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

43 выщелачивания. Породы в разной степени кавернозны, засолонены и трещиноваты (рисунок 11).
Засолонение доломитов имеет широкое развитие и характеризуется различной интенсивностью. Породы с пониженным содержанием галита отличаются лучшими коллекторскими свойствами и характеризуются высокими дебитами нефти. Породы-коллекторы с высокими значениями общей пористости
(Кп > 9 %) и проницаемости (Кпр > 1 мД) отличаются гораздо более низким содержанием солей (менее 5 %), а зачастую их полным отсутствием. Засолонение порового пространства не сказывается существенно на ФЕС при Кп более 9 %
Максимальные уровни добычи нефти и жидкости на месторождении
(519,3 тыс. т и 1286,5 тыс. т соответственно) были достигнуты в 2018 г.
Обводненность продукции за 2018 г. составила 59,6 %. Среднегодовой дебит нефти составил 77,8 т/сут, жидкости – 177,2 т/сут. Закачка воды составила
174,6 тыс.м
3
, что компенсировало отбор жидкости на – 11,3%. Графики разработки и показатели эксплуатации месторождения приведены на рисунках
12 и 13.
Рисунок 12 – Динамика добычи нефти, жидкости, закачки и обводненности скважин Y месторождения

44
Рисунок 13 – Технологические показатели разработки Y месторождения за 2018 год.
По количеству подсчитанных запасов нефти Y месторождение относится к средним, по геологическому строению – к сложным [14].

45

изобар;

контуров фильтрации нефти и воды.
Данные по скважинам (технологические) включают в себя:

результаты интерпретации геофизических исследований скважин
(РИГИС);

траектории скважин;

базы данных перфораций;

технологические режимы и месячные эксплуатационные рапорты за всю историю;

координаты пластопересечений, устьев;

результаты компенсации отборов закачкой по элементам заводнения;

PVT-свойства, модифицированные относительные фазовые проницаемости, справочник пластов.
Данные о техническом состоянии скважин:

информация по промыслово-геофизическим исследованиям (ПГИ) о негерметичности эксплуатационных колонн, заколонной циркуляции, источниках обводнения;

неработающий/аварийный фонд;

состояние текущего забоя.
Первым этапом при формировании комплекса ГТМ и подборе скважин- кандидатов для их проведения анализируются параметры работы всех скважин на текущем режиме, из которых выявляются скважины с падением уровня добычи. Далее по факторному анализу определяются значения и причины снижения дебитов нефти:

за счет пластового давления;

забойного давления;

снижения продуктивности;

изменения обводненности.

46
Обобщенная схема анализа причин снижения дебита нефти и основные способы интенсификации добычи представлена на рисунке 14.
В добывающих скважинах важно не допускать снижения забойного давления ниже давления насыщения, поскольку тогда в ближайшей прискважинной зоне нефтяных пластов происходит разгазирование нефти и распад однородного флюида на газообразную, жидкую и твердую фазы. В результате происходит интенсификация солеотложения, выпадение АСПО в призабойной зоне, преждевременные отказы насосного оборудования и опережающее обводнение, и как следствие происходит снижение коэффициента продуктивности скважины по нефти.
Рисунок 14 – Факторный анализ причин снижения добычи нефти и основные способы ее интенсификации
Снижение объёмов добычи по геологическим причинам
Рост обводнённости
Влияние водоносного горизонта (аквифера)
ВПП
Движение
ФНВ
Регулирование Qпр окружения для выранвнивания ФНВ
ВПП
Снижение коэффициента продуктивности
Рост скин- фактора
Дополнительная перфорация
ГРП
ОПЗ
Снижение пластового давления
Несформированность системы ППД
ВНС, переводы в
ППД
Недостаточная компенсация
Увеличение приёмистостей нагнетательных скважин
Снижение забойного давления ниже
Рнас
Интенсификация солеотложения
ОПЗ
Рагазирование нефти
Увеличение Рзаб

47
Снижение коэффициента продуктивности скважины говорит о затруднённой фильтрации пластового флюида вблизи забоя скважины.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в результате следующих факторов:

