Анализ методов повышения нефтеотдачи на примере нефтяного месторождения

Доля трудноизвлекаемых запасов от общего объема начальных запасов в целом по РФ составляла 29%. По мере выработки и открытия новых месторождений процент трудноизвлекаемых запасов заметно вырос, на 2012 год составлял уже 48,2%. Стоит также отметить, что в целом по России коэффициент нефтеизвлечения по всем месторождениям и категориям запасов составляет 0,337. Столь значительный объем трудноизвлекаемых запасов и малый коэффициент извлечения нефти ставит необходимость в повышении эффективности их извлечения. К примеру, в связи с этим на Тевлинско-Русскинском месторождении уделяется к применению методов повышения нефтеотдачи большое внимание. Тевлинско-Русскинское месторождение открыто в 1981 году, введено в разработку в 1986 году. Применение ГРП на объекте ЮС₂ началось в 2001 г [1, 2]. По состоянию на 01.01.2014 г. на объекте выполнено 52 скважино-обработки. Наибольшее количество операций выполнено в 2012 и 2013 гг. – 17 и 18 ГРП соответственно. Охват фонда методом ГРП составил 49 %. Средний дебит жидкости после ГРП по всему фонду составил 28,9 т/сут, нефти – 15,9 т/сут, на эксплуатационном фонде – 30,8 и 10,1 т/ сут, на скважинах из бурения – 28,4 и 17,7 т/сут соответственно. Дополнительная добыча за счет ГРП составила 317,3 тыс. т или 6,1 тыс. т на одну скважино-операцию, в том числе: на эксплуатационном фонде –37,5 тыс. т или 3,1 тыс. т/скв. соответственно; на фонде из бурения – 279,8 тыс.т или 7,0 тыс.т/скв. соответственно. В таблице представлено сопоставление основных эксплуатационных показателей, геолого-физических характеристик пластов и параметров технологии ГРП по эксплуатационным скважинам на момент ГРП по временным периодам.

Таблица

Сравнение технологических параметров и показателей эффективности ГРП

С годами наблюдается ухудшение геологических характеристик скважин с ГРП. Эффективная толщина уменьшилась с 13,6 до 5,0 м, песчанистость – с 0,69 до 0,4 д. ед. Средняя масса проппанта изменяется незначительно, в пределах от 46 до 51 т, максимальная концентрация и темп закачки увеличиваются с 600 до 1200 кг/м³ и с 2,8 до 3,5 м³/мин соответственно. Дополнительная добыча по нефти по временным периодам составила 4,2, 3,5 и 2,2 тыс. т на скважину [3, 4].

По операции 2005 г. происходит снижение дебита жидкости и нефти после ГРП по причине отсутствия системы ППД на участке. Дебит жидкости после ГРП по операциям 2006-2007 гг. находится на уровне ГРП предыдущих лет, дебит нефти ниже. В данный временной период получены различные результаты: по скважине № 2893 начальный прирост составил 25,4 т/сут, среднегодовой – 19,8 т/сут, по ряду скважин эффект не получен. Дебит нефти, полученный после ГРП в 2012-2013 гг., находится на уровне обработок предыдущего периода. Для оценки эффективности бурения новых скважин далее приведена динамика основных технологических показателей скважин по участкам. Входной дебит жидкости скважин участка 1 составил 18,9 т/сут, дебит нефти – 7,6 т/сут, обводненность – 60,0 % (рис.1). В течение периода разработки участка, составившего 3 месяца, произошло снижение дебита жидкости на 7,2 т/сут, обводненность после кратковременного снижения и далее последовавшего увеличения составила 49,5 %; таким образом, дебит нефти после в результате вышеперечисленных изменений снизился на 1,7 и составил 5,9 т/сут.

Рис. 1. Динамика дебита жидкости, нефти и обводненности. Объект ЮС₂. Участок 1

Разработка участка 2 начата в 2012 году вводом 17 добывающих скважин, в 2013 году ввод скважин также составил 17 единиц. Динамика дебита, нефти и обводненности представлена ниже (рис.2):

Рис. 2. Динамика дебита жидкости, нефти и обводненности. Объект ЮС₂. Участок 2

Входные показатели участка 3 составили: дебит жидкости – 26,3 т/сут, дебит нефти – 12,7 т/сут, обводненность – 51,9 %. За 6 месяцев разработки участка произошло снижение дебита жидкости до 48,5 т/сут (на 5,6 т/сут), дебита нефти – до 10,6 т/сут (на 2,0 т/сут) обводненность за аналогичный период уменьшилась на 3,4 % и составила 48,5 % (рис.3).

Рис. 3. Динамика дебита жидкости, нефти и обводненности. Объект ЮС₂. Участок 3

По результатам анализа, наибольшая эффективность бурения новых скважин в целом получена на участке 2. Скважины данного участка, введенные в эксплуатацию в 2012 году, характеризуются наилучшими технологическими показателями – дебит жидкости 39,7 т/сут, дебит нефти – 31,2 т/сут, обводненность – 21,5 %. По скважинам данного участка, но введенных в 2013 году, получен меньший дебит жидкости, составивший 26,3 т/сут, и большая обводненность - 51,9 %. По участку 1 входной дебит жидкости не превысил значения в 18,9 т/сут, обводненность составила 60 %. Высокая обводненность жидкости является следствием включения в работу нижнего водонасыщенного интервала в результате распространения трещин ГРП.

В целом участки объекта ЮС₂ характеризуются сложным геологическим строением и условиями нефтеизвлечения. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов характеризуются низкими значениями. Таким образом, невысокая эффективность бурения новых скважин объекта ЮС₂ большей частью определяется геологическими условиями участков [4, 5].

Всего на 01.01.2014 года на ЮС₂, выполнено 31 мероприятие по бурению второго ствола (в т. ч. 8 – с горизонтальным окончанием. Присутствие литологических экранов является для отдельных участков определяющим фактором для образования скоплений нефти. Разрез пласта представлен неравномерным переслаиванием песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями глин. Коэффициент пористости изменяется от 0,125 до 0,259 д. ед. (среднее значение 0,159 д. ед.), проницаемость варьирует от 0,3 до 119,0 *10^-3 мкм² (среднее значение 6,2 *10^-3 мкм²). В соответствии фильтрационно-емкостными свойствами пород основная часть скважин БВС на данном объекте вводится в работу после проведения ГРП. Учитывая то, что бурение боковых стволов осуществлялось в пределах неразбуренной зоны, где нефтенасыщенность и структура запасов соответствуют первоначальному состоянию, по ним получена достаточно высокая эффективность. Средний вводной дебит жидкости по скважинам БВС составил 21,4 т/сут, по нефти 13,3 т/сут. На 01.01.2014 г дополнительная добыча составила 113,14 тыс. т. нефти, 183,45 тыс. т. жидкости. Максимальный входной прирост составил 25,9 т/сут по нефти, 37,1 т/сут по жидкости. Средний вводной дебит жидкости по скважинам БВГС составил 56,3 т/сут, по нефти 29,6 т/сут. На 01.01.2014 г дополнительная добыча составила 74,2 тыс. т. нефти, 151,0 тыс. т. жидкости. Максимальный входной прирост составил 63,4 т/сут по нефти, 104,1 т/сут по жидкости.