Анализ методов интенсификации притока на Северо-Покамасовском месторождении

Северо-Покамасовское месторождение в эксплуатацию введено в 2012 году. По результатам сопоставления отдельных параметров ФЕС (эффективной и динамической пористости, абсолютной проницаемости, остаточной и предельной нефтенасыщенности), пластом-аналогом пласта ЮВ₁¹ Северо-Покамасовского месторождения является пласт ЮВ₁ Покамасовского месторождения. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,3 м. Коэффициент песчанистости по пласту 0.47, расчлененность 3.6. Средняя проницаемость по нефтенасыщенной части пласта составляет 15,1 *10^-3мкм².

В среднем по продуктивному пласту ЮВ₁¹ плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,768 т/м³, в поверхностных – 0,840 т/м³, вязкость нефти в пластовых условиях – 0,766 мПа*с. Давление насыщения – 7,58 МПа, газовый фактор 83 т/м³, объемный коэффициент – 1,25. На дату анализа, месторождение разбурено на 92% (пробурено 35 из 38 скважин) и находится на III стадии разработки - падающей добычи нефти. По состоянию на 01.01.2017 добыча нефти с начала разработки по месторождению составила 803 тыс.т. нефти, отбор от НИЗ – 49,5%, текущий КИН – 0,188 д.ед [1, 2].

За 2016 г. добыто 263,6 тыс. т нефти, жидкости – 531,4 тыс. т. Средняя обводненность – 50,4 %, среднесуточный дебит скважин по нефти – 33,6 т/сут, по жидкости – 67,8 т/сут.

Для обработок ПЗП на Покамасовском месторождении применялись следующие составы и технологии: «Гелий», ТГХВ, СКО, имплозия, ГКО; в рамках ОПР – «Химеко ТК-2», ГКО, СКО. Технология «Гелий». При проведении ОПЗ по данной технологии используется два состава:

• 7-9 % HCl с добавлением лимонной кислоты 1-3 %, неионогенного ПАВ до 10 %;
• 7-9 % HCl+HF до 1 % с добавлением лимонной кислоты 1-3 %, неионогенного ПАВ до 10 %. Иногда к рабочим растворам добавляется изопропиловый спирт – 5 %. Объём кислотного состава определяется из расчёта 0,7-1,2 м³ композиции на 1 м интервала перфорации. Выгодным отличием обработок «Гелий» от других является обязательное проведение освоения свабированием с целью извлечения продуктов реакции [3, 4].

Кислотная композиция «Химеко ТК-2» в рамках комплексного проекта «БелНИПИнефть» применялся для обработок ПЗП на Покамасовском месторождении с целью увеличения продуктивности как добывающих, так и приемистости нагнетательных скважин, вскрывших терригенные коллектора с небольшим содержанием глин.

По данным лабораторных исследований состав Химеко ТК-2 отличается низкой агрессивностью по отношению к оборудованию, малой скоростью реакции с породой и возможностью глубокого проникновения кислотного раствора в низкопроницаемый коллектор, совместим с пластовыми нефтью и водой. Рабочий раствор «Химеко ТК-2» приготавливается путем разбавления поставляемого концентрата композиции пресной водой в отношении 1:5.

Всего за период с 2001 по 2016 гг. на Покамасовском месторождении выполнено 67 обработок ПЗП. 36 ОПЗ проведено на скважинах действующего фонда, дополнительно добыто 9,7 тыс. т (269 т/ скважино-операцию), 31 ОПЗ – на скважинах неработающего фонда, доп. добыча составляет 15,8 тыс. т нефти (510 т/скважино-операцию). Суммарная дополнительная добыча по всем обработкам на 01.01.2017 г. составляет 25,5 тыс. т или 380 т в среднем на одну скважино-операцию, средний удельный прирост – 1,8 т/сут.

Количество обработок и показатели эффективности с учетом переходящего эффекта представлены на рисунке 1 (без учета пяти ОПЗ физическим методом имплозии). Наибольшее количество обработок выполнено в 2001 году – 20 ОПЗ, дополнительно добыто 5,6 тыс. т нефти, 95 % от числа всех обработок по технологии «Гелий» (19 из 20-ти обработок).

В 2002 г. – 11 ОПЗ, 73 % от общего числа составляют обработки по технологии «Гелий» (8 из 11-ти обработок), дополнительная добыча – 4,6 тыс.т. Средний удельный прирост по обработкам в 2001-2002 гг. составляет 2,5 т/сут. В целом отмечается снижение удельной эффективности по обработкам призабойной зоны на пласте ЮВ₁¹ Покамасовского месторождения, в 2016 г. средний удельный прирост дебита нефти составил 0,5 т/сут, на рисунке (рис.1).

Рис. 1. Количество ОПЗ, доп. добыча нефти и удельная эффективность

Несмотря на снижение удельной эффективности в целом, в 2015 г. получены высокие показатели эффективности по трем обработкам призабойной зоны: дополнительная добыча составила 1,7 тыс.т., средний удельный прирост – 2,5 т/сут.

