Анализ показателей работы фонда скважин.
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Целью изучения состояния выработки запасов нефти по пластам и залежам были проанализированы данные проводимых на месторождении промыслово-геофизических исследований. По характеристикам вытеснения проведена оценка введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, приведено сравнение с пластами аналогами.
Основной объект месторождения - БС16-22 - содержит 74,9% начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий, пласт АС4 - 15%, 8,2% приходится на пласт АС5-6. Пласты АС7-8, ЮС0, ЮС2, БС9/2 содержат соответственно 0,6%, 0,7%, 0,3% и 0,3% начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий. Состояние выработки запасов нефти по разрабатываемым пластам, а также накопленных отборов нефти по состоянию на 01.01.2006 г. приведены в таблице 2.2. Разработка ведется на 4-х объектах из семи и наибольшее количество нефти добыто из пласта БС16-22 - 35796 тыс. т (64% всей добычи месторождения). Из пластов АС4 и АС5-6 добыто 12285 и 7541 тыс. т, что составляет 21,8% и 13,4% от общей добычи. Из пласта АС7-8 отобрано 614 тыс. т или 0,8% от общей добычи.
Проведенные исследования профиля приемистости и притока в добывающих и нагнетательных скважинах позволили рассчитать коэффициенты работающей толщины (КРТ) пласта (таблица 2.3).
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Таблица 2.3 - Средние значения КРТ (приток-приемистость, ИННК)
| Пласт
| Характер работы скважины
| КРТ
|
| Ач1
| нагнетательные
| 0,737
|
|
| добывающие
| 1,000
|
| Ач2
| нагнетательные
| 0,709
|
|
| добывающие
| 0,643
|
| Ач3
| нагнетательные
| 0,183
|
|
| добывающие
| 0,386
|
В целом показатели БС16-17 и БС17-20 достаточно высоки, однако пачка БС21-22 крайне слабо охвачена выработкой по вертикали.
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
2.3. Анализ выполнения проектных решений.
Для интенсификации добычи нефти на месторождении применяются: гидравлический разрыв пласта, интенсификация добычи нефти на добывающих скважинах спуском глубинных насосов на большие глубины (ИДН), глинокислотные или солянокислотные обработки (ГКО, СКО), комплексные обработки призабойной зоны (КОПЗП) нагнетательных скважин и большеобъемные закачки гелевых растворов. Краткие результаты применения вышеуказанных технологий по отношению к пластам БС16-22 приводятся ниже. Основные геолого-физические характеристики ачимовской толщи, используемые при выборе того или иного способа воздействия на пласт, представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 - Геолого-физическая характеристика пластов Ач1-3
| Параметры
| Ач1-3
|
| Средняя глубина залегания, м
|
|
| Тип залежи
| структурно-литологический
|
| Тип коллектора
| терригенный, поровый
|
| Площадь нефтегазоносности, тыс. м2, (В + С1)/С2
|
|
| Средняя общая толщина, м
| 156,9
|
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м
| 26,9
|
| Средняя насыщенность ЧНЗ, доли ед.
| 0,58
|
| Средняя насыщенность ВНЗ, доли ед.
| 0,59
|
| Пористость, доли ед.
| 0,18
|
| Проницаемость (по ГИС/по модели), мкм2
| 0,007/0,006
|
| Коэффициент песчанистости, доли ед.
| 0,2
|
| Коэффициент расчленённости, доли ед.
| 16,95
|
| Начальное пластовая температура, °С
| 86,4
|
| Начальное пластовое давление, МПа
| 27,8
|
| Абсолютная отметка ВНК, м
|
|
| Плотность нефти, т/м3
| 0,769
|
| Плотность воды, т/м3
| 0,985
|
| Давление насыщения нефти газом, МПа
| 9,75
|
| Вязкость нефти, мПа.c
| 1,13
|
| Вязкость воды, мПа.c
| 0,32
|
| Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т
|
|
| Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т
|
|
| Пьезопроводность пласта, 104м2/с
|
|
| Минерализация пластовой воды, г/л
|
|
| Наличие ППД
| с ППД
|
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Как показано выше, объект разработки имеет сложное геологическое строение и относительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Характерной особенностью является высокая заглинизированность, частое переслаивание песчаных и глинистых пропластков. Пласты ачимовской пачки низкопроницаемы и очень неоднородны. Это обуславливает существенную неоднородность призабойной зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин, что является определяющим фактором при выборе методов и технологий воздействия на ПЗП. Ачимовский объект представлен на месторождении тремя песчано-алевритовыми пачками: Ач
1 (пласт БС
16), Ач
2 (пласты БС
17-20) и Ач
3 (пласты БС
21-22). Распределение геологических запасов по пачкам следующее: БС
16 - 8,2%, БС
17-20 - 73,5%, БС
21-22 - 18,3%.
