Анализ методов интенсификации добычи нефти на Приобском месторождении

 

Пласт   АС10                 балансовые                              50%

                                       Извлекаемые                            46%

 

 Пласт   АС11                 балансовые                              15%

                                       Извлекаемые                            21%

 

Пласт   АС12                 балансовые                              35%

                                       Извлекаемые                            33%

 

На  рассматриваемой  территории  основной  объем  запасов  сосредоточен  в  пластах  АС10  и  АС12.  Данный  участок  содержит  5,5 %  запасов  м/р   . 19,5%  запасов  пласта  АС10; 2,4%--АС11;  3,9%--АС12.

 

Таблица 1.4

Приобское  м/р (левобережная  часть)

Запасы  нефти  по  зоне  эксплуатации

 

Пласт	Категория   запасов	Запасы  нефти ,тыс.т.		КИН  доли  ед.
		балансовые	извлекаемые
АС10	В	49370	12986	0,263
	С1	4937	1299	0,263
	ВС1	54307	14285	0,263
АС11	В	15044	5994	0,398
	С1	1204	599	0,398
	ВС1	16548	6593	0,398
АС12	В	35075	9321	0,266
	С1	3508	932	0,266
	ВС1	38583	10253	0,266
Всего	В	99489	28301	0,284
	С1	9949	2830	0,284
	ВС1	109438	31131	0,284

 

*) По  части  территориии   категории  С1 ,из  которой   осуществляется  добыча  нефти

 

Доля  запасов  нефти  разрабатываемой   части  м/р

Разрабатываемая  часть	Неразрабатываемая  часть
5,50%	94,50%

 

 

Рис .1.2 

2. Основные  технико- экономические  показатели                                                     разработки  Приобского  месторождения

 

 Приобское месторождение  разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его географического расположения и геологического строения продуктивных пластов.

Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится  в пойме реки Обь и затопляется  в паводковый период.

Месторождение отличается сложным геологическим строением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов  продуктивных пластов характерны:

низкая проницаемость;

низкая песчанистость;

повышенная глинистость;

высокая расчлененность.

До 1996 года месторождение  разрабатывалось по технологической  схеме "Уточненные технологические  показатели разработки первоочередного  участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 1990 году. Разработка каждого  эксплуатационного объекта АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением  всех скважин   до пласта АС₁₂.

В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической  схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.

Динамика  основных  технико-экономических  показателей  разработки  представлена  в  таблице  2.1. 

 

2.1 Динамика  основных   показателей  разработки  Приобского  месторождения .

Таблица 2.1

 

 

 

 

       2.2 Анализ  основных  технико-экономических                    показателей  разработки

 

Динамика  показателей  разработки  на  основании  таблицы  2.1  представлена   на  рис. 2.1                 .

Приобское  месторождение  разрабатывается  с  1988  года..  За  11  лет  разработки , как  видно  из  таблицы  2.1 ,  добыча  нефти  постоянно  растет .

Если  в  1988  году  она  составляла  2300  тонн  нефти ,  то  к  1999  году  достигла 1350000 т.,       добыча  жидкости  возросла  от 2300  до  1439000  т. .

         Таким  образом  к  1999  году  накопленная  добыча  нефти  составила  7098,3 тыс.т.  (таблица 2.1 ) .

        С    1991  года  для  поддержания   пластового  давления  в  эксплуатацию  вводятся  нагнетательные  скважины  и  начинается  закачка  воды . На  конец  1999  года  нагнетательный  фонд  составляет  129  скважин  , а  закачка  воды   росла с 100  до  2094  тыс.т.  к 1998  году  и остановилась  на  1774  тыс.т.  к 1999  году.

       С   ростом  закачки   уменьшается   средний  дебит  действующих   скважин  по  нефти  и , соответственно , по  нефти . К  1999  году  дебит  увеличивается  ,  что  объясняется  правильным  выбором   количества закачиваемой  воды. Падение  среднего  дебита  1992   года   можно  объяснить   резким  увеличением   добывающего  фонда  скважин  до  1996   года.

       Также   с  момента  ввода  в   эксплуатацию    нагнетательного фонда   начинается  рост  обводненности продукции и к 1999  году  она достигает отметки -  6,18 %  ,  первые  5  лет обводненность - 0 % . 

 

 

 

 

 

 

 

 

       Фонд  добывающих   скважин  к  1999  году  составил  422  скважины ,из  них   скважин , добывающих  продукцию механизированным  способом  - 379.                                             

        К  1999  году  накопленная   добыча  нефти  составила  7098,3 тыс.т.  (таблица 2.1 ) .

