аналогичные методы. Ежегодно на месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий (ГТМ) для регулирования разработки. За период с 01.01.2008 г. по 01.01.2022 г. на месторождении было проведено 1107 мероприятий на добывающем фонде и 494 мероприятия на нагнетательных скважинах. Дополнительная добыча нефти за счет ГТМ (без учета переходящего эффекта от ГТМ прошлых лет) составила 614,3 тыс. т или 17,7 % от суммарной добычи за последние пять лет. Кроме того, за счет переходящего эффекта от ГТМ, проведенных в анализируемый период, дополнительная добыча составила 1199,7 тыс. т нефти. Динамика и структура добычи нефти в целом по месторождению за последние пять лет, с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ, графически отображена на рисунке 5.  Рисунок - 6 Динамика добычи нефти и количества ГТМ в целом по месторождению Из графиков видно, что при падающей базовой добыче дополнительно добытая за счет ГТМ нефть (с учетом переходящего эффекта) в 2009-2022 годах позволяет стабилизировать годовую добычу, обеспечивая выполнение показателей разработки. В 2022 году дополнительно добытая нефть уже не способствует поддержанию общей добычи, а фактическая добыча ниже проектной. 3.4 Выработка запасов башкирского яруса Гремихинского месторождения Анализ выработки запасов выполнен на балансовые запасы, числящиеся на государственном балансе в распределенном фонде. Из залежей башкирского объекта добыто 20383,7 тыс. т нефти, что соответствует текущему КИН 0,27 и 75 % от НИЗ при уровне среднегодовой обводненности, равном 95,8 %. Наилучшим образом выработаны запасы пластов башкирского объекта, наименьшей выработкой запасов характеризуется турнейский и верейский объекты разработки, эксплуатирующиеся скважинами, переведенными с других объектов. В ходе разработки существенно изменилось соотношение извлекаемых запасов по объектам разработки: увеличилась доля по пластам верейского горизонта и визейского яруса, уменьшилась – по пластам башкирского яруса.   Рисунок – 7 Структура начальных и текущих извлекаемых запасов по объектам разработки 3.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки Как отмечалось выше: состояние разработки в целом удовлетворительное; реализованная система разработки достаточно эффективна; основные проектные решения выполняются. Среди применяемых технологий были отмечены: гидравлический разрыв пласта (ГРП); технологии обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ); перфорационные работы; ремонтно-изоляционные работы (РИР) по ограничению водопритока и изоляции нарушений эксплуатационной колонны, оптимизация глубиннонасосного оборудования (ГНО); ввод скважин из бездействия и других категорий, перевод скважин на другие объекты; ввод боковых стволов и мероприятия по внедрению оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Максимальная дополнительная добыча была получена за счет ГТМ 2022 года (169,7 тыс. т нефти, что составляет 24,5 % от годовой добычи). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча в 2022 году составила более 330 тыс. т или 49,8 % от годовой добычи. Это объясняется максимальным количеством ГТМ, проведенных в 2022 году (301 мероприятие, 27,2 % от общего количества ГТМ за анализируемый период). По количеству мероприятий лидерами являются мероприятия, связанные с перфорационными работами, и мероприятия по обработке призабойной зоны. Максимальное количество дополнительной нефти получено за счет перфорационных работ (33,8 % от общего количества дополнительно добытой нефти) и мероприятий по оптимизации работы глубиннонасосного оборудования (23,3 %). 3.6 Рекомендации по интенсификации добычи нефти на Гремихинском месторождении Литология, строение и коллекторские свойства продуктивных пластов залежей нефти Гремихинского месторождения регионально идентичны пластам с карбонатными и теppигенными залежами других месторождений Удмуртии. Это означает, что наработанные технологии по интенсификации добычи нефти на разрабатываемых месторождениях региона, вполне применимы при разработке залежей Гремихинского месторождения. Большой опыт применения кислотных методов обработки на месторождениях Удмуртии позволяет сделать некоторые рекомендации по оптимизации условий обработки ПЗП. 1. Соотношение обработок добывающих и нагнетательных скважин. Для повышения охвата пласта заводнением и улучшения в этой связи гидродинамических условий вытеснения, целесообразно увеличить число ОПЗ на нагнетательных скважинах и поддерживать соотношение к добывающим скважинам в пропорции 1:5:1. 