Анализ проведения ГТМ на основном объекте Нонг-Еганского месторождения

Основной задачей при разработке основного объекта БВ₂ Нонг-Еганского месторождения, является своевременное применение геолого-технических мероприятий (ГТМ) для повышения и подержания добычи нефти и газа. Объект БВ₂ является одним из основных объектов разработки, содержит 30,9 % геологических и 32,3 % извлекаемых запасов месторождения. На 01.01.2016 г. объект находится на завершающей стадии разработки. Это связано с истощением запасов и увеличением обводненности продукции [1, с. 25].

За весь период разработки накопленная добыча нефти составила 16489 тыс.т (или 87,3 % от НИЗ), текущий КИН составляет 0,331 д.ед., при накопленной добыче жидкости 83181 тыс.т. Накопленная добыча нефти в среднем на одну скважину составляет 48,5 тыс.т, жидкости – 244,6 тыс.т. Средний коэффициент пористости по пласту БВ₂ составляет 0,217, средняя проницаемость по ГИС – 151 мД [1. с. 55].

В 2015 г. на объекте добыто 232,3 тыс.т. нефти и 5537,8 тыс.т. жидкости при средней обводненности продукции – 95,8 %. Среднесуточный дебит действующей добывающей скважины составил: по нефти – 6,2 т/сут, по жидкости – 148,8 т/сут. Годовая закачка рабочего агента составила 2444,7 тыс. м³, средняя приемистость нагнетательных скважин в 2015 г.- 299,9 м³/сут.

Основные технологические показатели приведены на (рис.1) и (рис.2).

Рис. 1. Динамика добычи нефти, жидкости и закачки воды

Рис. 2. Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности

Всего на объекте БВ₂ за период 2011–2015 гг. проведено 61 скважино-операция ГТМ. Суммарный прирост добычи нефти от ГТМ составил 166,1 тыс. т. В таблице (табл.1) приведено количество скважино-операций и объем дополнительной добычи нефти по основным видам ГТМ.

Таблица 1

Применение методов повышения нефтеотдачи на объекте БВ₂

Основной объем дополнительной добычи нефти (свыше 85 %) получен от бурения боковых стволов и возвратов скважин с нижележащих пластов. Дополнительная добыча нефти от буровых работ составила 147,2 тыс. т.

За счет зарезки вторых стволов добыто 70,5 тыс. т нефти или 42 % от всей дополнительной добычи. Всего за период 2011-2015 гг. введено в эксплуатацию 11 боковых стволов. Применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи позволило добыть 1,5 тыс. т нефти [2, с. 63].

В качестве метода повышения коэффициента нефтеизвлечения используется метод зарезки боковых стволов. Второй ствол вскрывает коллектор вдали от дренированной части пласта, где нефтенасыщенность выше, чем в призабойной зоне наклонно-направленной скважины. В результате значительно повышается отбор, создается новая геометрия дренирования, создаются условия эксплуатации, при которых повышается нефтеотдача маломощных пластов, становится рентабельной разработка низкопродуктивных и практически истощенных залежей. При этом существенно уменьшаются производственные затраты на строительство, и более производительно используется существующий фонд добывающих скважин. Кроме того, бурение вторых стволов дает новую «жизнь» высокообводненным и аварийным скважинам, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. За период 2011–2015 гг. на объекте было пробурено 11 БВС. Технологические показатели по скважинам, из которых выполнены зарезки боковых стволов, представлены в таблице (табл.2).

Таблица 2

Показатели эксплуатации по скважинам с боковым стволом

Накопленная добыча нефти в среднем на одну переведенную скважину составила 7,7 тыс. т. Средние показатели на 01.01.2016 следующие: дебит нефти – 2,5 т/сут, жидкости – 66,6 т/сут, обводненность – 96,2 %.

Для регулирования процесса заводнения применяются различные химические технологии выравнивания профиля приемистости (ВПП) [3, с.27]. С 2011 года на БВ₂ применялись следующие ФХ МУН: гелеобразающие технологии – ГОС (3 скв-опер.), гелеобразующие технологии с кольматирующими наполнителями – ГОС-1А и ВДПС (8 и 1 скв-опер., соответственно) [4, с. 63]. К методам интенсификации притока относятся: повторная перфорация, дострелы ранее не вскрытых нефтенасыщенных пропластков, солянокислотная обработка ПЗП, глинокислотная обработка ПЗП, термокислотная обработка, обработка ПЗП составами ПАВ, пароциклицеская обработка ПЗП.

Рассмотрим применение ОПЗ за 2011-2015гг. За рассматриваемый период на добывающем фонде объекта БВ₂ Нонг-Еганского месторождения выполнено 7 скважино-операций по очистке призабойной зоны пласта. В результате было дополнительно добыто 2 тыс.т нефти, удельный эффект равен 285 т/скв-опер. Основной технологией ОПЗ является комплексный состав Элтинокс, на который приходится 4 обработки.