ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА НА ПАТРАКОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ АО «БЕЛКАМНЕФТЬ» ИМ. А.А. ВОЛКОВА

Введение

Текущий период нефтедобычи на месторождениях АО «БЕЛКАМНЕФТЬ» им. А.А. Волкова обусловлен ухудшением структуры запасов, добавлением в разработку неоднородных коллекторов и быстрым переходом ведущих эксплуатационных объектов в стадию разработки с высокой обводненностью добываемой продукции и малыми дебитами скважин по нефти.

На примере Патраковского месторождения рассмотрена проблема рентабельной добычи углеводородов, представлены результаты анализа эффективности текущей стратегии планирования ГТМ, определены причины опережающей обводненности добываемой нефти. Подтверждена целесообразность интенсификации проведения водоизоляционных работ.

Все месторождения нефтяной компании АО «БЕЛКАМНЕФТЬ» им. А.А. Волкова, находящиеся на территории Удмуртской Республики, характеризуются преобладающей долей трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в основном в карбонатных коллекторах, водонефтяных и высокообводненных зонах.

Патраковское месторождение, не является исключением - нефтенасыщенные коллекторы характеризуются небольшими толщинами 0,4-6 м и невыдержанностью геолого-физических свойств по площади и разрезу, нефть тяжёлая, парафинистая, высоковязкая. Залежи нефти по пластам приурочены к трем-шести небольшим по размерам куполам и характеризуются хорошей гидродинамической связью с законтурной областью.

Основные запасы нефти сосредоточены в карбонатных коллекторах верейско-башкирского и турнейского объектов, содержащих 80 % извлекаемых запасов нефти. На терригенные коллектора визейского объекта приходится не более 20% запасов нефти.

По состоянию на 2019год отбор от начальных извлекаемых запасов Патраковского месторождения категории А+В1 составляет 36,0 %.

Добывающий фонд состоит из 61 скважины, средний дебит по нефти составляет 10,3 т/сут, по жидкости – 114 м³/сут при обводненности 91%. В бездействии находятся 5 скважин, основные причины – обводненность выше 99% и дебит по нефти ниже 0,5 т/сут.

Распределение скважин по дебитам жидкости, нефти и обводненности приведено на рисунке 1.

Рисунок 1. Распределение фонда добывающих скважин по технологическим параметрам

Анализ технологических параметров добывающего фонда показал, что 30% всех скважин работают с дебитом по жидкости свыше до 200 м³/сут и обводненностью 90-98%. При этом дебит по нефти 52% добывающих скважин не превышает 10 т/сут.

Приведенные параметры характерны, как правило, для месторождений на завершающем этапе разработки, между тем, выработка запасов на Патраковском месторождении составляет 36 % от НИЗ. [3]

На рисунке 2 приведен график качества выработки запасов по объектам разработки. Согласно приведенной диаграмме можно сделать вывод об опережающей обводненности извлекаемой нефти в разрезе всего Патраковского месторождения.

Рисунок 2. Качество выработки запасов нефти

Добыча дополнительных объемов пластовой воды приводит не только к росту затрат на ее утилизацию и процессы подготовки нефти. Опережающий рост обводненности продукции нефтяных добывающих скважин также снижает такие технико-экономические показатели их эксплуатации, как рентабельность, срок службы, МРП. Подъем значительных объемов воды на поверхность повышает расходы энергии, и приводит к проявлению различных видов осложнений эксплуатации скважин (отложения солей, высокая коррозионная активность, образование стойких водонефтяных эмульсий и др.). [1, 2]

Эксплуатация высокообводненных скважин часто находится на грани рентабельности. Как уже было указано выше, на текущий момент на Патраковском месторождении в бездействии по причине высокой обводненности продукции находится 8% добывающего фонда скважин и в ближайшей перспективе эта цифра будет расти. При этом отставание выработки запасов компенсируется за счет других высокодебитных скважин. Опыт показывает, что в результате разбалансировки системы разработки происходят дополнительные прорывы воды, что приводит к снижению нефтеотдачи и блокировки остаточных запасов нефти в порах [4, 5].