2. В скважинах, эксплуатационные объекты которых уже подвергались неоднократным кислотным обработкам, необходимо проводить комплекс геолого-технических мероприятий по вовлечению в активную разработку слабо дренируемых интервалов. Обобщая промысловый опыт проведения ОПЗ и результаты ГДИ, можно рекомендовать следующее: – для эксплуатационных объектов, имеющих многопластовое строение с выраженной неоднородностью по проницаемости или различными ФЕС, применение СКО, проводимых общим фильтром, даже на ранней стадии эксплуатации скважины нежелательно, так как приводит к ещё большей дифференциации эксплуатационного объекта по проницаемости и, как следствие этого, сужению работающего интервала пласта; – в скважинах, эксплуатационные объекты которых подвергались многоразовым общим СКО, необходимо проводить комплекс ГТМ по блокированию хорошо дренируемых интервалов с последующим проведением поинтервальных СКО, при выборе интервалов обработки необходимо стремиться к тому, чтобы в интервал обработки включались пропластки незначительно отличающиеся по проницаемости; – повышение скорости и давления продавки кислотного раствора незначительно увеличивают интервал обработки; – для повышения эффективности обработок пласта в скважинах, где неоднократно проводились СКО, рекомендуется использовать газированный кислотный раствор или СКО в динамическом режиме. 3. В связи с тем, что прочность сцепления загрязняющего призабойную зону материала с породой, в том числе и продуктов реакции кислоты с породой зависит от времени их контакта, освоение скважин и ввод их в эксплуатацию следует проводить сразу же после ОПЗ или других ГТМ. 4. Выбор вида ОПЗ для конкретных геолого-физических условий скважин, режима обработки ПЗП, используемых материалов и оборудования при осуществлении технологического процесса рекомендуется проводить в соответствии с методическим руководством по проведению ОПЗ. 5. Для выбора удельного расхода кислотного раствора при ОПЗ рекомендуется использовать «Методическое руководство по определению объема кислотного раствора для обработки призабойной зоны скважин». 6. Концентрация кислотного раствора выбирается в зависимости от целевого назначения обработки призабойной зоны, а именно, обработки прифильтровой части ПЗП или глубокой обработки пласта. Скорость реакции НСI с СаСО3 растет почти пропорционально концентрации кислоты до 20 %. Дальнейшее повышение концентрации до 24 % приводит к еще большему увеличению скорости и только после этого скорость снижается, причем более высокими темпами. В соответствии с этим можно выбрать концентрацию кислотного раствора. Так, для декольматации прифильтровой зоны пласта, кавернообразования в призабойной зоне (увеличения диаметра скважины в зоне продуктивного пласта) или проведения кислотных ванн на забое скважин надо применять кислотный раствор повышенной концентрации. Это ускорит процесс растворения пород и загрязнений в ПЗП, что позволит достичь поставленной цели при меньших затратах на проведение работ. Эффект от такой обработки увеличивается при динамическом характере растворении пород. Для проведения глубоких обработок концентрация кислотного раствора не должна быть большой, а для замедления скорости реакции в раствор добавляют реагенты-замедлители. 7. Обработку ПЗП, осложненной наличием АСПО в капиллярах пласта, рекомендуется проводить с добавкой диспеpгатоpов АСПО. 8. Обработку теppигенных коллекторов рекомендуется проводить с использованием технологии, обеспечивающей генеpиpование высоко pеактивной смеси кислот непосредственно на забое скважин. 9. Промывку лифтовых колонн с целью удаления АСПО рекомендуется проводить горячей водой. 10. Для мало проницаемых карбонатных коллекторов рекомендуется проведение ГРП с использованием в качестве жидкости разрыва нефтекислотных эмульсий и кислотных растворов замедленного действия. 3.7 Выбор скважин-кандидатов и обоснование технологии ПСКО для интенсификации добычи нефти на Гремихинском месторождении Одним из факторов затрудняющих процесс разработки карбонатных коллекторов для Гремихинского месторождения является наличие трещиноватости в породах коллектора. Из-за прорыва закачиваемой воды не удается обеспечить эффективное поддержание пластового давления и вытеснение нефти. Значительное количество углеводородов остается в блоках, матрицах в виде остаточной нефти. Закаченная в пласт вода может продвигаться к добывающим скважинам равномерно по всей объемной сетке трещин, если скорость ее движения по трещинам не будет превышать скорости флюидообменных процессов, которые в свою очередь являются функцией густоты трещин и микротрещин, т.к. чем меньше пористые блоки, тем быстрее происходит вытеснение нефти за счет капиллярно-гравитационных, гидродинамических и прочих сил. В противном случае движение воды будет носить неравномерный характер и охват объема процессом вытеснения будет неполным. На практике наблюдается одновременное сосуществование двух процессов: равномерное продвижение фронта вытеснения и избирательные прорывы воды по сложной траектории взаимно пересекающихся трещин разного структурного уровня. Как правило, в реальных условиях из-за сложности рассматриваемой системы, неверного выбора режима работы пласта преобладает процесс избирательного прорыва воды. Управление пластовым давлением, его перераспределением с целью созданий условий для перетока нефти по трещинам из слабопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые зоны, из которых нефть легко извлекается через систему пробуренных скважин – один из наиболее доступных и возможных способов повышения добычи и коэффициента извлечения нефти из карбонатных коллекторов. Исходя из