Файл: 1 Геологическая характеристика Приобского месторождения.rtf
Добавлен: 30.10.2023
Просмотров: 333
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3.3 Методы воздействия на призабойную зону пласта для интенсификации добычи
.3.1 Кислотные обработки
Кислотные обработки пластов осуществляются как для увеличения, так и для восстановления проницаемости коллектора призабойной зоны скважины. Большинство этих работ проведено при переводе скважин в нагнетание и последующего увеличения их приемистости.
Стандартная кислотная обработка на Приобскому месторождении заключается в приготовлении раствора в составе 14% НСl и 5% HF, объемом из расчета 1,2-1,7 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта и закачки его в интервал перфорации. Время реагирования составляет около 8 часов.
При рассмотрении эффективности воздействия неорганических кислот принимались во внимание нагнетательные скважины с длительной (более одного года) закачкой воды до обработки.. Кислотная обработка ПЗC в нагнетательных скважинах оказывается довольно эффективным методом восстановления их приемистости. В качестве примера, в таблице 3.1 представлены результаты обработок по ряду нагнетательных скважин.
Результаты обработок в нагнетательных скважинах
Таблица 3.1
| Скв-на | Дата обработки | Приемистость до обработки (м3/сутки) | Приемистость после обработки (м3/сутки) | Давление закачки (атм) | Тип кислоты |
| 103 | 10.2009 | 30 | 220 | 185 | HCl |
| 91 | 06.2009 | 140 | 480 | 155 | HCl |
| 1127 | 12.2009 | 0 | 360 | 175 | HCl |
| 1765 | 11.2009 | 30 | 280 | 180 | HCl |
| 2770 | 04.2009 | 0 | 335 | 175 | HCl |
| 1792 | 01.2010 | 30 | 288 | 170 | HCl |
| 2712 | 08.2010 | 0 | 410 | 170 | HCl |
| 2734 | 07.2010 | 30 | 410 | 170 | HCl |
| 2730 | 08.2010 | 0 | 340 | 170 | HCl |
Анализ проведенных обработок показывает, что композиция соляной и плавиковой кислоты улучшает проницаемость ПЗС Приемистость скважин увеличивалась от 1,5 до 10 раз, эффект прослеживается от 3 месяцев до 1 года.
Таким образом, на основании анализ проведенных на месторождении кислотных обработок, можно сделать вывод о целесообразности осуществления кислотных обработок призабойных зон нагнетательных скважин с целью восстановления их приемистости.
3.3.2 Гидроразрыв пласта
Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов и увеличения выработки запасов нефти. Гидроразрыв широко используется как в отечественной, так и зарубежной практике нефтедобычи.
Значительный опыт ГРП уже накоплен на Приобском месторождении. Анализ, выполненных на месторождении ГРП, указывает на высокую эффективность для месторождения данного вида интенсификации добычи, несмотря на существенные темпы падения дебита после ГРП. Гидроразрыв пласта в случае с Приобским месторождением является не только методом интенсификации добычи, но и увеличения нефтеотдачи. Во-первых, ГРП позволяет подключить недренируемые запасы нефти в прерывистых коллекторах месторождения. Во-вторых, данный вид воздействия позволяет отобрать дополнительный объем нефти из низкопроницаемого пласта АС12 за приемлемое время эксплуатации месторождения.
Оценка дополнительной добычи от проведения ГРП на Приобском месторождении.
Внедрение метода ГРП на Приобском месторождении началось в 2006 году , как одного из наиболее рекомендуемых методов интенсификации в данных условиях разработки .
За период с 2006 по январь 2011 года на месторождении было проведено 263 ГРП (61% фонда). Основное количество ГРП было произведено в 2008году - 126 .
На конец 2008 года дополнительная добыча нефти за счёт ГРП уже составила около 48% от всей добытой за год нефти. Причём большая часть дополнительной добычи составила нефть пласта АС-12 - 78,8% от всей добычи по пласту и 32,4% от добычи в целом. По пласту АС11 - 30,8% от всей добычи по пласту и 4,6% от добычи в целом. По пласту АС10 - 40,5% от всей добычи по пласту и 11,3% от добычи в целом.
Как видно, основным объектом для проведения ГРП являлся пласт АС-12 как наиболее низкопродуктивный и содержащий большую часть запасов нефти по левобережной зоне месторождения
На конец 2010 года дополнительная добыча нефти за счёт ГРП составила более 44 % добычи нефти от всей добытой за год нефти.