      Приобское   месторождение  является  одним из  самых молодых и перспективных в Западной Сибири  .

 

2.3  Особенности   разработки  ,  влияющие   на  эксплуатацию  скважин.

Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными  проблемами разработки месторождения  явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической  связи отдельных участков пластов).  В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС₁₂.   Из-за низких дебитов многие скважины этого пласта должны быть остановлены,   что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решения этой проблемы по пласту АС₁₂  является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Приобское месторождение  характеризуется сложным строением  продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу.  Коллектора горизонтов АС₁₀ и АС₁₁ относятся к средне и низкопродуктивным, а АС₁₂ - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения  месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты   и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

 

 

2.4     Выбор  метода  воздействия   на  нефтяную  залежь

 

Выбор метода воздействия на нефтяные залежи определяется  рядом факторов, наиболее существенными из которых являются геолого-физические характеристики залежей, технологические возможности осуществления метода на данном месторождении и экономические критерии. Перечисленные выше методы воздействия на пласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются на огромном наборе составов используемых  рабочих агентов. Поэтому при анализе существующих методов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработки месторождений Западной Сибири, а также месторождений других регионов с аналогичными Приобскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкую проницаемость коллекторов) и пластовых флюидов.

Из  методов интенсификации добычи нефти воздействием на призабойную зону скважины наиболее широко распространены:

гидроразрыв пласта;

кислотные обработки;

физико-химические обработки  различными реагентами;

теплофизические и термо-химические обработки;

импульсно-ударное, виброакустическое  и акустическое воздействие.

 

2.5 Геолого-физические  критерии применимости различных  методов воздействия на  Приобском  месторождении

 

Основными геолого-физическими  характеристиками Приобского месторождения  для оценки применимости различных  методов воздействия являются :

глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,

залежи литологически  экранированные, естественный режим  – упругий замкнутый,

толщина пластов   АС₁₀,   АС₁₁ и АС₁₂ соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

начальное пластовое  давление-  23,5-25 МПа,

пластовая температура- 88-90⁰С,

низкая проницаемость  коллекторов, средние значения по результатам  исследования керна - по пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ соответственно 15,4, 25,8, 2,4 мD_,

высокая латеральная  и вертикальная  неоднородность пластов,

плотность пластовой  нефти- 780-800 кг/м³,

вязкость пластовой  нефти- 1,4-1,6 мПа*с,

давление насыщения  нефти 9-11 МПа,

нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.   

 

Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт  можно отметить, что, даже без детального анализа,  из перечисленных выше методов   для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы  применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм² для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с  и при температуре до 90⁰С (для более высоких температур применяются дорогостоящие,  специальные по составам полимеры).

 

2.5.1 Заводнение  пластов

Опыт разработки отечественных  и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия  на низкопроницаемые коллектора при  строгом соблюдении необходимых требований к  технологии его осуществления.

В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности  заводнения низкопроницаемых пластов  оказываются:

ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:

набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,

засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,

выпадением в пористой среде коллектора осадков солей  при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды,

уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования  вокруг нагнетательных скважин трещин-разрыва  и распространения их  в глубь  пласт (для прерывистых пластов  возможно также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу),

значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора за счет выпадения парафинов.    

Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах  вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.

Для устранения влияния  на процесс заводнения указанных  факторов используются соответствующие  технологические решения: оптимальные  сетки скважин и технологические  режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.

Для Приобского месторождения  заводнение следует рассматривать  в качестве основного метода воздействия .

 Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.

         Для Приобского месторождения   и  щелочное заводнение не может быть рекомендовано по  следующим  причинам  :

- основной из них  является преимущественная структурная  и  слоистая глинистость коллекторов.  Глинистые агрегаты представлены  каолинитом, хлоритом и  гидрослюдой.  Взаимодействие щелочи с глинистым  материалом может привести не  только к набуханию глин, но и к разрушению породы.  Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой , что является критичным для низкопроницаемых коллекторов  Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы. Кроме того, глины с высокой способностью к ионному обмену могут отрицательно воздействовать на оторочку щелочного раствора в результате замены натрия на водород.

      - сильно  развитая неоднородность пласта  и большое число пропластков,  приводящие к низкому охвату  пласта раствором щелочи.

 

    Основным препятствием  к применению эмульсионных систем для воздействия на залежи Приобского месторождения являются низкие фильтрационные характеристики коллекторов месторождения. Создаваемые эмульсиями фильтрационные сопротивления в низкопроницаемых коллекторах     приведут к резкому уменьшению приемистости нагнетательных скважин и снижению темпов отбора нефти.