В 2012 г. на Покамасовском месторождениии (пласт ЮВ₁¹) по программе РУП «ПО «Белоруснефть» «БелНИПИнефть» выполнено 7 ОПР на скважинах: № 117Р, № 1018, № 1019, № 1207, № 115Р, № 1202, № 1069, суммарная дополнительная добыча составила 3,6 тыс. т, успешность – 86 %.

ОПЗ с применением состава «Химеко ТК-2» выполнены на 4 скважинах: № 1207, № 115Р, № 1202, № 1069, из них планируемые приросты достигнуты по 3 скважинам: №115Р, № 1069, № 1207, прирост дебита нефти по скважине № 1202 составил 0,7 т/сут при планируемом 1,8 т/сут в связи с недостижением обводненности. Суммарный объем дополнительной добычи по 4 скважинам составил 1902 т, средний удельный прирост – 1,7 т/сут.

На скважине № 1018 проведена СКО по технологии «БелНИПИнефть» в рамках ОПР, удельный прирост составил 2,0 т/сут.

Следует отметить неоднозначный подход к планированию объема кислотного состава «Химеко ТК-2» – удельный объем варьируется от 1,8 до 5,0 м³ на 1 м перфорированной мощности:

Скважина № 745. При мощности пласта – 8,4 м. закачано 15 м³ (1.8 м³/м).

Скважина № 275. При мощности пласта – 7,7 м. закачано 23 м³ (3.0 м³/м).

Распределение количества и эффективности ОПЗ по технологиям показано на рисунке (рис.2). В данном анализе не участвуют обработки ударным методом имплозии и обработки, выполненные в рамках ОПР по технологии «БелНИПИ». Наилучшие результаты обработок ПЗП получены по технологии «Гелий»: средний начальный прирост дебита нефти – 2,3 т/сут, удельный – 2,5 т/сут.

Показатели эффективности по 17-ти обработкам СКО и 5-ти ОПЗ ГКО следующие: средние начальные приросты дебита нефти – 2,0 и 1,5 т/сут, удельные – 1,5 и 2.1 т/сут. По 2 обработкам ГКО с предварительной СКО в 2012 г. получены следующие показатели эффективности: средний начальный прирост – 2,0 т/сут, удельный прирост дебита нефти – 1,5 т/сут.

В 2003 г. выполнено две обработки с применением состава МКС, получены высокие показатели эффективности: средний начальный прирост – 2,7 т/сут, удельный прирост дебита нефти – 2,3 т/сут. Для объективной оценки данного состава требуется увеличить количество данных обработок на пласте ЮВ₁¹.

Рис. 2. Эффективность ОПЗ, выполненных, по технологиям

Для повышения эффективности ОПЗ также рекомендуется: для предотвращения закачки в породу пласта соединений железа и ржавчины, а так же для увеличения времени нейтрализации кислотного состава, перед проведением обработок рекомендуется выполнение мероприятий по очистке НКТ, а именно протравливание внутренней поверхности кислотой; в скважинах, находящихся в осложненном фонде, в которых наблюдается выпадение АСПО, при кислотной обработке рекомендуется предварительно обработать углеводородным растворителем ПЗП для очистки от отложений; при проведении первичных кислотных обработок рекомендуется использовать объем состава 0,5 м³ на 1 метр перфорированной мощности, при вторичных обработках – 0,5-1,5 м^3._. После всех обработок проводить извлечение из пласта продуктов реакции кислоты с породой посредством освоения – свабирование.

Выводы

За период разработки объем основных видов ГТМ, выполненных на фонде скважин месторождения, составляет 15 скважино-операций. Суммарная добыча нефти от ГТМ составила 23,3 тыс.т. Для объекта ЮВ рекомендуется проведение ГРП по технологиям, направленным на увеличение проницаемости трещины.

Анализ технологической эффективности по обработкам ПЗП показал, что наиболее эффективными технологиями/составами для обработки призабойной зоны пласта ЮВ₁ являются технология «Гелий» и ГКО, а также СКО. Для объективной оценки состава МКС требуется увеличить количество обработок призабойной зоны на пласте ЮВ₁. Успешность обработок ПЗП в рамках ОПР составила 86 % в 2012 г. и 100 % в 2013 г.

1. Технологический регламент по проектированию и контролю траекторий скважин на Северо-Покамасовском месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». – Когалым, 2015.
2. Технологический регламент на строительство скважин с горизонтальным окончанием ствола на Северо-Покамасовском месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». – Когалым, 2015.
3. Технологический регламент на реконструкцию скважин путем проводки нового ствола (в том числе с горизонтальным окончанием) в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». – Когалым, 2015.
4. Технологический регламент по планированию и строительству многозабойных скважин Северо-Покамасовском месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». – Когалым, 2015.
5. Инструкция по приготовлению и применению сверхлегких тампонажных растворов на основе микросфер / ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». – Когалым, 2008.
6. Временный технологический регламент на крепление скважин месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». – Когалым, 1999.