особенностей строения таких коллекторов, можно утверждать, что актуальными направлениями повышения нефтеотдачи пластов является увеличение коэффициента охвата пласта воздействием, которое зависит главным образом от геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом. Следовательно, для повышения эффективности вытеснения нефти необходимо добиться увеличения текущего значения коэффициента охвата пласта заводнением. Такими возможностями обладают гидродинамические и физико-химические методы воздействия, в частности циклическое заводнение, выравнивание профиля приёмистости, и проведение ОПЗ на нагнетательном фонде скважин. На состояние разработки залежей оказывает большое влияние также и степень освоения различных систем заводнения, характеризующихся отношением объемов отбора и закачки жидкости. Проследить в чистом виде влияние показателей системы заводнения можно, как правило, в пределах отдельных участков в пределах залежей. Очевидно, что, если степень компенсации отбора закачкой, ниже 100%, при постоянных забойных давлениях в добывающих скважинах будет наблюдаться снижение темпов отбора. Компенсация отбора закачкой показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. При компенсации отбора закачкой, равной 100%, наблюдается стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки. Низкая эффективность закачки больших объемов воды обусловлено трещиноватостью вмещающего коллектора. При больших объемах происходят быстрые прорывы воды к зонам отбора, увеличивая, тем самым, обводненность добываемой продукции. Организация закачки воды недостаточно влияет на стабилизацию давления в залежах, практически на всех объектах текущее пластовое давление ниже давления насыщения. Таким образом, актуальной задачей является поиск эффективных и рентабельных технологий, направленных на снижение объемов попутно-добываемой воды и регулированию закачки по пластам. Предложения: 1. Для скважин участка с низким пластовым давлением и высокой компенсацией, а также для скважин с высоким пластовым давлением и низкой компенсацией рекомендуется проведение геофизических исследований для определения технического состояния скважин (наличия заколонной циркуляции между пластами, отсутствие герметичности ранее ликвидированных или запакерованных интервалов). 2. Для скважин участка с высокой компенсацией при оптимальном пластовом давлении для определения гидродинамической активности с законтурными областями залежи – проведение КВУ (для добывающих) и КПД (для нагнетательных скважин). 3. Провести закачку меченной жидкости в нагнетательные скважины для более полного изучения распределения рабочего агента по пластам, определив при этом влияние нагнетательных скважин на окружающий их ряд добывающих скважин. 4. Провести замеры профилей приемистости по всему фонду нагнетательных скважин с целью определения интервалов опережающего прорыва закачиваемой воды. 5. Определить фонд скважин для проведения выравнивания профилей приемистости в нагнетательных скважинах. 6. Наряду с комплексом КРС по дострелу и перестрелу, соляно-кислотных обработок по малодебитному фонду, провести мероприятия по ВПП с целью изменения направления фильтрационных потоков. 7. По результатам проведенных ВПП, промоделировать и принять наиболее эффективную технологию ППД. Высокая обводненность продукции и состояние разработки Гремихинского месторождения, позволяет рассматривать один из методов обработки призабойной зоны пласта – проведение соляно-кислотной обработки и проведение выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. В результате внедрения проекта будут вовлечены в разработку не дренируемые запасы башкирского объекта разработки Гремихинского месторождения за счет перераспределения фильтрационных потоков, что приведет к снижению текущей обводненности добываемой продукции и более полной выработке пластов. Подбор скважин-кандидатов для повышения приемистости нагнетательных скважин Для повышения нефтеотдачи пласта наибольший интерес представляет выделение в качестве объектов ГТМ, ПНП и ИДН не пласта и месторождения в целом, а отдельного самостоятельного участка разработки. Предложена методика выделения участка анализа по следующему принципу: наличие текущих извлекаемых запасов нефти; сходная проницаемостная характеристика области залежи; низкое пластовое давление района залежи; обводненность (либо высокая - для определенных видов планирования ГТМ, таких как перераспределение фильтрационных потоков в пласте с целью снижения обводненности скважин залежи, либо низкая – для мероприятий по вовлечению в разработку нефтенасыщенных участков пласта, содержащих остаточные запасы). В пределах выделенного самостоятельного участка имеет место сходная геологическая неоднородность и литолого-физические свойства пласта. Это определяет одинаковый механизм вытеснения нефти и особенности выработки запасов нефти. Участок выделялся на основе сопоставления карт пластовых давлений, эффективных нефтенасыщенных толщин, плотности текущих извлекаемых запасов, динамики показателей уровня добычи жидкости, нефти и ободненности скважин (рис.). |