АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ УВС НА ТРЕХОЗЕРНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

АННОТАЦИЯ

В статье оценена эффективность воздействия на пласт с целью повышения коэффициентов извлечения УВС. Получены результаты проведения ГТМ, даны рекомендации по дальнейшей стратегии разработки данного объекта.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, интенсификация притока, дебит скважины, обработка призабойной зоны.

Введение

Методы повышения степени извлечения и интенсификации добычи углеводородов на месторождении начали применять с 1977 г. По состоянию на 01.01.2021 на добывающем фонде выполнено три операция ГРП (при выводе из длительного бездействия) и 100 обработок призабойной зоны пласта (ОПЗ).

Анализ эффективности применения ГРП

Всего с начала разработки на Трехозерном месторождении выполнено три операции ГРП: две операции в 2008 г. и одна операция в 2019 г. (рисунок 1). Все обработки выполнены при выводе скважин из длительного бездействия и являются первыми на скважинах.

Рисунок 1. Карта текущего состояния Трехозерного месторождения с нанесенными операциями ГРП

Скважина № 458 введена в эксплуатацию в 1973 году, до ГРП находилась в бездействии восемь месяцев, на момент остановки работала с дебитами нефти и жидкости 0,2 и 4,1 т/сут соответственно, с обводненностью – 96 %. После ГРП на пласт П₂ с закачкой 18,3 т проппанта дебит по жидкости составил 37,3 т/сут, по нефти – 2,2 т/сут, обводненность – 94 %. В процессе работы скважины дебиты жидкости и нефти нестабильны, через девять месяцев дебит нефти составил 0,2 т/сут, жидкости – 27,6 т/сут, обводненность – 99 %. В сентябре 2009 г. на скважине проведен ремонт и смена ГНО, после чего дебиты нефти и жидкости составили 0,9 и 38,6 т/сут соответственно, обводненность – 98 %. Через четыре месяца скважина остановлена из-за высокой обводненности, на момент остановки дебиты нефти и жидкости составили 0,5 и 20,1 т/сут, обводненность – 98 %. С сентября 2010 г. скважина находится в консервации. Время работы скважины после ГРП составило 16 месяцев, дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила 0,43 тыс. т.

Скважина № 556 пробурена в 1965 г. и запущена в работу на пласты П₂ и Т. В 1983 г. была остановлена и переведена в пьезометрический фонд. В период с 1976 по 1983 гг. дебит нефти по скважине не превышал 1,0 т/сут, обводненность варьировала в диапазоне 95–99 %. Скважина находилась в бездействии 25 лет, после ГРП в 2008 г. на пласты П₂ и Т с закачкой 15,9 т проппанта, запущена в работу с начальными дебитами нефти и жидкости 1,0 и 84 т/сут соответственно, обводненностью – 99 %. Проработав год, в марте 2009 г. остановлена из-за высокой обводненности, на момент остановки дебиты нефти и жидкости составили 0,5 и 32,0 т/сут, обводненность – 98 %. В ноябре 2009 г. после ремонта и смены ГНО (с ЭЦНМ 5-80-1200 на 2ЭЦН-30-1400) запущена в эксплуатацию с дебитами нефти и жидкости 0,6 и 30,9 т/сут соответственно, обводненность – 98 %. В марте 2010 г. скважина остановлена из-за высокой обводненности, на момент остановки дебиты нефти и жидкости составили 0,8 и 34,3 т/сут, обводненность – 98 %. С сентября 2010 г. скважина находится в консервации. Дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила 0,35 тыс. т.

Скважина № 1716 пробурена и запущена в работу на пласт П₁ в 1983 г. В процессе работы скважины дебиты нефти и жидкости нестабильны, и варьировали в пределах от 11,6 и 13,7 т/сут до 0,4 и 1,4 т/сут соответственно. В 1991 г. скважину запустили на пласт П₂ с дебитами нефти и жидкости 2,1 и 21,9 т/сут соответственно, обводненностью – 95 %. Проработав шесть месяцев, скважина была остановлена. В 2019 г. на скважине был проведен РИР пласта П₂, на пласт П₁ выполнили ГРП с массой проппанта 6,5 т. Показатели эффективности селективной обработки близки к показателям эффективности технологии стандартных ГРП, выполненных на скважинах № 458 и № 556 в 2008 г. Скважина была запущена в работу с обводненностью 98 %. Дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила 0,38 тыс. т.

