Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 294
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Раздел 3. Проектная часть
3.1 Анализ причин обводненности скважинной продукции
Анализ причин обводненности добывающего фонда скважин Вахского месторождения проводился на основе анализа диагностического графика зависимости водонефтяного фактора и его производной от времени.
Методика разработана путем систематического изучения числовых моделей, описывающих состояние скважины во время добычи. Выделяется три основных процесса, вносящих наибольший вклад в характеристику работы фонда:
1) конусообразование, вызванное движением ВНК (в случае наличия подошвенных вод), либо прорывом воды по высокопроницаемому пропластку с последующим снижением нефтенасыщенности по другим горизонтам в призабойной зоне;
2) обводнение скважины по высокопроницаемым пропласткам, наиболее актуально в случае одновременной эксплуатации нескольких пластов или пластов с высокой неоднородностью по проницаемости;
3) проблемы в прискважинной зоне связанные с негерметичностью обсадной колонны или пакера, а также низкое качество цемента, приводящее к перетокам из водоносных горизонтов.;
4) в качестве дополнительного критерия выделяют некачественное проведение ремонтных работ по интенсификации добычи нефти.
3.2 Анализ эффективности методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи пластов
Для повышения эффективности выработки запасов нефти Вахского месторождения применяются различные методы интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. Основными мероприятиями по интенсификации притока добывающих скважин являются: гидравлический разрыв пласта (ГРП), перфорационные методы (дострел, перестрел, приобщение), методы депрессий (метод глубоких депрессий (МГД), вибрационное воздействие, изоляционные методы, а также обработки химреагентами (соляно- и глинокислотные обработки, воздействие ПАВ и др.). С 2006 г. одним из перспективных направлений стало бурение вторых стволов из скважин, эксплуатация которых была прекращена из за высокой обводненности или аварии. Также проводились работы по выравниванию фронта вытеснения с применением потокоотклоняющих составов.
В общей сложности на скважинах Вахского месторождения за период разработки 2000-2018 гг. проведено 1629 скважино-операций различных видов ГТМ и МУН в 654 скважинах.
На рисунке 3.1 представлено распределение всех видов ГТМ и МУН проведенных за рассматриваемый период разработки на Вахском месторождении. Как можно заметить, основным методом является ГРП, дол которого составляет 32,3% от всех скважино-операций.
Рисунок 3.1 – ГТМ и МУН проведенные на Вахском месторождении за период 2000-2018 гг.
В целом по Вахскому месторождению по всем методам увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока дополнительная добыча составила 7143,4 тыс.т. На рисунке 3.2 представлено распределение дополнительной добычи нефти по мероприятиям по состоянию на 01.01.2014 год. Можно отметить, что практически 90% (6215,4 тыс.т) от всей дополнительно добытой нефти полученной за счет проведения геолого-технических мероприятий приходится на ГРП и ЗБС .
Рисунок 3.2 – Дополнительная добыча нефти по мероприятиям на Вахском месторождении за период 2000-2018 гг.
На рисунке 3.3 показана удельная дополнительная добыча нефти по видам ГТМ на одну успешную скважино-операцию. Наибольшие показатели получены также на ГРП и ЗБС.
Рисунок 3.3 – Дополнительная добыча нефти по мероприятиям на Вахском месторождении на одну скважино-операцию
Как показывает анализ, основным видом интенсификации притока является проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП), что связано с его эффективностью и отработанностью операций бригадами капитального ремонта скважин.
На месторождении свыше 90% разведанных запасов находятся в пластах группы АБ. Промышленная нефтеносность представлена 11 пластами. В связи с тем, что основная добыча на данный момент приходится на пласты АБ10-АБ12, актуальной является задача по увеличению вырабатываемых запасов методами интенсификации добычи нефти (ГРП).
Гидроразрыв пласта позволил ввести в разработку трудноизвлекаемые запасы сложного по геологическому строению месторождения. Главной геологической особенностью пластов группы АБ является – высокая расчлененность, коэффициенты которой варьируются в среднем от 2 до 18, низкая проницаемость, невыдержанные многопластовые коллекторы. Продуктивные пласты представлены коллекторами линзовидных песчаных тел.