Динамика добычи нефти по месторождению в целом , а также дополнительная добыча нефти за счёт ГРП представлена в таблице 3.2
Таблица 3.2
Существенный рост добычи нефти за счёт ГРП налицо. Начиная с 2006 г. дополнительная добыча от ГРП составила 4900 т.. С каждым годом прирост добычи от гидроразрыва растет. Максимальное значение прироста - 2009 год ( 701000 т. ) ., к 2010 году значение дополнительной добычи падает до 606000 т.,что ниже , чем в 2008 году на 5000 т..
Таким образом, ГРП следует рассматривать основным способом увеличения нефтеотдачи на Приобском месторождении.
3.3.3 Повышение эффективности перфорации
Дополнительным средством повышения продуктивности скважин является совершенствование перфорационных работ, а также образование дополнительных фильтрационных каналов при перфорации.
Совершенствование перфорации ПЗС может быть достигнуто за счет применения более мощных перфорационных зарядов для увеличения глубины перфорационных каналов, увеличения плотности перфорации и использования фазировки .
К методам создания дополнительных фильтрационных каналов может быть отнесена, к примеру, технология создание системы трещин при вторичном вскрытии пласта перфораторами на трубах - система трещинной перфорации пласта (СТПП).
Впервые эта технология была применена фирмой Marathon (штат Техас, США) в 2006 году. Ее суть заключается в перфорации продуктивного пласта мощными 85,7 миллиметровыми перфораторами плотностью около 20 отверстий на метр при репрессии на пласт с последующим закреплением перфорационных каналов и трещин расклинивающим агентом - бокситом фракции от 0,42 до 1,19 мм.
В результате промысловых испытаний технологии (около 120 обработок), в основном, на месторождениях Канады, был определен наиболее оптимальный компонентный состав продавочной жидкости и порядок выполнения операций. В качестве “головной” порции жидкости (около 250 м НКТ над перфораторами) может заливаться кислотный состав, нефть, метанол или солевые растворы. Выше располагается “носитель” - цилиндрическая установка с расклинивающим агентом (боксит и др.) в оболочке, раскрывающейся с помощью специальных зарядов. срабатывающих одновременно с основными перфораторами при создании на устье колонны НКТ давления 30-50 МПа. При срабатывании перфораторов устьевое давление в течение 15-30 секунд снижается в 2-2,5 раза. Над носителем располагается азот или другой сжимаемый газ, который обеспечивает рост общей энергии системы. За счет расширения азота достигаются высокие скорости поступления жидкости и расклинивающего агента в отверстия перфорации. Для сжатия газа сверху используются вязкие буферные жидкости.
Промысловые испытания показывают, что эффективность данного метода равноценна гидроразрыву с закачкой в трещины около 2 тонн расклинивающего агента.
Согласно рекомендациям применение СТПП на Приобском месторождении рекомендуется проводить по данным ГИС в зависимости от проницаемости вскрытого пласта.
Если минимальная проницаемость пропластков составляет 2-5 мД, то использование СТПП считается авторами предпочтительнее, чем ГРП. При этом гидроразрыв может быть применен в дальнейшем.
Технология может быть применена также как метод оценки добывных возможностей пласта для проектирования более дорогостоящих интенсифицирующих обработок.
В ходе разработки Приобского месторождения выполнялись мероприятия, направленные на увеличения охвата пластов воздействием и более полного вовлечения их в работу.
Выполнялись:
дострел интервала перфорации в пределах вскрытого горизонта
приобщение пластов
Основные работы по приобщению и дострелу пластов Приобского месторождения произведены в 2007-2010 годах. Результаты проведения мероприятий по дострелу представлены в табл. 3.3 , по приобщениям в таблице 3.4
Сводная таблица результатов дострелов за период 2007 -2010 года.
год
Таблица 3.3
| Результаты | Пласты | |||
| | АС10 | АС11 | АС12 | Всего |
| Кол-во дострелов (скв.) | 4 | 4 | 25 | 33 |
| Общая эфф.мощн.дострела(м.) | 3.2 | 31.8 | 251 | 286 |
| В среднем по 1 скважине(м.) | 0.8 | 7.95 | 10.04 | 8.67 |
| Средний прирост дебита(т/сут) | 0 | 9.1 | 10.1 | 9.6 |
| Прирост добычи (т) | 0 | 1 547 | 12 254 | 13 801 |