Анализ методов интенсификации притока на скважинах Приобского месторождения

Одной из проблем при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири является снижение продуктивности скважин, примером можно отнести Приобское месторождение. Месторождение относится к трудноизвлекаемым, по причине низкой проницаемости и высокой расчлененности основных продуктивных горизонтов [1, с. 5].

Разработка месторождения невозможна без системного применения комплекса геолого-технологических мероприятий (ГТМ), в том числе обработка призабойной скважины (ОПЗ). В этом плане Приобское месторождение относится к высокотехнологичным объектам разработки ПАО «НК «Роснефть» [2, с. 6].

На месторождении происходит постоянное наращивание объема мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи. Применяемые мероприятия направлены на вовлечение недренируемых запасов (уплотняющее бурение, ГРП, ЗБС, перфорация), выравнивание выработки (направленные ГРП, применение ОРЗ и РИР, потокоотклоняющие технологии), интенсификацию притока (ГРП, ОПЗ), повышение эффективности разработки неоднородных низкопродуктивных зон (ГС с МГРП). Основные виды ГТМ, выполненные за период 2017–2019 гг. приведены в таблице (табл.).

Таблица

Результаты проведения ГТМ за период 2017–2019 гг.

Как видно из таблицы, наибольший удельный эффект получен от проведения мероприятий по бурению боковых стволов (ЗБС)–(+9,5 тыс. тонн/скв). Так же эффективны мероприятия с ГРП на пробуренном фонде и регулирующие вытеснение мероприятия – ОРЗ, причем ГРП вносит основной вклад в дополнительную добычу- +4200,1 тыс. тонн [2, с. 15].

Кроме того, наибольший объём мероприятий приходится на применение ОПЗ и ИДН, эффект от них составил 1 тыс. тонн/скв. Работа с бездействующим фондом скважин на месторождении ведется постоянно, удельный эффект от мероприятия составил 2,4 тыс. тонн/скв. Ремонтно-изоляционные работы проводятся в небольшом количестве, в связи с удовлетворительным состоянием фонда скважин [3, с. 52].

Для интенсификации добычи нефти на Приобском месторождении применяются обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин кислотными составами в сочетании с нефтяными растворителями, ПАВ. Результаты применения этих технологий по воздействию на призабойную зону скважин приводятся ниже.

Обработка призабойной зоны пласта добывающих скважин. В 2017–2019 гг. на Приобском месторождении проведено 1814 ОПЗ добывающих скважин, в основном проводились комплексные (ПАВ-кислотные, с добавлением растворителей, с газодепрессионным освоением и т. д.) обработки (88% обработок) [3, с. 71]. Успешность проведения работ 58%.

Приведена на (рис. 1) приведена динамика проведения ОПЗ по годам.

Рис. 1. Динамика проведения ОПЗ по годам

Как видно из рисунка 1, с увеличением количества обработок в 2010–2013 гг. средняя удельная эффективность снижалась. В послепроектный период в 2017–2019 гг. средний удельный технологический эффект и составил 0,4 тыс. тонн на скважино-обработку, при этом по 138 обработкам эффект еще продолжается, и итоговая удельная эффективность будет выше. В качестве примера высокоэффективной обработки можно привести скважину 6332, где после проведения ОПЗ дебит нефти увеличился более чем в 2 раза, а обводненность снизилась на 27% показана на (рис. 2).

Рис. 2. Динамика параметров работы скважины 6332 (СКО, ПАВ – 04.2018 г.)

В целом, в результате ОПЗ добывающих скважин, проведенных в 2017–2019 гг. дополнительно добыто 637,3 тыс. тонн нефти, средняя продолжительность эффекта (6 месяцев). Также необходимо отметить, что в 2017–2019 гг. проведено 2972 ОПЗ, совмещенных с другими ГТМ – выводом из бездействия, ГРП, ИДН, вводом в эксплуатацию [5, с. 29]. Всего за 2002–2019 гг. проведено 6674 ОПЗ, дополнительно добыто 4396,8 тыс. тонн нефти, средний удельный технологический эффект составил 0,7 тыс. тонн нефти на скважино-обработку.

В 2017–2019 гг. на месторождении проведено 1018 ОПЗ нагнетательных скважин, в том числе 666 при переводе в ППД, выводе из бездействия.

Всего в результате проведения ОПЗ нагнетательных скважин в 2017–2019 гг. дополнительно добыто 508,8 тыс. т нефти, в том числе 326,0 тыс. т нефти в результате обработок, проводимых при переводе скважин в ППД/запуске под закачку. Средний удельный технологический эффект 499 тонн на скважино-обработку, по скважинам без сопутствующих ГТМ – 519 тонн на скважино-обработку. Среднее увеличение приемистости составило 55 м³/сут (в среднем в 3,1 раза). При этом прирост добычи нефти получен в результате 300 ОПЗ.

Всего за 2002–2019 гг. проведено 2145 ОПЗ нагнетательных скважин, в том числе 1041 при переводе в ППД/выводе из бездействия. Дополнительно добыто 2750 тыс. тонн нефти, в том числе по скважинам без совмещения с другими ГТМ 1788 тыс. тонн нефти.

Проведенный анализ выявил практически одинаковую эффективность выполненных СКО, ГКО и КОПЗ нагнетательных скважин. Кратность увеличения приемистости находится в пределах 1,6–1,8 раза.