Пласт АБ12
Песчанистость пласта 0,22(доли ед), расчлененность 18, средняя проницаемость 2мД, общая толщина пласта 198м, эффективная толщина пласта 20,9м.
Пласт АБ11
Средня проницаемость по пласту составляет 12,8мД, расчлененность 9,5, песчанистость 0.47 (доли ед), общая толщина 64м, эффективная толщина пласта 13,8.
Пласт АБ10
Расчлененностьравна 7, песчанистость 0,507(доли ед.) средняя проницаемость по пласту 4,2мД, общая толщина 57,5м, эффективная толщина 8,3. Большая расчлененность и малая доля эффективной толщины характеризует высокую степень прерывистости продуктивных пластов.
Такая характеристика не позволяет надеяться на высокие коэффициенты извлечения нефти. На месторождении широко распространен гидравлический разрыв пласта, как метод разработки сложных расчлененных и неоднородных пластов, характеризующихся высокой степенью прерывистости, чтобы обеспечить хорошую гидродинамическую связь между пластом и скважиной. В связи с плохими коллекторскими свойствами, на каждой новой скважине запущенной в эксплуатацию проводится операция ГРП. Повторный ГРП на действующем фонде также высокоэффективен, но прирост дебита при этом меньше, чем у ГРП на «новых» скважинах. На основании имеющихся данных подробно будет рассмотрен пласты АБ12, с самыми низкими показателями филтрационно-емкостных свойств. Число и эффективность проведенных ГРП на данном объекте существенно отстает.
3.3 Выбор скважины кандидата для проведения ГРП
Критерии подбора скважин для ГРП основаны на промысловом опыте и не нуждаются в каких-то геологических обоснованиях. Критерии меняются в связи с совершенствованием технологии ГРП и выходом на новые объекты. При проведении анализа эффективности проведения ГРП было обработано много скважин, не удовлетворяющих критериям, с получением положительных результатов. С другой стороны, часто скважины, удовлетворяющие всем без исключения критериям, оказывались неэффективными.
То есть критерии – это статистические правила проверки гипотез, следование которым обеспечит достаточно низкий процент ошибок первого и второго рода. Нулевая гипотеза – скважина, которая будет выбрана под ГРП, окажется эффективной. Ошибка первого рода – скважина не удовлетворяет критериям, однако проведение ГРП на ней будет эффективным. Ошибка второго рода – скважина удовлетворяет критериям, однако проведение ГРП на ней будет неэффективным. Критерии выработаны на основе длительной промысловой практики так, чтобы минимизировать сумму ошибок первого и второго рода.
Обычно критерии подбора скважин представляют собой таблицу с перечнем параметров и их граничными значениями. По мере проведения опытно-промышленных работ
, экспериментальных процессов и накопления опыта таблицы постепенно совершенствуются.
Есть предложения по применению деревьев вместо таблиц решений. В работе (Гайдамак, Пичугин, 2015) исследуется возможность применения метода деревьев решения для выбора скважин-кандидатов для проведения ГРП. Описан метод выявления показателей, значимо влияющих на успешность ГРП. Установлено негативное влияние повышения пространственной плотности выполненных ГРП на последующие гидроразрывы. Предложен способ улучшения качества прогноза методом варьирования порогового значения успешности.
Известны методы подбора скважин для конкретных геологических условий, например, анализ результатов выполненных операций ГРП на скважинах с низкими пластовыми давлениями месторождений ООО «РНПурнефтегаз» лег в основу разработки концепции подбора скважин с низкими пластовыми давлениями для проведения операций ГРП (Борхович и др., 2012). Часто звучат высказывания о том, что в критерии подбора скважин для ГРП необходимо включать коллекторские (фильтрационно-емкостные) свойства пород.
Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи нефти. В зависимости от начальной проницаемости пласта и состояния призабойной зоны скважины критерии сгруппированы по двум нижеследующим позициям.
На основании научных исследований и опытных исследований были определены следующие критерии выбора скважины-кандидата для проведения ГРП:
1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности):
- эффективная толщина пласта не менее 5 м;
- отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;
- продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8-10 м;
- удаленность скважины от ГНК (газонефтяной контакт) и ВНК (водонефтяной контакт) должна превышать расстояние между добывающими скважинами;
- накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;
- расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) - не более 3-5;
- скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50 м;