Файл: Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки.pdf

32
Рисунок 5 – Составляющие эффекта от проведения геолого-технического мероприятия
Такой расчет имеет существенный недостаток, поскольку не учитывает динамики изменения добычи нефти, существующей независимо от проводимого мероприятия. Это может привести как к завышению эффекта, так и к его занижению.
Как решение этой проблемы можно использовать подход, основанный на методике построения базовых кривых, то есть таких кривых, которые отражали бы динамику добычи в предположении отсутствия мероприятия [10]. Базовые кривые строятся при помощи аппроксимации фактических данных эксплуатации скважины по истории разработки. В этом случае эффект от фактически проведенного мероприятия следует рассматривать как разность между кривой фактической добычи и базовой кривой.
Для оценки прогнозного эффекта в таком случае используется усреднение фактических эффектов от данного вида ГТМ по истории разработки. Усреднение проводится по «принципу подобия»: по мероприятиям данного вида, проводившимся на однотипных скважинах, эксплуатировавшихся при близких
Общий эффект от
ГТМ
Эффект за счет проведения ГТМ
Эффект за счет снижения обводненности
Эффект за счёт увеличения нефтеотдачи
Эффект за счет интенсификации добычи жидкости
Эффект за счет изменения коэффициента эксплуатации скважин

33 условиях разработки. Такой подход позволяет уйти от применения громоздких гидродинамических моделей, прогнозная точность которых по отдельным скважинам не соответствует затратам на их создание и эксплуатацию [12].
1.6. Методика подбора геолого-технических мероприятий с учётом
геофизических условий пласта.
Целесообразность и возможность проведения ГТМ зависят от общего состояния скважины, определяемого при помощи гидродинамических исследований (ГДИС). При этом лишь в редких случаях ситуация складывается таким образом, что по результатам исследований скважины для повышения ее производительности может быть применен только один вид ГТМ.
Выбор определенного вида ГТМ для конкретной скважины является нетривиальной задачей не только потому, что существует несколько допустимых вариантов ее решения. Следует учитывать, что любое необоснованное расчетами вмешательство подобного рода в процесс эксплуатации скважины может привести к экономическим потерям, которые исчисляются не только прямыми затратами на проведение мероприятия, но также и недополученной прибылью [1].
Комплексный подход к планированию ГТМ позволяет решать задачи повышения эффективности разработки залежей и месторождения в целом.
Актуальность работ, направленных на реализацию комплексного подхода к планированию ГТМ, обусловлена следующими факторами:

сокращением легкоизвлекаемых запасов и, как следствие, необходимостью вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов с помощью применения различных методов стимуляции отдельных зон пластов;

снижением «качества» скважин-кандидатов и эффективности повторных
ГТМ;

большим числом скважин, требующих проведения ГТМ.

34
Очевидно, что точечный (поскважинный) подход к оценке потенциала внедрения отдельных видов ГТМ не обеспечивает оперативного подбора скважин-кандидатов, так как требует высоких трудозатрат специалистов, особенно это касается уникальных и крупных (по запасам) месторождений, где эксплуатационный фонд зачастую составляет тысячи скважин. Для таких месторождений необходим комплексный подход к оценке соответствия скважины всем параметрам для проведения ГТМ, который должен включать:

интеграцию необходимой геолого-промысловой информации;

обоснование критериев для выбора скважин-кандидатов под отдельные виды ГТМ;

оценку рисков проведения мероприятий;

ранжирование скважин-кандидатов на основе полученных комплексных параметров;

расчет добычного потенциала скважин и экономическую оценку целесообразности проведения ГТМ.
В настоящее время на средних и мелких (по запасам) месторождениях распространенным подходом к подбору ГТМ является индивидуальное рассмотрение каждой скважины. На большом фонде скважин реализация данного способа занимает очень много времени, поэтому необходимо выполнять сортировку скважин с помощью фильтров по набору критериев. Однако такой подход не всегда успешен, так как скважины оцениваются не комплексно. В связи с этим с целью совершенствования подхода к выбору скважин-кандидатов для отдельных видов ГТМ необходимо решить следующие задачи:
1. Выделение основных факторов (критериев), влияющих на успешность
(неуспешность) проведения ГТМ в определенных геолого-промысловых условиях.
2. Расчет потенциала увеличения добычи нефти с использованием фактических данных по эксплуатации скважин и гидродинамических моделей пластов, адекватных по качеству и объему информации.

