Анализ методов повышения нефтеотдачи на примере нефтяного месторождения

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. В статье рассмотрены применения методов повышения нефтеотдачи на примере Тевлинско-Русскинского месторождения. Проведен анализ применения гидроразрыва пласта и применение вторых стволов по одну основному объекту ЮС2. Охват фонда методом ГРП составил 49 %. Дополнительная добыча за счет ГРП составила 317,3 тыс. т. нефти. По внедрению вторых стволов, на 01.01.2014 г дополнительная добыча составила 74,2 тыс. т. нефти, 151,0 тыс. т. жидкости.

Аннотация статьи
вторые стволы
дополнительная добыча нефти
месторождение
скважины
гидроразрыв пласта
эффективность
максимальный входной прирост
Ключевые слова

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 пловышения 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

Параметр

2004-2005

2006-2007

2012-2013

Всего

Количество

1

8

2

11

Геологические характеристики

Эффективная толщина, м

13,6

8,1

5,0

8,0

Нефтенасыщенная толщина, м

12,2

7,0

5,0

7,1

Пористость, д.ед.

0,20

0,16

0,16

0,16

Проницаемость, *10-3 мкм2

74,0

6,2

10,2

13,7

Песчанистость, д.ед.

0,69

0,44

0,40

0,45

Нефтенасыщенность, д.ед.

0,67

0,59

0,60

0,60

Технологические параметры

Масса проппанта, т

50,4

46,4

49,7

47,4

Удельная масса, т/м

3,71

5,72

9,94

5,89

Максимальная концентрация, кг/м3

600

978

1200

984

Темп закачки, м3/мин

2,8

2,8

3,5

2,9

Эксплуатационные показатели

Дебит жидкости за 3 месяца до ГРП, т/сут

7,8

9,9

6,7

9,1

Дебит нефти за 3 месяца до ГРП, т/сут

6,5

3,8

2,6

3,8

Обводненность за 3 месяца до ГРП,%

17,1

61,7

61,0

58,2

Дебит жидкости за 3 мес. после ГРП, т/сут

30,3

32,9

22,5

30,8

Дебит нефти за 3 мес. после ГРП, т/сут

23,7

9,0

10,1

10,6

Обводненность за 3 месяца после ГРП,%

21,7

72,5

55,0

65,6

Среднегодовой прирост дебита жидкости, т/сут

11,0

16,9

18,1

14,5

Среднегодовой прирост дебита нефти, т/сут

7,5

5,3

10,2

5,5

Дополнительная добыча жидкости, тыс. т

6,3

166,8

7,9

181,0

Дополнительная добыча нефти, тыс. т

4,2

28,1

4,5

36,8

Средняя дополнительная добыча жидкости, тыс. т/скв.

6,3

20,8

4,0

16,5

Средняя дополнительная добыча нефти, тыс. т/скв.

4,2

3,5

2,2

3,3

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.

Текст статьи
  1. Проект пробной эксплуатации Тевлинско-Русскинского месторождения, Уфа, БашНИПИнефть, утверждена протоколом ЦКР № 1145 от 05.12.85 г.
  2. Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации: Приказ №356: (принят 14 июня 2016 года) - об утверждении правил разработки месторождений углеводородного сырья. – Текст: электронный.
  3. Технологическая схема разработки Тевлинско-Русскинского месторождения, Уфа, БашНИПИнефть, утверждена протоколом ЦКР № 1272 от 30.11.87 г.
  4. Временный технологический регламент на освоение скважин месторождений ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь / «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» - Когалым, 1999 г.
  5. Гусев С.В., Бриллиант Л.С., Янин А.Н. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири// Материалы совещания «Разработка нефтяных нефтегазовых месторождений» (г. Альметьевск, 1995). М.: ВНИИОЭНГ, 1996. С.291-303.
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 04 декабря по 10 декабря
Осталось 2 дня до окончания
Публикация электронной версии статьи происходит сразу после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии журнала
14 декабря
Загрузка в eLibrary
14 декабря
Рассылка печатных экземпляров
22 декабря