Промысловые и аналитические иссле­дования показывают, что основными геолого-физическими факторами, обуславливающими опережающее обводнение нефтяных скважин, являются:

-высокое соотношение вязкостей пластовой нефти и закачиваемой воды;

-проницаемостная неоднородность или трещиноватость пласта, обусловливающие ранний прорыв закачиваемой воды к добы­вающим скважинам;

-водоплавающий характер залежи при малой толщине, либо при отсутствии глинистой перемычки между разнонасыщенными частями разреза, что обусловливает обвод­нение скважин подошвенной водой посред­ством заколонных перетоков или конусоо­бразования водонефтяного контакта;

-негерметичность эксплуатационной колонны или забоя скважины.

С точки зрения автора следует указать дополнительную причину опережающего обводнения, как правило не указываемую в научной литературе. Основная цель всех нефтегазодобывающих компаний - извлечение максимального количества углеводородов при минимизации удельных затрат. Как показывает практика, при планировании ГТМ происходит сильный перекос в сторону ИДН, в результате недропользователь получает снижение темпов добычи нефти из-за неравномерной выработки запасов различных зон и увеличения отборов воды из хорошо проницаемых зон.

Анализ ГТМ, проведенных за последние 5 лет на Патраковском месторождении, подтверждает данное утверждение. За период 2014-2018 гг. по добывающему фонду проведено 38 операции перфорационных работ (ГМЩП, перестрел, дострел), 65 кислотных обработок различных модификаций (СКО, ПСКО, ЗПСКО, БОСКО, ИДВ). В результате, форсированный отбор по скважинам привел к росту обводненности и закономерному подтягиванию подошвенной воды по башкирскому, визейскому и турнейскому пластам.[3]

Водоизоляционные работы (ВИР) с целью изоляции заколонных перетоков проводились в единичных случаях – всего 7 операций или 6% от общего количества ГТМ. Следует отметить, за весь период разработки Патраковского месторождения было проведено 26 водоизоляционных работ с коэффициентом успешности 31% (таблица 1).

Таблица 1.

Эффективность проведения водоизоляционных работ на Патраковском месторождении за период разработки

Наибольший эффект от ВИР получены на визейском объекте – коэффициент успешности составил 57%, дополнительно добыто 12 тыс.т нефти. Ремонты проводились с применением тампонирующего состава РИНГО-ЭМ и портландцемента с ПАА.

Два мероприятия, реализованных на верейском объекте, оказались безуспешными.

Наиболее эффективными оказались ремонтные работы с применением РИНГО-ЭМ на скважине 51, продолжительность эффекта достигла 560 сут, средний прирост дебита нефти составил 10,1 т/сут. Проведенными геофизическими исследованиями был выявлен источник обводнения –приток пластовой воды из подошвы разрабатываемого пласта С1t-IV. По результатам проведенных РИР, подошвенная часть пласта была изолирована цементным мостом, что привело к существенному снижению обводненности с 98 % до 37,5 % и увеличению дебита по нефти.

Расчеты, выполненные на базе действующего проектного документа, показали дальнейший рост обводненности нефти с текущего среднего значения 91% до максимальных 98,5% к концу разработки. С учетом постепенного подтягивания к призабойной зоне подошвенных пластовых вод и техническому износу обсадных колонн ожидается увеличение количества скважин-кандидатов для проведения ВИР на Патраковском месторождении по логарифмической зависимости (рисунок 3).

Рисунок 3. Прогноз эффективности применения ВИР на Патраковском месторождении

Общий потенциал по проведению ВИР на Патраковском месторождении в процессе разработки составляет 335 операций, прогнозный объем дополнительной добычи нефти 302,9 тыс.т.

Таким образом, для повышения эффективности разработки месторождения в условиях высокой обводненности добываемой продукции необходимо пересмотреть стратегию ГТМ с увеличением количества выполняемых работ по ограничению водопритоков.

Для повышения эффективности операций по ограничению водопритоков в скважины необходимо усиление технологических ресурсов подрядных организаций, выполняющих РИР, применение современных технологий и реагентов.

На основании многочисленных промысловых испытаний в карбонатных и терригенных коллекторах нефтяных месторождений Удмуртии, Татарстана, Пермской области и Башкортостана одним из наиболее успешных и перспективных методов водоограничения является применение осадко-гелеобразующих составов в добывающих скважинах. Водоизоляция обводнившихся пропластков, а также тампонирование путей прорыва воды из водоносных пластов позволяет увеличить рентабельную добычу нефти за счет активации отборов из менее выработанных участков.

