Реализуемые на месторождении методы повышения нефтеотдачи пластов

На опытных участках пластов БВ₆ и БВ₈ Аганского месторождения, характеризующих­ся высокой обводненностью, была примене­на технология повышения нефтеотдачи пла­стов, направленная на снижение проводимо­сти каналов в поровых блоках путем транспор­тировки в них осадкообразующего агента - ­ сульфатно-содовой смеси (ССС). Процесс со­провождается перераспределением фильтраци­онных потоков и обеспечивает подключение в активную разработку слабодренируемых запа­сов нефти, что способствует повышению охва­та пласта воздействием, снижению обводнен­ности и увеличению дебита нефти. Данная тех­нология внедрена корпорацией СиБИНкор ­структурным подразделением СиБНИИНП.

Всего обработано 10 нагнетательных сква­жин, общий объем закачки состава - 1025 м³, задействованный фонд добывающих сква­жин - 62. С начала производства работ на 1.01.1995 г. дополнительно по объекту БВ₈ до­быто 63612 т нефти, по объекту БВ₆ - 3869 т нефти.

По опытным участкам обводненность сни­зилась с 96,5 до 92,8%, доля нефти в продук­ции увеличилась в 2-2,5 раза, прирост деби­та нефти составил 7,3-10,3 т/сут при дебите жидкости 243,4 т/сут, сокращение объема по­путно добываемой воды - 63612 т. По отдельным скважинам обводненность продукции сни­зилась на 10-50%.

На 1.01.1995 г. действующий фонд реаги­рующих добывающих скважин составил 56, по 43 скважинам получен положительный ре­зультат, коэффициент реагирования по сква­жинам, обработанным в 1993г., - 0,75, в 1994 г. - 0,73. Из действующего фонда на на­чало 1995 г. работает с эффектом 25 скважин, из них 2 - на объекте БВ₆.

Из опыта применения ССС для повышения нефтеотдачи пластов можно сделать следую­щие выводы.

1. Различия в гидропроводности пласта и расстояниях между обработанными и реагиру­ющими добывающими скважинами обусловли­вают разновременное появление эффекта. Эф­фект в добывающих скважинах появляется в среднем через 1-3 месяца после закачки состава, при прокачке в нагнетательные скважины 13­ - 20 тыс.м³ воды. Максимум эффективных реа­гирующих скважин достигается через 3 мес.

2. В связи с неравномерным размещением не охваченных заводнением запасов по пло­щади участков интенсивность проявления тех­нологического эффекта неодинакова. Наиболь­ший эффект получен в скважинах, располо­женных в зоне стягивания на расстоянии 800­ - 1000 м от обработанных нагнетательных сква­жин, т. е. там, где концентрация остаточ­ных запасов нефти наибольшая. Продолжи­тельность реакции по этим скважинам соста­вляет 6-12 мес.

3. Реальное увеличение доли нефти в 2-2,5 раза в продукции более 70% всех реагирующих скважин говорит о достаточно высокой эффек­тивности применяемой технологии повышения нефтеотдачи пластов.

Работы по гидроразрыву пласта на Аган­ском месторождении на 1.01.1994 г. проводи­лись на скважинах объекта БВ_18-21 с июля 1993 г., активизация притока нефти выполне­на на 16 скважинах. На 1.01.1993 г. фонд, где проводилась интенсификация притока, распре­делялся следующим образом: практически без воды эксплуатировалось 5 скважин; в диапа­зоне обводненности 5-20% - 10 скважин; од­на скважина до гидроразрыва не эксплуатиро­валась. До проведения ГРП 93% скважин экс­плуатировались с дебитом до 10 т/сут. После интенсификации притока нефти малодебитных скважин в рассматриваемой группе не оста­лось. С дебитами жидкости более 20 т/сут экс­плуатируется 93% скважин. В среднем дебит жидкости вырос с 4,7 до 42 т/сут, то есть в 8,9 раза.

Положительное влияние ГРП не замедлило отразиться и на динамике показателей разра­ботки объекта БВ_18-21 в целом. Если до начала работ по ГРП в 1993 г. среднемесячная добыча нефти колебалась в пределах 10-13 тыс. т, то после внедрения данного мероприятия она до­стигла величины 21 тыс. т (в ноябре 1993 г.). Среднемесячная добыча жидкости возросла с 11,9 до 23,7 тыс. т (рис. 1.37).