Гидравлический разрыв пласта. На 01.01.2006 г. на месторождении проведено 714 скважино-операций гидроразрыва, из них 16 на объекте АС4-6. Проведены повторные ГРП на 72 скважинах и трехкратный на одной.
Низкий коэффициент вскрытия и работающих толщин ведут к недостаточной выработке запасов пачки Ач3, которая, ввиду низкой проницаемости, возможна только с применением технологии ГРП.
На объекте БС16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. Общая мощность Ачимовского объекта достигает 200 метров, поэтому на 16 скважинах ГРП по различным группам пластов проводились раздельно. Общий фонд скважин с ГРП составляет 610 единиц. ГРП применяется для устранения скин-эффекта и интенсификации притока жидкости к скважинам. Проведение ГРП позволило получить средний прирост дебита нефти 35 т/сут. при незначительном росте обводненности.
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Массовое применение ГРП привело к изменению технологии разработки ачимовского объекта. Анализ выработки запасов нефти по объекту БС
16-22 показал, что прогнозируемый коэффициент нефтеизвлечения (23%) по отношению к активным запасам может достигнуть 26 - 28%, при этом накопленная добыча нефти на одну скважину составит 110 - 130 тыс. т.
Основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП. Поэтому, кроме повторных ГРП, планируется проведение ГРП на новых скважинах.
Идентификация добывающих скважин. В последние пять лет на месторождении проводились целенаправленные работы по интенсификации добычи нефти путем замены насосного оборудования на более высокодебитное. Необходимость данных работ, отчасти, обусловлено большими, чем предполагалось, продуктивностями скважин и эффективностью ГРП. Основная масса операций по интенсификации добычи нефти (ИДН) проводилась на месторождении в 2001 - 2003 годах. Анализ ИДН проводился как отдельно по скважинам, так и по группам, объединяющим скважины по объектам и положению относительно ВНК [9].
Интенсификация добычи на Ачимовском объекте проводилась, главным образом, на скважинах с ГРП, осуществленных в 90-х годах. В анализе участвовали скважины с временным разграничением между ГРП и ИДН, достаточным для разделения эффектов от этих операций. Сопоставление базовых и фактических технологических показателей скважин с ИДН показывает, что в 89% случаев проведения интенсификации получена дополнительная добыча нефти. Средняя продолжительность эффекта составляет 26 месяцев, дополнительная добыча составила в среднем 4,7 тыс. т на скважину.
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Потокоотклоняющие технологии. По пластам ачимовской пачки в 2005 г. впервые были осуществлены закачки гелеобразующих составов после обводнения фонда скважин, на которых проводились ГРП. Всего было обработано 9 скважин ачимовской пачки (1313, 3744, 1006b, 1153, 1205, 1166, 1199, 1020, 1001) по технологии РВ-3П-1. Закачано 2970 м
3 10% раствора реагента, в среднем по 330 м
3 на скважину. Расчеты по участкам показали положительный результат - дополнительно добыто 6,1 тыс. т нефти, поскважинный анализ показал, что технологический эффект составляет около 15,5 тыс. т дополнительно добытой нефти. Применение потокоотклоняющих технологий на скважинах ачимовской пачки можно расширить по мере обводнения добывающего фонда и завершения технологических эффектов от ГРП.
Таким образом, по месторождению в целом дополнительная добыча от применения потокоотклоняющих технологий в 2005 по пласту БС18 - 15,5 тыс. т и удельный технологический эффект составил по пласту 1,7 тыс. т нефти на одну скважино-обработку.
Полученные результаты применения показывают, что пласты ачимовской пачки восприимчивы к воздействию, однако достаточного опыта применения МУН на месторождении нет.
