Диплом Гатиятуллин_НР-09-1 / Текст выступления

[1] Здравствуйте, уважаемые коллеги. Меня зовут Руслан. Тема моего выступления «Анализ методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях объекта АВ₁ Самотлорского месторождения».

[2] Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 30 километрах от г. Нижневартовска. Открыто в 1965 году и введено в разработку в 1969 году. Начальные балансовые запасы нефти составляют 6,5 млрд. тонн, извлекаемые 3,2 млрд. тонн.

[3] В разрезе месторождения выделяются пять основных продуктивных горизонтов снизу вверх: БВ₁₀, БВ₈, АВ_4-5, АВ_2-3 и АВ₁, к которым приурочены нефтяные нефтегазовые залежи промышленного значения.

В моем проекте рассматривается пласт АВ_1. Разработка пласта АВ₁ начата в 1977 году. За период разработки добыто 28555,3 тыс. т нефти, что составляет 17,4 % от НИЗ. Текущий КИН равен 0,057, проницаемость - 0,282 мкм².

[4] В разбуренной части пласта реализуется площадная обращенная 7-ми точечная система разработки с элементами очаговой.

[5] - [6] В настоящее время разработка пласта характеризуется растущей добычей, что связано с активной работой по переводу бездействующих скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих объектах, на пласт АВ₁, а также проведением различных ГТМ.

[7] С учетом многообразия геолого-геофизических и технологических условий разаработки месторождения призабойная зона пласта (ПЗП) в течении всего периода работы скважины подвергается различным изменениям.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в процессе бурения, ремонта и эксплуатации скважин. Это приводит к самоотключению части нефтенасыщенных пропластков и консервации активных геологических запасов, что негативно сказывается на продуктивности скважин и конечной нефтеотдаче.

В настоящее время известно несколько причин, осложняющих доизвлечение остаточных запасов нефти, все они условно подразделяются на геологические и техногенные факторы.

К геологическим факторам относятся:

- факторы неоднородности строения коллектора такие, как прерывистость и анизотропия по проницаемости;

- капиллярные явления, вызванные особенностями текстурного строения пород, активностью глинистого материала и смачиваемостью водой поверхности минерального скелета.

К техногенным факторам относятся:

- капиллярные явления, проявляющиеся в результате различной скорости фильтрации вытесняющей жидкости, химического взаимодействия закачиваемых и пластовых флюидов и охлаждения пласта нагнетаемой водой;

- развитие системы искусственных трещин в призабойной зоне пласта водонагнетательных скважин, возникающих под действием высокого забойного давления.

[8] - [9] На Самотлорском месторождении в период 2009-2013 года проводились такие геолого-технологические мероприятия (ГТМ) как гидроразрыв пласта (ГРП), зарезка боковых стволов (ЗБС), оптимизация работы насосного оборудования, прострелочно-взрывные работы (ПВР), обработка призабойных зоны (ОПЗ), ремонтно-изоляционные работы (РИР), возвраты (переводы) на другие объекты и приобщения. Средние показатели по проведенным геолого-технологическим мероприятиям представлены в таблице. Дополнительная добыча нефти за счёт ГТМ за рассматриваемый период составила 42,9 млн.т нефти, на одну скважино-операцию приходится 1,5 тыс.т. Приросты дебитов нефти и жидкости составляют 10,6 т/сут и 48,7 т/сут соответственно.

[10] На месторождении было выполнено 14124 геолого-технологических мероприятий. Самыми многочисленными мероприятиями за анализируемый период оказались: ГРП - 3430 операций (24 %), обработка призабойных зон (ОПЗ) - 2674 (19 %) и оптимизация насоснгого оборудования – 2636 (19 %).

Наибольший прирост дебита нефти (27,7 т/сут) и удельная добыча нефти на 1 скважину (4,4 тыс.т) получены при зарезке боковых стволов. Максимальный вклад в величину общей дополнительной добычи нефти за 2009-2013 гг. внесли мероприятия по ГРП и ЗБС: 16440 тыс.т и 12830 тыс.т нефти соответственно 39 % и 30 % и немного меньше было добыто нефти за счет возвратов и приобщений (6206 тыс.т 14 %). Приросты дебитов нефти составили 14,1 т/сут. по ГРП и 27,7 т/сут по ЗБС, удельная добыча нефти на 1 скважину по ГРП составила 1,9 тыс.т и 4,4 тыс.т. по ЗБС.

[11] В 2009-2013 гг. распределение дополнительной добычи по пластам следующее: наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти в отчетный переод приходится на объект АВ₁ (рябчик) 32716,8 тыс.т (43 %). Наибольшее число мероприятий за анализируемый период провели на объектах АВ₁ - 6816 операций (48 %).

