WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Тепловское ЮС 1 0,27 731 0,0369 0,Мамонтовское БС 2 43,08 532726 0,0081 21,Мамонтовское АС 7 21,29 47082 0,0452 3,Майский регион 38 260,96 260539 0,1002 6,Киняминское ЮС 11 146,62 25126 0,5835 13,1/Мало-Балыкское БС 14 48,31 123280 0,0392 3,Мало-Балыкское АС 4 21,02 24908 0,0844 5,Петелинское БС 1 -10,97 35213 -0,0312 -10,Петелинское АС 1 -0,3 1771 -0,0169 -0,Угутское ЮС 4 37,46 20418 0,1835 9,1/Угутское ЮС 1 5,9 7629 0,0773 5,1/Угутское ЮС 1 7,62 22194 0,0343 7,1/Средне-Балыкское АС 1 5,(юж.часть) Приразломное БС 5 31,88 229883 0,0139 6,Лемпинская площадь АС 5 17,07 18058 0,0945 3,Лемпинская площадь БС 1 0,53 27999 0,0019 0,Лемпинская площадь АС 17 97,33 14212 0,6848 5,Усть-Балыкское, Б10 БС 1 1,55 89828 0,0017 1,Омбинское ЮС 1 2,17 9307 0,0233 2,Солкинское ЮС 1 0,05 2280 0,0022 0,Приобское АС 14 75,75 73517 0,103 5,Приобское АС 5 196,11 278260 0,0705 39,Приобское АС 4 7,15 301475 0,0024 1,Итого: 101 749, Из данных таблицы 2 видно, что практически все мероприятия по ГРП привели к приросту запасов нефти, вовлекаемых в разработку, за исключением Петелинского месторождения, однако, стоит отметить, что на нем было произведено всего две операции (по одной на каждом пласте).

Распределение количества проведённых мероприятий по ГРП на месторождениях Юганского региона в зависимости от групп пластов представлено на рисунке 2.

10 А Б Ю Группа пластов Рисунок 2 - Распределение количества проведённых мероприятий по ГРП на месторождениях нефти Юганского региона в зависимости от групп пластов На основе исследования влияния геологических характеристик пластов, режимов работы скважин до мероприятия на эффективность ГРП, проведена классификация эффективности мероприятий по группам пластов. Наиболее успешно операции по ГРП были осуществлены на пластах группы Ю (имеющих наименьшую проницаемость), где доля удачно проведенных операций составляет 89,0 %. На пластах группы Б успешность составила 84,5 %, наименее же результативными оказались операции по ГРП на пластах группы А - 74,5 %.

В целом по рассмотренным скважинам успешность составила 83,5 %. Полученное распределение объясняется тем, что значительное увеличение продуктивности при проведении ГРП происходит именно в низкопроницаемых коллекторах.

Наибольшая кратность увеличения дебитов нефти отмечается для коллекторов с проницаемостью 50 - 100 мД, далее следуют коллекторы с проницаемостью менее 20 и 20-50 мД. У коллекторов с проницаемостью меньше 100 мД среднее увеличение дебита по нефти составило 12,3 раза, для коллекторов с проницаемостью свыше 100 мД дебит нефти вырос в среднем в 6,2 раза.

Установлены зависимости дебита скважин по жидкости и нефти после проведения ГРП относительно соответствующих дебитов до ГРП. Наибольшее увеличение дебита отмечено у скважин, изначально работающих с невысокими дебитами.

% скважин Таким образом, несмотря на различия в геологическом строении месторождений, ГРП, как правило, проводился в скважинах малодебитных и с низкой обводнённостью. Обработанные скважины дренировали участки пласта с низкими фильтрационно-ёмкостными характеристиками. После ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 11 раз, что позволяло эффективно эксплуатировать малодебитный и часто простаивающий фонд.

Анализ влияния технологии проведения ГРП на его эффективность показал, что в условиях низкопроницаемых коллекторов предпочтительнее технология производства длинных и узких трещин – распределение скважин по величине скин-фактора после ГРП в этом случае более благоприятное.

Показано, что гидравлический разрыв пласта является наиболее эффективным методом разработки Приобского месторождения, за счет которого обеспечивается до 50 % всей добычи нефти региона. Отмечено, что на Приобском месторождении основная масса операций по ГРП проводится на высокодебитном фонде скважин пласта АС. Для более равномерной выработки запасов необходимо увеличить количество мероприятий по ГРП и на пластах АС и АС.

10 Совершенствование технологий гидроразрыва пласта, а также применение различных методов борьбы с выносом проппанта, обеспечивают не только более высокие приросты дебитов жидкости, но и значительно продлевают эффект от ГРП.

