АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДА ФОРСИРОВАННОГО ОТБОРА ЖИДКОСТИ НА ПРИМЕРЕ РОДНИКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аннотация. В данной статье авторы оценивают эффективность методов ГТМ, основанных на применении форсированного отбора жидкости, при воздействии ими на пласт  Д_III-2 Родниковского месторождения.

Ключевые слова: Форсированный отбор жидкости, разработка нефтяных месторождений, скважина, добыча, нефтеотдача, дебит нефти.

Термин "форсированный отбор жидкости», как правило, используют для отражения геолого-технических мероприятий, проводимых с увеличением получения жидкости при интенсификации добычи нефти данного объекта воздействия. При этом объектом воздействия могут быть как отдельные скважины, эксплуатирующие неоднородные пласты, отдельные участки или зоны выработки с различной текущей нефтенасыщенностью, так и застойные зоны, зоны стягивания фронтов вытеснения и др. Применение форсированного отбора жидкости, даже по отдельным скважинам, без учѐта общего состояния разработки участка может привести к таким отрицательным результатам как снижение добычи нефти по объекту и увеличение себестоимости добычи нефти. [1]

Несмотря на имеющиеся положительные результаты внедрения однозначного мнения о влиянии темпа разработки месторождения на эффективность извлечения нефти не существует. Рассмотрим эффективность применения форсированного отбора жидкости на примере Родниковского месторождения, расположенного в Оренбургской области.

Все нефтенасыщенные пласты в той или иной степени неоднородны. Большинство из них сложены из нескольких слоев, средняя проницаемость которых различна. В каждом слое свойства изменяются, особенно проницаемость по площади. Неоднородность пласта по площади залегания приводит к тому, что вытеснение происходит в основном из высокопроницаемых зон, при этом в низкопроницаемых зонах остаются значительные запасы нефти.

На рассматриваемом месторождении на основной залежи (пласт Д_III-2) выделяется два участка, западный и восточный, различающихся проницаемостью и, как следствие различающихся выработкой запасов, удельной добычей нефти на скважину, продуктивностью скважин. Также имеет место высокая неоднородность свойств пласта Д_III-2 по площади: западная часть является значительно более продуктивной, чем восточная.

Традиционные способы разработки на данном месторождении считаются неэффективными. Поэтому было принято решение о применении такого вида ГТМ, как оптимизация работы глубинно-насосного оборудования, дополнительная добыча нефти в котором связана с форсированным отбором жидкости.

Оптимизация ГНО является наиболее простым и эффективным средством увеличения и поддержания уровня добычи на месторождении. Как правило, увеличение типоразмера насоса приводит к увеличению депрессии на пласт и начинается поступление нефти в продукцию скважин из низкопроницаемых частей пласта. Успешность применения оптимизации высока еще и за счет продолжительности эффекта. Длительность проявления эффекта в виде увеличенного отбора нефти по скважинам изменяется в пределах от нескольких месяцев до нескольких лет.

Мероприятия по оптимизации скважинного оборудования на месторождении проводились в 2015 г., дополнительная добыча нефти варьирует в диапазоне от 0,1 (скважина №430) до 10,3 тыс. т (скважина №405). За счет шести ГТМ по оптимизации дополнительно добыто 13 тыс. т нефти, что составляет больше половины дополнительно добытой нефти за счет всех ГТМ.

Максимальный эффект зафиксирован в скважине №405 (рисунок 1). До проведения мероприятия скважина эксплуатировалась с дебитом нефти 63,14 т/сут при обводненности 5,2%. После ГТМ отмечается рост дебита нефти до 88,46 т/сут, обводненность уменьшилась до 9,6%. Эффект от ГТМ продолжается, дополнительная добыча нефти по скважине №405 оценивается в 10,3 тыс. т.

Рисунок 1. Основные технологические показатели работы скважины №405

Таким образом, оптимизация ГНО оказалась наиболее эффективным видом ГТМ, которое проводилось на Родниковском месторождении.