эксплуатация скважин сопровождается нарушением термобарического равновесия в призабойной зоне (дроссельный эффект), что приводит к выделению из нефти растворенного газа, отложению парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство;

призабойная зона существенно загрязняется при проведении текущего и капитального ремонтов в скважинах в результате проникновения в нее жидкости глушения;

приток нефти в скважину сопровождается выносом песка из призабойной зоны и образованием песчаных пробок, перекрывающих фильтр скважины;

также можно выделить биологические факторы, обусловливающие загрязнение призабойной зоны продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий.
Для обобщения всех видов механизмов нарушения коллектора, влияющих на ухудшение проницаемости и пористости околоскважинного пространства продуктивного пласта используется понятие скин-фактора.
Мероприятия, снижающие скин-фактор, а, следовательно, увеличивающие проницаемость ПЗП, представлены на рисунке 15.

48
Рисунок 15 – Мероприятия по снижению скин-фактора
В связи с тем, что попутно-добываемая вода на месторождениях
Иркутской области относится к рассолам и пересыщена по хлориду натрия, карбонату кальция и сульфату кальция, это обуславливает более интенсивное отложение гипса, галита и кальцита в ПЗП и на ГНО.
Поэтому планирование мероприятий по обработке призабойной зоны пласта должно включать в себя реализацию технологий управления солеотложением.
2.3. Анализ показателей геолого-технических мероприятий
Компанией недропользователем в 2019 году предусматривалось проведение комплекса геолого-технических мероприятий на базовом фонде, таких как:

гидроразрыв пласта (ГРП) – 27 скважин;

оптимизация режимов работы добывающих скважин – 24 скважины;

физико-химические методы на добывающих скважинах (ОПЗ при КРС) –
9 скважин;

ликвидация аварий (ЛА) – 25 скважин;

ремонтно-изоляционные работы (РИР) – 8 скважин;

49

перфорационные методы (дострелы, перестрелы, переводы с других объектов) – 4 скважины;

вывод из бездействия (ВБД) – 14 скважин;

переход на механизированный способ добычи (ПМД) – 16 скважин.
Факт выполнения программы геолого-технических мероприятий за 2019 год для группы месторождений Иркутской области представлены на рисунке 25
(Приложение А).
Основной объем дополнительной добычи (25,1%) планировалось получить за счет перехода на механизированный способ добычи (98,7 тыс.т) и оптимизации режимов работы добывающих скважин (86,3 тыс.т). По другим мероприятиям суммарная дополнительная добыча ожидалась на уровне 208,5 тыс.т. Прогноз дополнительной добычи от ГТМ был выполнен без учета переходящего эффекта от мероприятий. Распределение дополнительной добычи нефти (план) по видам ГТМ представлено на рисунке 16.
Рисунок 16 – Распределение дополнительной добычи (план) по видам геолого- технических мероприятий
По факту за 2019 год было проведено меньшее количество мероприятий, чем планировалось (план – 127 скважино-операций, факт – 98 скважино-
48,9;
12%
86,3;
22%
16,9;
4%
9;
2%
6,1;
2%
68,7;
18%
58,9;
15%
98,7;
25%
ГРП
Оптимизация
ОПЗ
ЛА
РИР
ПВЛГ+ДП
ВБД
ПМД