Таким образом, ГРП является мощным инструментом воздействия на пласт и влияет не только на текущие показатели отборов, но и на конечную нефтеотдачу пластов, воздействуя как на ПЗП, так и непосредственно на пласт, приводя к увеличению коэффициента охвата пласта сеткой скважин заводнения. По нашему мнению, основными механизмами увеличения КИН при ГРП являются:

- подключение трещиной гидродинамически изолированных нефтенасыщенных пропластков и линз. Можно ожидать значимого вклада этого механизма на сильно неоднородных и расчлененных пластах при больших длинах трещин. В однородных пластах, а также пластах с небольшими длинами трещин, увеличения КИН за счет данного механизма при проведении ГРП не наблюдается;

- в низкопроницаемых коллекторах увеличение КИН происходит, в основном, за счет двух составляющих. Во-первых - это подключение низкопродуктивных площадей, разработка которых без применения ГРП и других мероприятий по интенсификации нефтедобычи является нерентабельной. Примером может служить разработка Ачимовской пачки Мало-Балыкского месторождения, которая ведется практически только за счет ГРП. В отдельных случаях вклад ГРП в достижение конечного значения КИН достигает 80 %. Вторая составляющая, приводящая к увеличению КИН при разработке низкопродуктивных коллекторов, это проведение ГРП в пластах, скважины которых не могут обеспечить выработку запасов за проектный срок. В этом случае увеличение темпов отбора и, как следствие, увеличение накопленной добычи нефти за проектный срок при применении ГРП, напрямую отражается и на конечном значении КИН. Следует отметить, что широкомасштабное внедрение операций по ГРП позволило почти в 8 раз (с 41,1 % до 5,8 %) сократить количество низкодебитных скважин.

ГРП оказывает положительное влияние как на КИН, так и на темпы отбора нефти, в первую очередь, на низкопроницаемых, а также сильно расчленённых и неоднородных по проницаемости коллекторах чисто нефтяных залежей.

В современных условиях рентабельная эксплуатация таких месторождений как Приобское (пласты АС, АС, АС ), Приразломное (БС ), Мало-Ба10 11 12 4-лыкское (Ач), Обминское (ЮС ), являющихся на сегодняшний день основными объектами разработки Юганского региона, без широкомасштабного применения ГРП не представляется возможной. Более того, ГРП должен стать основным инструментом при введении в разработку гигантских запасов нефти, сосредоточенных в отложениях ачимовской толщи и нижней юры «старых» месторождений Западной Сибири.

В третьей главе представлены результаты исследования влияния форсированного отбора жидкости на текущую и конечную нефтеотдачу месторождений Юганского региона. Следует отметить, что проблема влияния темпа разработки нефтяных месторождений на степень извлечения нефти – одна из наиболее дискуссионных на протяжении всей истории применения заводнения в нефтедобыче.

Были исследованы скважины, оптимизация забойных давлений которых была произведена в период с 01.01.2001 по 30.04.2003 гг. Расчёты проводились по каждой скважине в отдельности, согласно вышеупомянутой методики расчёта дополнительно добытой нефти. Базовые показатели вычислялись на основе подбираемой математической модели, учитывающей взаимосвязь между величинами накопленных отборов нефти и жидкости (характеристики вытеснения).

Наибольшее количество мероприятий по интенсификации скважин было произведено на Мамонтовском (пласт БС ), Мало-Балыкском (БС ), Прираз10 ломном (БС ), Усть-Балыкском (БС ) и Южно-Сургутском (БС ) месторожде4 10 ниях. По всем этим объектам наблюдался значительный прирост извлекаемых запасов, причем наибольший эффект, как суммарный, так и средний на одну скважину, был получен на Приразломном месторождении (пласт БС ). Всего за период 2001 - 2003 гг. было проведено 1230 операций по интенсификации добычи нефти посредством ФОЖ. В результате этого прирост извлекаемых запасов из скважин ОАО «ЮНГ» составил 4,557 млн. т.

Установлены закономерности процесса интенсификации добычи нефти путём ФОЖ. Анализ работы интенсифицированных скважин позволяет сделать вывод о наличии следующей зависимости - чем ниже начальная обводнённость продукции скважин, тем выше прирост продукции. Установлено, что оптимизация забойного давления способствует отставанию обводнённости от выработки запасов, о чём свидетельствуют результаты интенсификации, проведённые, в частности, на скважинах Приобского и Мало-Балыкского месторождений.

Показано, что продолжительность эффекта от проведения интенсификации скважин ряда месторождений, например, Приразломного (пласт БС ), Мало-Балыкского (пласт БС ), невелика (порядка 4 месяцев). Это объясняется сложными геологическими характеристиками объектов, в частности, низкой проницаемостью и высокой расчленённостью коллекторов. Разработка этих месторождений рентабельна лишь при условии применения ГРП, причём необходимо учитывать, что разработка объекта с применением ГРП обычно уменьшает продолжительность технологического эффекта от интенсификации путём ФОЖ. Тем не менее, даже за короткий срок интенсификации добычи нефти путём ФОЖ, за счет системного применения удается достигнуть значительного прироста извлекаемых запасов.