Методы интенсификации добычи. ОПЗ скважин применяются на месторождении с 1991 г. Проведено 72 ОПЗ, в том числе 27 ГКО, 26 СКО, 8 ОПЗ УНГ, 6 кислотных ОПЗ (HCl и сульфаминовая кислота), 4 СКО + ГКО, 1 ТХГВ + СКО.
Сравнение эффективности применения различных технологий
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
показало, что наиболее успешным оказалось проведение СКО и ГКО - в 75% обработок получен положительный результат, далее ОПЗ УНГ - 62%, ОПЗ сульфаминовой и соляной кислотами - 50%. Наибольший удельный технологический эффект получен при проведении ГКО и кислотного воздействия соляной и сульфаминовой кислотами - 1,1 тыс. т на скважину, эффективность СКО (без учета скважины 3507, на которой СКО была проведена после ГРП) - 0,7 тыс. т на скважину, при совместном проведении СКО и ГКО средний технологический эффект составил 0,5 тыс. т на скважину. Необходимо отметить, что вне зависимости от применяемой технологии практически в 50% обработок происходит снижение обводненности.
Эффективным оказалось проведение комплексного воздействия (ТХГВ + СКО) - несмотря на снижение дебита жидкости с 64 до 40 т/сут., дебит нефти увеличился более чем в 1,5 раза за счет снижения обводненности более чем на 40%.
В целом, проведение ОПЗ добывающих скважин на пластах ачимовской пачки показало достаточно высокую эффективность - дополнительно добыто 48 тыс. т нефти, средний удельный технологический эффект составил 0,7 тыс. т нефти на скважину при средней продолжительности эффекта 6 месяцев.
Таким образом, с начала разработки добыто 35796 тыс. т нефти, извлечено 44979 тыс. т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 28,9% при обводненности 38,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 7,2%. Средний дебит жидкости, приходящийся на одну скважину, равен 49,5 т/сут., средний дебит по нефти составляет 30,5 т/сут. Накопленный водонефтяной фактор - 0,3. Текущая компенсация отбора
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
закачкой равна 135,6% при накопленном значении 125,4%. Средняя приемистость скважин составляет 181,9 м
3/сут. Усть-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи (БС
16-22). Основным является эксплуатационный объект БС
16-22, добыча которого составляет 64% всей добытой нефти месторождения. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями, с преобладанием мелкозернистых песчаников. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм
2) и высокая пластовая температура (86
оС), значение пористости в среднем составляет 18%. Все это является основным ограничивающим фактором для применения большинства известных технологий МУН.
Поэтому основным наиболее эффективным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП. Поэтому, кроме повторных ГРП, планируется проведение ГРП на новых скважинах.
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Заключение.
Изучение геологического строения Усть-Балыкского месторождения свидетельствует, что основные продуктивные пласты имеют аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0.004 мкм2) и высокую пластовую температуру (86 оС), пористость в среднем составляет 18%. По классификации А.А. Ханина коллекторы пластов БС16-22 относятся - к V классу. Поэтому основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП.
На объекте БС16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. ГРП применяется для устранения скин-эффекта и интенсификации притока жидкости к скважинам. Проведение ГРП позволило получить средний прирост дебита скважины по нефти 35 т/сут. при незначительном росте обводненности на 3% в год.
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Список использованных источников.
1 Подсчет запасов нефти и растворенного газа Усть-Балыкского месторождения Нефтеюганского района Тюменской области по состоянию на 01.01.2008 г. Тюмень.
2 Малярова Т.Н. Отчет по созданию геологических моделей Усть-Балыкского, Малобалыкского и южной части Среднебалыкского месторождений /Т.Н. Малярова, В.Е. Копылов. - Москва, 2009.
Дьяконова Т.Ф. Разработка алгоритмов оценки подсчетных параметров коллекторов продуктивных отложений Усть-Балыкского месторождения /Дьяконова Т.Ф. - ОАО «ЦГЭ», Москва, 2007.
Технологическая схема разработки Усть-Балыкского месторождения. Отчет о НИР (Д.11.89.89.81.19.00) / ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», Тюмень, 2010.
Справочник по геологии нефти и газа. - М.: Недра, 2008. - 214 с.
6 ГОСТ 9965-76. Общие правила и нормы. Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий.
7 Чоловский И.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога /И.П. Чоловский. - Справочник под ред. - М.: Недра, 2006. - 14 с.
8 Анализ разработки Усть-Балыкского месторождения, СибНИИНП, Тюмень, 2010 г.