Анализ эффективности ОПЗ на добывающем фонде

На Трехозерном месторождении всего выполнено 100 ОПЗ (рисунок 2), дополнительная добыча нефти составляет 28,7 тыс. т.

При проведении ОПЗ в большинстве случаев применялся солянокислотный состав с добавлением ПАВ (Синол), гидрофобизатора ИВВ – удельная эффективность составляет в среднем 207 т/скв.-операцию. В трех скважинах в 2003 г. использовался солянокислотный состав с добавлением ПАВ (Синол), гидрофобизатора ИВВ, уксусной и ортофосфорной кислоты – средняя удельная эффективность обработок составила 301 т/скв.-операцию. В 2002 г. проведены три глинокислотные обработки с удельной эффективностью в среднем 651 т/скв.-операцию. После 2003 года работы по ОПЗ не проводились по причинам:

• на действующем фонде – так как скважины-кандидаты не удовлетворяют критериям подбора под ОПЗ: отсутствие признаков кольматации (высокие дебиты жидкости, высокие динамические уровни), высокая обводненность;
• на неработающем фонде – в связи с высокой обводненностью, низкой ожидаемой эффективностью, отсутствием инфраструктуры.

Рисунок 2. Динамика проведения ОПЗ на Трехозерном месторождении

Заключение

Таким образом, на Трехозерном месторождении за всю историю эксплуатации проведены три операции ГРП на объект П+Т. Данные ГРП оказались низкоэффективными по причине высокой обводненности вследствие заводнения фонда скважин.

За период 2016–2020 гг. на Трехозерном месторождении обработки ПЗП не проводились, так как скважины-кандидаты не удовлетворяют критериям подбора: отсутствие признаков кольматации (высокие дебиты жидкости, высокие динамические уровни), высокая обводненность.

На Трехозерном месторождении возможно применение комплексных ОПЗ с освоением.

При проведении первичных кислотных обработок рекомендуется использовать объем состава 0,5 м³ на 1 метр перфорированной мощности, при вторичных обработках – 0,5–1,5 м³.

После каждой ОПЗ рекомендуется проводить освоение добывающей скважины с целью извлечения продуктов реакции посредством свабирования, использования УЭЦН, струйного насоса, компрессора в размере 1,5-2 объема скважины.

Список литературы:

1. Кабиров, А. Н. Численное моделирование влияния градиента порового давления на распространения трещин гидравлического разрыва пласта / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, М. В. Щекотов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 1(144). – С. 23-26. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-144-1-23-26. – EDN QGKYSC.
2. Анализ эффективности применения грп на объекте БС102 дружного месторождения / А. Н. Кабиров, В. А. Гула, Д. С. Сабитов, Н. В. Злобин // Научное сообщество студентов. Междисциплинарные исследования : Сборник статей по материалам CLVII студенческой международной научно-практической конференции, Новосибирск, 23 января 2023 года. Том 2 (156). – Новосибирск: Общество с ограниченной ответственностью "Сибирская академическая книга", 2023. – С. 6-12. – EDN LCCTLV.
3. Лыкова, А. Ю. Построение геологических моделей при подсчете запасов нефти на объекте ЮС1 месторождения х / А. Ю. Лыкова, А. Н. Кабиров // Научное сообщество студентов XXI столетия. Технические науки : сборник статей по материалам CXXIV студенческой международной научно-практической конференции, Новосибирск, 10 апреля 2023 года. Том 4 (122). – Новосибирск: Общество с ограниченной ответственностью "Сибирская академическая книга", 2023. – С. 45-53. – EDN COSIWT.
4. Анализ переходных процессов давления вертикальной скважины в карбонатных коллекторах / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, А. Ю. Лыкова, Р. Т. Горданов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 4(147). – С. 33-38. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-147-4-33-38. – EDN IJTHTT.