Длительность эффекта интенсификации для объектов с различной степенью выработки проявляется по-разному. В некоторых случаях высокая эффективность форсирования в первые месяцы после ГТМ, в последующий период может сопровождаться более низкими отборами нефти по сравнению с отборами до проведения мероприятия. За кратковременным снижением обводнённости, вызванным интенсификацией, может последовать её резкий скачок, что свидетельствует о том, что ФОЖ в условиях водонефтяных залежей или неоднородных по проницаемости коллекторов более рискован с точки зрения обводнения продукции скважин. В этом случае необходимо сочетать интенсификацию с обработкой нагнетательных скважин потокоотклоняющими составами.

Важным с точки зрения нефтеотдачи является и вопрос о степени интенсификации отборов жидкости, определяемой кратностью отборов до и после ГТМ. Степень интенсификации в условиях низкопроницаемых коллекторов напрямую связана с вовлечением в фильтрацию застойных зон и повышением конечного КИН. Принято считать, что более целесообразно поэтапное увеличение отборов жидкости. В этой связи была проанализирована кратность увеличения дебитов с точки зрения влияния на КИН для скважин Мамонтовского (пласты групп АС и БС) и Угутского (пласт группы ЮС) месторождений.

В результате было установлено, что для всех групп пластов с точки зрения успешности (под успешными понимаются мероприятия, приведшие к приросту вовлекаемых запасов) наиболее предпочтительны мероприятия по интенсификации, сопровождающиеся увеличением дебита жидкости в 1,8 - 4 раза, наиболее эффективно применение ФОЖ на участках, разрабатываемых с низкими градиентами давления в период предшествующий форсированию. На участках, разрабатываемых с самого начала с предельными темпами отбора, ФОЖ менее эффективен.

Таким образом, метод интенсификации добычи нефти путём ФОЖ оказывает положительное влияние на темпы отбора нефти, в первую очередь, для месторождений, находящихся на 3 - 4 стадиях разработки, с обводнённостью продукции выше 70 %, с высокой послойной и зональной неоднородностью пластов по проницаемости.

В четвёртой главе представлены результаты комплексного воздействия на пласт с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения. Суть комплексного метода заключается в обработке нагнетательных скважин потокоотклоняющими составами с последующей интенсификацией реагирующих добывающих скважин путём ФОЖ.

Направленный форсированный отбор в условиях неоднородного продуктивного пласта, как правило, приводит к увеличению темпа обводнения добываемой жидкости, особенно для залежей с активной подошвенной водой, а также краевых зон водонефтяного контакта. Совместное применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи и ФОЖ позволяет снизить отрицательное влияние неоднородности коллектора и улучшить показатели разработки месторождений.

Реализация метода включала в себя следующие этапы:

- разбивка залежей на элементы разработки, диагностика и регулирование заводнения по элементам;

- определение потенциала добычи нефти по скважинам, ранжирование скважин и элементов разработки по максимальному приросту дебита нефти;

- распространение ГТМ и МУН на всю площадь залежи.

Анализ результатов применения интенсификации отбора жидкости в сочетании с закачкой потокоотклоняющих полимерно-гелевых составов на основе сшитого полиакриламида с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения представлен на примере Ефремовского и Южно-Сургутского месторождений.

Особенностью Ефремовского месторождения является то, что 77 % залежи пласта БС и вся залежь пласта БС относятся к водонефтяным зонам 10 (ВНЗ). В связи с этим большинство добывающих скважин месторождения были введены в эксплуатацию обводнёнными. В первую очередь это относится к скважинам пласта БС, в которых перфорацией были вскрыты пласты с подошвенной водой. При вскрытии перфорацией пластов с подошвенной водой обводнение продукции практически сразу при вводе скважины в эксплуатацию обычно связано с подтягиванием конуса подошвенной воды или с заколонной циркуляцией.

Однако, содержание воды в продукции скважин пласта БС оказалось существенно больше, чем следовало ожидать при данном отношении толщины продуктивного коллектора к общей толщине пласта с подошвенной водой. Это свидетельствует о том, что продуктивная часть коллектора пласта БС, кроме связанной воды, содержит и подвижную воду. Факт наличия подвижной воды указывает на недонасыщенность части продуктивных коллекторов пласта БС нефтью. Это указывает на возможность перераспределения нефти из пропластков с повышенной нефтенасыщенностью в прослои и линзы с недонасыщенной нефтью коллекторами с помощью различных вариантов гидродинамического воздействия – циклического заводнения, периодической эксплуатации добывающих скважин, смены режима отбора жидкости и т.д.

Кроме того, опережающий прорыв воды ведет к блокированию части запасов нефти и исключению их из дальнейшей разработки. В этих условиях применение агентов по выравниванию фронта вытеснения становится необходимым условием для успешного проведения операций интенсификации скважин и достижения приемлемого значения конечной нефтеотдачи пластов.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»