Анализ рынка реагентов для водоизоляционных услуг показал высокую эффективность применения на месторождениях Удмуртии составов Компонекс-21 разработки ООО «НОВА технолоджиз», MPS REIS-H ООО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН».

Компонекс-21» представляет собой органо-минеральный состав в виде порошка, обладающий свойствами снижения межфазного натяжения и гидрофобизации поровой поверхности и ингибирования коррозии, предназначенный для обработки призабойной зоны пласта с целью изоляции водопритока.

В 2013 г. на шести скважинах Мишкинского месторождения ОАО «Удмуртнефть» проводились опытно-промысловые испытания технологии ограничения водопритока реагентом «Компонекс-21». Дополнительная добыча нефти составила в среднем 3,3 т/сут.

К преимуществам реагента «Компонекс-21» относятся низкая коррозионная активность, отсутствие негативного воздействия на окружающую среду, возможность применения на высокообводненных скважинах и сравнительно низкая стоимость обработки.

MPS REIS-H представляет собой смесь синтетических полимеров и стабилизаторов и предназначена для закачки в пласт с целью повышения эффективности водоизоляционных работ при разработке нефтяных и газовых залежей.

В 2018 г. на скважине Киенгопского месторождения ОАО «Удмуртнефть» проводились ВИР с закачкой реагента «MPS Reis-H» по всему вскрытому интервалу перфорации. Испытания показали снижение добычи пластовой воды в объеме 200 м³/сут.

MPS REIS-H обладает высокой фильтрационной способностью с образованием прочного непроницаемого гидроблока. Высокая стабильность геля во времени объясняется незначительно низким отслоением воды в процессе «старения» и его высокими адгезионными свойствами. Новая полимерная композиция легко растворима и совместима с водами разной минерализации, что обуславливает высокую технологичность.

На основании вышеизложенного можно рекомендовать полимерные составы Компонекс-21, MPS REIS-H к испытаниям на добывающих скважинах Патраковского месторождения.

Заключение

1. Залежи нефти разрабатываемых объектов Патраковского месторождения имеют сложное геологическое строение: многокупольность, высокая геологическая неоднородность объектов, сложный характер насыщения по разрезу – чередование газонасыщенных, нефтенасыщенных и водонасыщенных пластов и пропластков. Залежи пластов башкирского, визейского и турнейского ярусов – водоплавающие.

2. Современное состояние разработки Патраковского месторождения характеризуется все возрастающей потребностью в проведении в скважинах ВИР, являющихся одним из основных средств обеспечения рациональной разработки месторождений. Ключевым фактором для недропользователя становится понимание проблем обводнения и их решение.

Принимая во внимание текущее состояние разработки и выполненный анализ ГТМ на Патраковском месторождении, имеется возможность проведения эффективных мероприятий по стабилизации и повышению уровня добычи нефти:

3. Успешность ВИР во многом зависит от решения таких задач как правильность выбора скважин-кандидатов для ГТМ, обеспечения качества проводимых геолого-геофизических исследований скважин; выбор соответствующего изоляционного материала и технологии. Анализ рынка услуг показал перспективность применения продуктов «Компонекс-21», MPS REIS-H на скважинах Патраковского месторождения.

4. Анализ разработки показал дальнейшее увеличение влияния проведения ВИР на эффективность разработки. Общий потенциал для данного вида ГТМ в разрезе Патраковского месторождения составляет 335 скважино-операций, ожидаемый рост добычи нефти составляет 302,9 тыс.т.

Список литературы:

1. Габдулов Р.Р., Никишов В.И., Сливка П.И. Обобщение опыта выбора потенциальных скважин-кандидатов и технологий для проведения ремонтно-изоляционных работ//Научно-технический вестник ОАО НК Роснефть. -2009. - №4. – С.80-91.
2. Ганеева З.М. Исследование и применение силикатных микрогелевых систем для увеличения нефтеизвлечения // Дис. на соискание учёной степени кандидата технических наук. Бугульма. 2013г.
3. Дополнение к Технологической схеме разработки Патраковского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. г.Ижевск, 2016г.
4. Кудряшова Д.А. Использование вероятностно-статистических методов для определения источников обводнения скважин-кандидатов для водоизоляционных работ (на примере визейского объекта месторождения Пермского края)// Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. -2018. -Т.17. - №1. - С.26–36.
5. Шахигаметов А.М. Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава:Дис. канд. Техн.х наук.- Санкт-Петербург.2016г. – 103с.