Рис. 1.37. Технологические показатели разработки объекта БВ_18-22 за 1992-1993 гг.:

1, 2 - добыча нефти, жидкости; 3 - обводненность

Всего в 1993 г. добыто 166,8 тыс. т нефти, что на 31,2% боль­ше, чем в предшествующем. Добыча жидко­сти составила 186,2 тыс. т, что на 33,4% пре­вышает соответствующий показатель предше­ствующего года. Обводненность добываемой продукции выросла незначительно (с 8,8 до10,4%).

Характерно, что увеличение отборов нефти из скважин достигнуто на фоне общего ухуд­шения состояния пробуренного фонда, сниже­ния степени его использования. Действующий фонд добывающих скважин по сравнению с1992 г. сократился со 104 до 97 и составил 88% всего добывающего фонда.

При оценке эффективности ГРП очень важ­ным является оценка влияния данного метода интенсификации на работу окружающих скважин. Как показал анализ, отрицательно­го влияния от ГРП на окружающие скважины не отмечается - дебиты остались на том же уровне: по нефти 5-7, по жидкости 6-8 т/сут. Причинами отсутствия интерференции сква­жин является слабая гидродинамическая связь даже в пределах одной ячейки скважин, что дает возможность расширить объемы работ по производству ГРП без ущерба для режима экс­плуатации залежи.

В период, следующий за производством ра­бот, в большинстве скважин, подвергнутых интенсификации притока, резкого снижения пластового давления не наблюдалось. В це­лом энергетическое состояние залежи удовле­творительное. По данным гидродинамических исследований пластовое давление по группе анализируемых скважин составляет в среднем 25,0 МПа, что соответствует первоначально­му. Это говорит о том, что энергетическое со­стояние залежи не было причиной низких де­битов скважин до проведения в них ГРП. Уси­ления системы заводнения не требуется, за ис­ключением отдельных зон, где текущее пластовое давление ниже первоначального на 1,0 - ­1,5 МПа.

В целом по объекту БВ_18-21 успешность ра­бот составила 100%.

Уже на стадии предварительной оценки, можно однозначно утверждать, что примене­ние ГРП способствует значительному увеличе­нию накопленной добычи нефти из низкопро­дуктивных залежей за весь срок разработки. Это определяется следующими факторами:

- ограниченность срока жизни скважин (по Западной Сибири в среднем 25 лет); в этих условиях разработка залежи с дебитами ме­нее 5 т/сут не позволит отобрать даже запа­сы нефти, вовлекаемые проектной сеткой сква­жин; возникает проблема перебуривания объ­екта;

- эксплуатация добывающих скважин объ­екта БВ_18-21 с дебитами до 5 т/сут становится экономически нецелесообразной при обводнен­ности 70%; остаточные запасы в этом случае можно отбирать лишь при условии выделения дополнительных дотаций, либо при увеличе­нии цен на нефть на мировом рынке.

Производство ГРП позволяет достичь деби­тов жидкости 20-30 т/сут, при этом эксплу­атация скважин становится рентабельной до обводненности порядка 96-97%, позволяя осу­ществить значительно большую степень про­мывки объема пласта.

С учетом изложенного можно утверждать, что производство ГРП является основным спо­собом извлечения запасов нефти в зонах раз­вития прерывистых коллекторов. В целом по объекту эффект от проведения ГРП по дан­ным СиБНИИНП составляет 31,166 тыс. т, поданным СП "МеКаМинефть" - 30,398 тыс. т. Учитывая тот факт, что расхождение не пре­вышает 2,5%, можно с уверенностью считать полученные результаты объективными.

Работы по производству ГРП В том виде, в котором проводятся сегодня, могут быть реко­мендованы и на дальнейший период. Гидрораз­рыв пласта, по всей видимости, является од­ним из наиболее эффективных средств не толь­ко для интенсификации добычи нефти, но и увеличения нефтеотдачи пласта.

Дата добавления: 2015-08-09