Физико-химические методы интенсификации по основным объектам Самотлорского месторождения

При эксплуатации скважин Самотлорского месторождения возникают множество осложнений, меняются параметры пласта, призабойной зоны, свойства отбираемой жидкости (содержание воды, количество попутного газа и т.д.), количество мехпримесей, и как следствие, отсюда идет недоотбор жидкости. Основной задачей в области восстановления и повышения эффективности использования действующего добывающего фонда скважин на Самотлорском месторождении стало воздействие на призабойную зону продуктивных пластов с целью интенсификации притоков [1, с.73]. На Самотлорском месторождении для интенсификации притока нефти из скважин применяются несколько методов.

Всего в период 2007-2013 гг. было проведено 2674 ОПЗ на 9 объектах разработки. Эффективность мероприятий за период 2007-2011гг составила 1830 тыс. т нефти, на одну скважино-операцию приходится 0,68 тыс.т. нефти. Прирост дебита нефти составил 3,9 т/сут при средней продолжительности эффекта 6 месяцев. В последний год существенно сократилось количество проводимых ОПЗ, что на фоне сокращения эффективности привело к сокращению дополнительной добычи нефти в 2 раза [2, с. 62].

За 2012-2016 гг. всего выполнено 3546 скв-опер., что на 18 % выше проектных уровней (2996 скв-опер.). Значительно превышен проектный объём по оптимизации (план 426/факт 999 скв-опер.) и РИР (план 284/факт 587 скв-опер.). Распределение доп. доб. нефти от ГТМ за 2012-2016 гг. Сопоставление проект/факт количества и удельной доп. добыче нефти по видам (рис. 1).

Рис. 1. Сопоставление проект/факт количества и удельной доп. добыче нефти по видам ГТМ

Самый большой прирост суточного дебита нефти зафиксирован на объекте ЮВ₁ – в среднем 5,4 т/сут. Низкий прирост дебита нефти отмечается по объекту БВ_16-22. – 2,6 т/сут. Соответственно наибольшая доля дополнительной добычи приходится на объект АВ₁^1-2 – 826,0 тыс.т. или 45 % от всей дополнительно добытой нефти. Среди объектов группы БВ наибольшая дополнительная добыча нефти приходится на объект БВ₁₀ – 189 тыс.т или 10 %. По удельной дополнительной добыче нефти лидирует объект АВ_6-8 (1,5 тыс. т на скважину) – однако на этом объекте провели всего три ОПЗ. Показатели работы скважин при проведении ОПЗ по объектам представлены в таблице.

Таблица

Показатели эффективности ОПЗ по объектам

Максимальная дополнительная добыча нефти за счет проведения ОПЗ была отмечена в 2008 году (274,5 тыс.т). Минимальная дополнительная добыча, соответственно, была получена в 2011 году и составила 84,3 тыс. т нефти. Удельная дополнительная нефть по годам изменяется в пределах 0,57 тыс.т/скв. (2011 год) – 0,72 тыс.т/скв. (2008 год). Общий эффект по пласту в период 2007-2011 гг. составил 826,0 тыс.т нефти, что равно 45 % от суммарной добычи по всем объектам за анализируемый период [4, с.81].

Основной объем ОПЗ проведен на работающем фонде – 95%, и лишь на 5 % скважин обработка проведена в состоянии бездействия. Основная доля мероприятий проведена на пластах группы АВ (79%). В 1589 скважинах, по состоянию на 1.01.2012 г., эффект от проведенных ОПЗ находится ниже экономически рентабельного предела, соответственно, мероприятия признаны неуспешными, показан ниже (рис. 2). На объекте АВ₁^1-2 провели 859 скв-опер. (40 % от всего количества ОПЗ), АВ_2-3 – 490 операций (23 %), АВ₁³ – 265 скв-опер. (12 %) и АВ_4-5 – 143 скв-опер (7 %).

Рис. 2. Распределение количества проведенных ОПЗ

Основными причинами неуспешности являются – снижение дебита жидкости, обводнение и проведение ГТМ, показана (рис. 3).

Рис. 3. Распределение неуспешных ОПЗ по причинам окончания эффекта

Наибольшее количество мероприятий было проведено в 2008 г. (382 скважино-операции), наименьшее – в 2011 г. (147 операций), показан (рис. 4).

Рис. 4. Динамика количества ОПЗ, дополнительной и удельной добычи нефти

Всего за период 2007-2011 гг. на пласт АВ₁^1-2 было проведено 1288 скв.-опер. по обработке призабойной зоны. Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, актуальной задачей является поиск наиболее эффективной технологии повышения нефтеотдачи пласта [5, с. 45]. Ввиду имеющейся неоднородности пластов-коллекторов, эффективность одной технологии на определенном участке не всегда гарантирует ее эффективность на другом участке. С целью определения факторов, влияющих на успешность проведения ГТМ, рассматриваемого участка Самотлорского месторождения анализировались ранее проведенные мероприятия на пласт АВ1(1-2). Таким образом, на выбранном участке рассмотрено 405 ГТМ, проведенных на 243 скважинах из 299, работающих на пласт АВ1(1-2). Распределение по видам ГТМ представлено на (рис. 5).

Рис. 5. Распределение проведенных ГТМ по видам на участке

Выводы

За анализируемый период на Самотлорском месторождении проведено основными видами ОПЗ являются ГКО (360 скв.-операций) и ОПЗ комплексными кислотными составами (640 скв.-опер.).

В 30 % скважин после проведения ОПЗ производилось освоение скважин с помощью струйного насоса с целью удаления продуктов реакции кислотного состава и предотвращения загрязнения ПЗП жидкостями глушения. В целом эффективность комплексных обработок с кислотными составами выше, чем от ГКО. С целью увеличения эффективности ОПЗ рекомендуется удалять продукты реакции из ПЗП скважин струйным насосом.

1. Анализ разработки Самотлорского месторождения и уточнение технологических показателей по ОАО «Самотлорнефтегаз» на период до окончания срока действия лицензии. – М., ВНИИНГ, 2011 г.
2. Авторский надзор за реализацией проектных решений по разработке Самотлорского месторождения. ТНЦ ‒ Тюмень, 2013 г.
3. Анализ разработки Самотлорского месторождения и уточнение технологических показателей по ОАО «Самотлорнефтегаз» на период до окончания срока действия лицензии. – М., ВНИИНГ, 2011 г.
4. Проект пробной эксплуатации единичной разведочной скважины 77203ОЦ залежи пласта ПК15 Самотлорского газонефтяного месторождения (протокол ТКР-УВС Югра-недра № 03 от 24.12.2010 г.), 2012.
5. Технологическая схема опытно-промышленной разработки пласта АВ11-2 «рябчик» Самотлорского нефтегазового месторождения (ОАО «Самотлорнефтегаз». ОАО»). ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр». Тюмень, 2012 г.