Но, к сожалению, многие исследователи не имеют однозначного мнения насчет применения методов, работающих при форсированном отборе жидкости, указывая на множественные недостатки, отразившиеся на данном месторождении.

Воздействие на пропластки при ФОЖ осуществляется не селективно, вследствие чего возможны притоки воды по наиболее проницаемым пропласткам или перетоки из-за негерметичности цемента за колонной. Данные мероприятия могут быть опасны с точки зрения резкого прорыва воды.

Анализируя динамику дебитов скважин данного месторождения, нельзя не отметить возникшую в последние годы тенденцию к падению дебитов жидкости скважин, как на более продуктивном западном участке залежи, так и на менее продуктивном восточном. Причиной снижения дебитов может являться как ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (снижение продуктивности скважин), так и снижение пластового давления (снижение депрессии).

При интенсификации отборов наблюдается рост обводнённости, чем меньше начальная обводнённость, тем больше этот рост. С каждым годом воды добывается все больше. На месторождении наблюдается прогрессирующий рост обводненности, большая часть скважин обводняется в результате форсирования отборов жидкости.

Основным сдерживающим фактором при проведении оптимизации является подбор забойного давления, а, следовательно, и депрессии на продуктивный пласт. Опасность представляет прорыв краевых вод или перетоки вдоль ствола скважины от водонасыщенного пласта в связи с повышенным перепадом давления.

Вторым ограничением для снижения забойного давления является газовый фактор. В результате разгазирования нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения может произойти снижение фазовой проницаемости для нефти и воды в пласте. Выбор оптимального забойного давления является основной задачей при оптимизации конкретной скважины. Оптимальное забойное давление рассчитывается с учетом величины давления насыщения. При снижении забойного давления ниже давления насыщения начинается разгазирование нефти в призабойной зоне пласта, что приводит к увеличению вязкости нефти, снижению фазовой проницаемости пород призабойной зоны, к отложению асфальтосмолопарафиновых соединений  в призабойной зоне пласта.

При разработке месторождений методом заводнения пластовое давление, как правило, поддерживается выше давления насыщения, т. е. скважины работают (при P_заб<P_нас) в режиме локального разгазирования, когда газ в свободном виде выделяется только в некоторой области вблизи скважины.[2]

В результате проведённых оценочных расчётов для Родниковского месторождения величина эффективного давления соответствует 0,75 от давления насыщения. Сведения по допустимой депрессии приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Сведения по допустимой депрессии по Родниковскому месторождению

Анализ режима работы скважин показывает, что большинство из них работают с забойным давлением, близким или даже ниже оптимального расчетного давления.

Вывод: Таким образом, влияние форсированного отбора жидкости на пласт не однозначно. С одной стороны увеличение темпов выработки запасов достаточно сильно влияет на дебит жидкости и дебит нефти (в рассмотренном примере дополнительная добыча нефти составила 13 тыс. т). Но в то же время после применения методов, основанных на ФОЖ, могут возникнуть различные осложнения, связанные с резким обводнением скважин, снижением депрессии. Необходимо наиболее тщательно подбирать скважины для проведения подобных операций. В результате проведенного анализа работы скважин на месторождении было принято решение воздержаться от мероприятий по оптимизации ГНО в ближайшее время.

Список литературы:

1. Об эффективности форсированного отбора жидкости на поздней стадии разработки (на примере месторождений ПАО «Татнефть») Р.С. Хисамов, А.В. Насыбуллин, Н.Р. Нуртдинов Тип: статья в журнале - научная статья Год: 2016 Страницы: 37-60 УДК: 622.276.58 ЖУРНАЛ: НЕФТЯНАЯ ПРОВИНЦИЯ Издательство: Общественная организация «Волго-Камское региональное отделение Российской Академии естественных наук» (Бугульма)
2. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. – Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004
3. Отчет «Дополнение к технологической схеме разработки Родниковского нефтяного месторождения Оренбургской области», Книга 1, Самара,2016.
4. Базива В.Ф. «Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением». –М:. ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. -396с.