50 операций), однако общая и удельная эффективность оказались выше прогнозных значений. Прогнозная общая эффективность составляла 393,5 тыс. тонн, фактическая – 510,5 тыс. тонн. Удельная эффективность прогнозировалась в размере 3,1 тыс. т/скв.-опер., фактическое значение составило 5,2 тыс. т/скв.- опер., что выше на 68%.
За счет проведения ГРП планировалось получить 48,9 тыс.тонн нефти (1,8 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2019 году (без учета переходящего эффекта), получено 90,1 тыс.тонн (4,7 тыс.т/скв.-опер.).
За счет оптимизации режимов работы добывающих скважин планировалось получить 86,3 тыс.тонн нефти (3,6 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2019 году (без учета переходящего эффекта), получено 144,3 тыс.тонн (6,0 тыс.т/скв.-опер.).
За счет проведения ОПЗ планировалось получить 16,9 тыс.тонн нефти
(1,9 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2019 году
(без учета переходящего эффекта), получено 49,5 тыс.тонн (2,5 тыс.т/скв.-опер.).
За счет ликвидации аварий планировалось получить 9 тыс.тонн нефти (0,4 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2019 году (без учета переходящего эффекта), получено 47,6 тыс.тонн (47,6 тыс.т/скв.-опер.).
За счет проведения РИР планировалось получить 6,1 тыс.тонн нефти (0,8 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2019 году (без учета переходящего эффекта), получено 3,4 тыс.тонн (3,4 тыс.т/скв.-опер.).
За счет проведения перфорационных методов планировалось получить
68,7 тыс.тонн нефти (17,2 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2019 году (без учета переходящего эффекта), получено 35,5 тыс.тонн (3,6 тыс.т/скв.-опер.).
За счет вывода скважин из бездействия планировалось получить 58,9 тыс.тонн нефти (4,2 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2019 году (без учета переходящего эффекта), получено 81,6 тыс.тонн (9,0 тыс.т/скв.-опер.).

51
За счет перехода на механизированный способ добычи планировалось получить 98,7 тыс.тонн нефти (6,2 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2019 году (без учета переходящего эффекта), получено 58,5 тыс.тонн (9,8 тыс.т/скв.-опер.).
Распределение фактической дополнительной добычи нефти по видам
ГТМ представлено на рисунке 17.
В целом, фактическая дополнительная добыча нефти по геолого- техническим мероприятиям за 2019 год выше прогнозной на 117 тыс.тонн, что, в основном, связано с большей удельной эффективностью проведения мероприятий.
Рисунок 17 – Распределение дополнительной добычи (факт) по видам геолого- технических мероприятий
Максимальный удельный технологический эффект приходится на ликвидацию аварий, вторым по эффективности мероприятием является переход на механизированный способ добычи.
Высокой эффективностью характеризуются мероприятия по выводу скважин из бездействия, гидроразрыву пласта и ОПЗ. Наименьший показатель эффективности получен при проведении
РИР – 3,4 тыс.т/скв.-опер.
90,1;
18%
144,3;
28%
49,5;
10%
47,6;
9%
3,4;
1%
35,5;
7%
81,6;
16%
58,5;
11%
ГРП
Оптимизация
ОПЗ
ЛА
РИР
ПВЛГ+ДП
ВБД
ПМД

52
Рисунок 18 – Распределение дополнительной добычи (факт) по месторождениям
Распределение дополнительной добычи нефти по месторождениям представлено на рисунке 18.
За счет проведения гидроразрыва пласта получено 90,1 тыс.тонн, что составляет 17,6% от всей добычи нефти от ГТМ (рисунок 17).
Помимо ГРП на базовом фонде за отчетный период (2019 год) было проведено 160 скв/операций по ГРП на новых скважинах. Статистика по выполненным ГРП представлена в таблице 2 и на рисунках 19-20.
Таблица 2 – Статистика по выполненным операциям гидроразрыва пласта за
2019 год
Месторождение
Кол-во скважин
Кол-во операций
Операций/ скважина
Суммарный тоннаж
Удельный тоннаж
Х
41 80 2,0 5730 72
Y
6 17 2,8 1003 59
Другие
39 92 2,4 12319 134
Как видно по рисунку 19, количество проведённых операций по ГРП за
2019 год более чем в 2 раза больше, чем за 2018 год. Особенно сильно увеличилось количество ГРП на вышедших из бурения нефтяных скважинах.
Это говорит о том, что ГРП на месторождениях используется не только с целью очистки призабойной зоны пласта от накопившегося в процессе эксплуатации кольматанта, но и с целью увеличить интенсивность нефтеотдачи за счет большего охвата продуктивной зоны.
408,5; 80%
53,3; 10%
48,6; 10%
X
Y
Другие