35
3. Разработка комплексной программы ГТМ с учетом всех выявленных критериев с помощью математических расчетов (ранжирования по критериям).
Скважины выбираются на основе комплексного (обобщенного) параметра, являющегося функцией нескольких критериев. В качестве такого параметра применяется произведение частных критериев, имеющих определенный вес k, который отражает величину критерия. Вес критериев определяется по результатам анализа ГТМ прошлых лет. Функция задается в виде:
K = k
1
.k
2
.k
3
.k
4
.k
5
…k
n
.
(2)
Вычислив обобщенный параметр для всех скважин, вошедших в расчет, на основе ранжирования полученных результатов можно выделить наиболее перспективные скважины-кандидаты для дальнейшего их включения в график проведения ГТМ.
Выбор скважин-кандидатов на проведение определенного вида ГТМ ведется в соответствии с этапами системного анализа проблемных ситуаций [11]:
1. Анализ ситуации (выявление потребности на проведение ГТМ для конкретной скважины).
2. Установление целей (определение параметров, на изменение значений которых должно быть направлено ГТМ).
3. Выработка решений и анализ альтернатив (формирование перечня возможных видов ГТМ для достижения поставленных целей, оценка их эффективности).
4. Реализация решения (проведение ГТМ).
5. Оценка результатов (мониторинг состояния скважины после проведения ГТМ, анализ результатов).

36
2.
ОСОБЕННОСТИ
ТЕХНОЛОГИИ
АНАЛИЗА
ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
2.1. Анализ геолого-промысловых особенностей месторождений
Х нефтегазоконденсатное месторождение.
Х нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1969 г. Опытно- промышленная разработка месторождения была начата в 1992 г., в промышленной эксплуатации находится с 2003 г. Месторождение находится на первой стадии разработки, разрабатывается на газонапорном и частично водонапорном режиме.
На нефтяной части залежи формируется система ППД путем закачки воды и опытные работы по организации сайклинг-процесса на газовой части залежи.
В процессе разведки и эксплуатационного разбуривания Х месторождения длившихся с 1969 г. по настоящее время была установлена промышленная нефтегазоностность «» горизонтов. Основные запасы месторождения сосредоточены в основной нефтегазоконденсатной залежи пласта В10 и нефтяной залежи пласта В3.
В разрезе Х горизонта выделено несколько литотипов: брекчии, песчаники разнозернистые гравелитистые, песчаники крупно-среднезернистые, песчанки мелко-среднезернистые, песчаники мелкозернистые, песчаники мелкозернистые алевритовые. Непродуктивная часть разреза представлена алевролитами глинистыми, аргиллитами, смешанными карбонатно-глинистыми породами, доломитами микрокристаллическими алевритистыми.
Особое место в породах Х горизонта занимает солевой цемент, представленный кристаллами галита. Породы с пониженным содержанием галита отличаются лучшими коллекторскими свойствами и характеризуются высокими дебитами нефти. С увеличением ФЕС пород наблюдается уменьшение

37 концентрации галита в породе и при пористости от 12% до 20% максимальная концентрация галита не превышает 5%.
На 01.01.2019 г. на месторождении пробурено 428 наклонно- направленных и 175 горизонтальных эксплуатационных скважин. Достаточно высокая плотность эксплуатационного бурения в сочетании с прогнозом Нэф по данным сейсмики 3D позволили уточнить распределение эффективных толщин продуктивной части разреза и выделить в западной части площади три литологически-экранированные линзы, в пределах которых сформировались обособленные залежи УВ.
По состоянию на 01.01.2019 г. на Х объекте числится 493 скважины, из них нефтяных – 277 (в т.ч. действующих - 213, в бездействии – 30, в освоении –
34), газовых – 23 (в т.ч. действующих – пять, в освоении - 18), водонагнетательных – 106 (в т.ч. действующих - 91, в бездействии – 13, в освоении - две), газонагнетательных – 16 (в том числе действующих – 11, в освоении - пять), в консервации – 13, ликвидированных и ожидающих ликвидацию – 16, контрольных – 42.
Графики разработки и показатели эксплуатации месторождения приведены на рисунках 6-10.
На Х месторождении в период с 2016-2018 год наблюдается значительное увеличение закачки воды в пласт при незначительном увеличении количества нагнетательных скважин и незначительном росте добычи нефти (рисунок 6). Это говорит об истощении пластовой энергии и вынужденном переводе фонда скважин на механизированный способ добычи с поддержкой пластового давления путём закачки воды в нефтяной пласт.

38
Рисунок 6 – Динамика добычи нефти, жидкости и действующего фонда скважин Х месторождения
На рисунке 7 отчетливо видно, что в период с 2015-2018 год значительно увеличивается обводненность продукции, но при этом показатели дебита нефти и дебита жидкости идут на спад.
Рисунок 7 – Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности добываемой продукции на Х месторождения
На основании данных, представленных на рисунке 8 можно сделать вывод о том, что в период с 2016 по 2017 год при увеличении закачки сухого газа в пласт идет рост добычи газа газовой шапки и конденсата, но в 2018 году происходит спад добычи газа газовой шапки в связи с ее истощением.