[12] Основной технологией вытеснения запасов нефти на Самотлоре является заводнение объектов.

Накопленный опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует, что вариант стандартного заводнения объектов зачастую оказывается малоэффективным. Такое положение дел привело к развитию методов и средств увеличения нефтеотдачи пластов, которые подразделяются на 4 основные группы: газовые, химические, физические и гидродинамические.

[13] Экспериментальные работы и исследования возможностей МУН в промышленных масштабах проводились практически на всей территории Самотлорского месторождения, о чем свидетельствует приведенная на рисунке схема расположения опытных участков и полигонов.

[14] Представление об объемах проведенных работ дано в таблице. Из всех применявшихся методов выделяются потокоотклоняющие технологии. Самым эффективным оказалось закачка ШФЛУ. В последние годы применялись Г и ВГВ, МВГС, Bright Water, БП-92, но они показали слабую эффективность.

[15] Из физических методов на Самотлорском месторождении наиболее широкое применение получили методы ГРП и ЗБС.

За 2009 - 2013 гг. выполнено 2450 операции, суммарная добыча нефти на пласте от применения метода составила 12314,9 тыс.т. или 5,0 тыс.т/скв. В последние годы применение ГРП все больше осложняется высокой текущей обводненностью пластов.

В связи с этим в 1999 г. на месторождении начато бурение боковых стволов. По состоянию на 1.01.2014 г. накопленная добыча нефти от зарезки боковых стволов, на Самотлорском месторождении, за период 2009-2013 г. составляет 1632 тыс.т, что в пересчете на одну скважино-операцию составляет 6,9 тыс.т. Среднегодовой прирост дебита нефти составил 21,1 т/сут, дебита жидкости – 103,4 т/сут.

[16] Для поддержания добычи нефти на Самотлорском месторождении для каждого продуктивного объекта разработана программа ГТМ. Программа включает в себя мероприятия направленные на оптимизацию использования пробуренного фонда скважин, интенсификацию притока и оптимизацию системы ППД. Для снижения объёма попутно добываемой воды и повышения охвата выработкой запасов нефти предусмотрены мероприятия по ограничению водопритока и ремонтно-изоляционные работы.

[17] До настоящего времени ГРП являлся наиболее применяемым и дающим максимальный прирост добычи нефти видом ГТМ на фонде пласта. В прогнозируемом периоде объемы мероприятий по традиционному ГРП уменьшены ввиду снижения рентабельности из-за повышенной начальной обводненности продукции. Всего запланировано проведение 1213 скважино-операции, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 35017 тыс. тонн.

Наиболее эффективным видом ГТМ, основанном на вовлечении в разработку слабовырабатываемых участков залежей при отсутствии транзитного фонда является ЗБС: всего запланировано проведение 404 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 65532,4 тыс. тонн.

[18] Возвраты и приобщение способствуют вовлечению в разработку застойных и слабодренируемых участков при минимальных затратах на ГТМ. В прогнозном периоде запланировано проведение 176 возвратов и приобщений без дополнительных мероприятий, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 2031,3 тыс. тонн.

Обработка призабойной зоны пласта традиционно является наименьшим по эффективности видом ГТМ из вышеперечисленных, и направлена, в основном, на поддержание базовой добычи путем снятия скин-фактора в обрабатываемых скважинах при проведении ГКО и СКО. В прогнозном периоде запланировано 1252 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 19605 тыс. тонн.

[19] Всего по пласту АВ₁ предлагается провести 55 скважино-операций, с суммарным эффектом в виде дополнительной нефти в объеме 5231,2 тыс. т.

Важными аспектами планирования оптимизации, заслуживающими особого внимания ввиду достаточно высоких показателей успешности и удельной дополнительной добычи нефти, являются энергетическое состояние объекта, близость подошвенной воды и газовой шапки, соотношение забойного давления и давления насыщения нефти. В прогнозном периоде запланировано проведение 15714 скважино-операций с ожидаемой дополнительной добычей на уровне 34301 тыс. тонн.

[20] Проведение ремонтно-изоляционных работ, ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн, ликвидации аварий, запланировано в количестве 382 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 5370 тыс. тонн.

[21] Из анализа, представленного в предыдущих главах данной работы, видно, что по мере выработки запасов все большую долю в общем числе обработок составляют гидроразрыв пласта. Естественно, что эта тенденция будет иметь место и в перспективе. Диаграмма чувствительности проекта к риску находится в положительной части это означает что проект не подвержен рискам.