39
Рисунок 8 – Динамика добычи газа газовой шапки, свободного газа, конденсата и закачки сухого газа Х месторождения
Действующий фонд газовых скважин Х месторождения в период с 2005-
2018 год насчитывал от 1 до 5 добывающих скважин. Проанализировав рисунок
9 можно сделать вывод, что наибольший дебит газа и дебит конденсата достигался при 2 действующих скважинах.
Рисунок 9 – Динамика дебитов газа, конденсата и действующего фонда газовых скважин Х месторождения
На Х месторождении значения показателя приемистости газа были практически равны в 2013 и 2018 году, но при этом действующий фонд газонагнетательных скважин насчитывал 2 и 11 скважин соответственно
(рисунок 10). Это свидетельствует об ухудшении приёмистости призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации и необходимости проводить геолого-

40 технические мероприятия, направленные на очистку ПЗП и уменьшения значения скин-фактора.
Рисунок 10 – Динамика приемистости газа и действующего фонда газонагнетательных скважин Х месторождения
Всего за 2018 г. добыча нефти составила 5 573 тыс. т, жидкости
9 431,8 тыс. т, темп отбора от НИЗ – 7,6 %, от ТИЗ – 13,9 %. Текущий ВНФ
0,69 т/т, накопленный 0,33 т/т. Добыча газа газовой шапки в 2018 г. составила
1681,6 млн. м
3
, добыча конденсата – 342 тыс. т.
По количеству подсчитанных запасов нефти месторождение относится к крупным, по геологическому строению – к сложным [13].
Y нефтегазоконденсатное месторождение.
В процессе выполнения поисково-разведочных работ было установлено, что основной объем запасов нефти Y месторождения сосредоточен в карбонатных отложениях нижнего пласта устькутского горизонта (Б5), в котором выявлены четыре промышленные залежи нефти. Продуктивный пласт
Б5 мощностью от 18 до 26 м сложен доломитами, массивными, пористо- кавернозными. Поры и каверны нередко выполнены солью.
Формирование нижнеустькутского горизонта происходило на фоне трансгрессии и сопровождалось относительным опреснением. Увеличение привноса терригенного материала, выразилось в накоплении в основании нижнеустькутского горизонта 5-8 м глинистого реперного пласта, представленного микрокристаллическими глинистыми доломитами, на

41 начальных этапах трансгрессии формировавшимися в условиях крайнего мелководья.
В разрезе горизонта выделено три седиментационных цикла толщиной до
10-15 м, реперные пласты которых достаточно уверенно прослеживаются по площади и представлены плотными сероцветными доломитами.
Верхние надреперные части циклов мощностью от 3 до 15 м сложены комковато-сгустковыми доломитами, формировавшимися в условиях теплого гидродинамически активного мелководного бассейна нормальной солености и обладавшими значительным коллекторским потенциалом.
На завершающей стадии формирования горизонта произошло осолонение бассейна, проявившееся в образовании сульфатизированных доломитов и обширных зон замещения коллекторов.
Если в районе Х площади мощность осадочного чехла составляет в среднем 2500 м, то на Y, расположенной в 170 км к северо-востоку, толщина разреза сокращается до 2000 - 1780 м.
В осадочной толще отчетливо выделяется три структурно-тектонических подэтажа: подсолевой, солевой и надсолевой.
На Y площади, интенсивные поглощения бурового раствора зафиксированы при проходке траппов, а также в отложениях бельской и усольской свит, разрез которой содержит пласты солей, склонных к кавернообразованию. Кроме того, в осинском горизонте усольской свиты в зонах с хорошими коллекторскими свойствами отмечается АВПД и интенсивные нефтегазопроявления.
Неблагоприятными условиями при исследовании разреза геофизическими методами и интерпретации данных являются глубокое повышающее проникновение раствора в пласты-коллекторы, засолонение, полиминеральный состав пород, сложная структура пустотного пространства и др.
Продуктивными отложениями
Y месторождения являются нефтегазоносные карбонатные породы отложения осинского горизонта

42 усольской свиты нижнего кембрия, устькутского горизонта тэтэрской свиты и преображенского горизонта катангской свиты верхнего венда.
По состоянию на 01.01.2020 г. на Y НГКМ пробурено 105 скважин, из которых в 23 скважинах отобран керн из продуктивной части разреза.
Гидродинамическая система месторождения изучена слабо. Данные о пластовом давлении в законтурных частях залежей отсутствуют. Приемистость поглощающих горизонтов в скважинах не определялась.
Поскольку выявленные на Y месторождении залежи нефти имеют тектонические и литологические ограничения, наличие которых предполагает отсутствие связи продуктивной части резервуара с законтурной областью на значительной части залежи, можно предположить, что на первых стадиях разработки приоритет следует отдать упругому режиму.
По мере истощения энергетических ресурсов упругого режима, ведущая роль в дренировании залежей может перейти к водонапорному и упруго - водонапорному режиму дренирования.
Рисунок 11 – Доломит разнокристаллический с реликтовой органогенно- водорослевой структурой (скважина 71, глубина отбора а)2411,2 м, б)242,9м).
Породы-коллекторы пласта
Б5 представлены доломитами разнокристаллическими и разнокристаллическими с реликтовой органогенно- водорослевой структурой с поровым, порово-каверновым, редко трещинным типом пустотного пространства (до 25%), обусловленного наличием межкристаллических пустот, сформировавшихся в процессе доломитизации и