Гатиятуллин Руслан Альбертович. НР-09-1 ДП: «Анализ методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях объекта АВ1 Самотлорского месторождения»

3 Специальная часть дипломного проекта

3.1 Анализ эффективности применяемых методов

Самотлорское месторождение находится в зоне деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ОАО «Самотлорнефтегаз».

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.

На месторождении было выполнено 14124 геолого-технологических мероприятий. За пятилетний период работы скважины работали как на одном, так и на разных пластах, большое число скважин эксплуатируют совместно несколько пластов. При анализе эффективности ГРП в общем объеме мероприятий рассматривались и скважины, переведенные с других объектов с проведением ГРП.

Дополнительная добыча нефти за счёт ГТМ за рассматриваемый период составила 42,9 млн.т нефти, на одну скважино-операцию приходится 3,0 тыс.т. Приросты дебитов нефти и жидкости составляют 10,6 т/сут и 48,7 т/сут соответственно. Средние показатели по проведенным геолого-технологическим мероприятиям представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Осредненные параметры по видам мероприятий в 2009-2013гг.

Вид ГТМ	Год	Количество скважино-операций		Прирост дебита нефти, т/сут		Прирост дебита жидкости, т/сут		Годовая доп. добыча нефти, тыс. т		Уд. доп. добыча нефти, тыс. т/скв		Нак. доп. добыча нефти, тыс. т		Коэфф. эффективности, %
1	2	3		4		5		6		7		8		9
ГРП	2009	632		19,6		61,8		1655,5		2,6		5293,4		70
	2010	746		15,5		49,8		1667,8		2,2		4899,0		69
	2011	867		14,4		51,1		1568,8		1,8		3899,6		52
	2012	739		10,6		47,5		981,7		1,3		1867,1		29
	2013	446		9		48,4		481,1		1,1		481,1		12
Итого по ГРП			3430		14,1		51,7		6355		1,9		16440,2		48
ЗБС	2009	131		49,8		104,3		851,9		6,5		3167,9		79
	2010	212		34,8		90,2		1237,1		5,8		3916,4		78
	2011	229		30,3		117		1045,7		4,6		2953,2		67
	2012	282		21,1		164,8		910,6		3,2		1880,9		46
	2013	278		18,8		136,3		911,2		3,3		911,2		87
Итого по ЗБС			1132		27,7		127,2		4957		4,4		12829,6		84

Продолжение таблицы 3.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9
РИР, ЛНЭК ЛА	2009	87	3,9	-44,0	51,1	0,6	51,1	40
	2010	192	5,3	-30,6	280,2	1,5	280,2	51
	2011	126	4,6	-127,3	118,4	0,9	118,4	44
	2012	250	2,4	-162,3	185,1	0,7	185,1	40
	2013	235	2,6	-186,9	108,5	0,5	108,5	40
Итого по РИР		890	4,5	-104,3	743	0,8	743,3	40
ОПЗ	2009	624	3,4	10,5	377,0	0,6	377,0	51
	2010	786	3,8	14,6	561,8	0,7	561,8	68
	2011	495	4,7	44,6	319,3	0,6	319,3	60
	2012	555	4,4	47,6	435,1	0,8	435,1	65
	2013	214	4,2	22,3	136,8	0,6	136.8	39
Итого по ОПЗ		2674	4,0	26,9	1830	0,7	1830,0	56
ПВР	2009	561	5,7	38,2	387,3	0,7	387,3	61
	2010	344	5,0	31,0	370,1	1,1	370,1	58
	2011	177	6,3	51,7	220,3	1,2	220,3	55
	2012	131	5,4	57,1	120,8	0,9	120,8	63
	2013	72	4,4	25,5	38,6	0,5	38,6	50
Итого по ПBP		1285	5,5	40,0	1137	0,9	1137,1	59
Оптимизация	2009	509	7,1	95,1	609,8	1,2	643,6	45
	2010	429	6,9	86,6	500,2	1,2	568,6	43
	2011	529	8,4	107,9	908,4	1,7	988,3	73
	2012	708	8,7	131,7	1030,2	1,5	1076,1	65
	2013	461	6,8	106,8	522,6	1,1	522,6	65
Итого по оптимизации		2636	7,7	108,4	3571	1,4	3799,1	61
Возвраты и приобщения	2009	459	9,7	104,1	684,2	1,5	2386,0	56
	2010	445	9,9	104,9	533,0	1,2	1568,3	57
	2011	433	9,7	111,2	486,2	1,1	1249,6	50
	2012	473	7,2	98,4	394,3	0,8	786,6	36
	2013	267	7,4	96	215,5	0,8	215,5	38
Итого по возвратам и приобщениям		2077	9,1	103,4	2313	1,1	6206	46
В целом за период 2009 - 2013 гг.
Итого по ГТМ	2009	3003	14,2	52,9	4616,8	1,5	12306,2	58
	2010	3154	11,6	49,5	5150,3	1,6	12164,3	60
	2011	2856	11,2	50,9	4667,1	1,6	9748,7	57
	2012	3138	8,5	55,0	4057,8	1,3	6351,8	49
	2013	1973	7,6	35,5	2414,3	1,2	2414,2	47
Средние показатели за календарные годы		14124	10,6	48,7	20906	1,5	42985,2	56

Кроме ГРП и ОПЗ, так же многочислеными видами ГТМ за 2009-2013 гг. являются оптимизация насосного оборудования (2636 мероприятия или 19 %), возвраты и переводы на другие объекты (2077 операции или 15 %).

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 гидроразрыву пласта 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 %). Распределение объемов ГТМ и дополнительной добычи по видам ГТМ приведено на рисунках 3.1 и 3.2.

Рисунок 3.1 – Распределение объемов ГТМ по годам

Рисунок 3.2 - Распределение объемов ГТМ по видам

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 (Рисунок 3.3 – 3.5). Самыми многочисленными мероприятиями за анализируемый период оказались: ГРП - 3430 операций (24 %), обработка призабойных зон (ОПЗ) - 2674 (19 %) и оптимизация насоснгого оборудования – 2636 (19 %).

Рисунок 3.3 - Распределение дополнительной добычи по видам ГТМ

Рисунок 3.4 - Распределение удельной доп. добычи нефти по видам ГТМ

Рисунок 3.5 - Динамика изменения приростов дебита нефти и дебита жидкости по годам

В 2009-2013г. эффективность по мероприятиям изменяется от 0,40 по РИР до 0,84 по ЗБС и в среднем составляет 0,56 (Таблица 3.1).

В 2009-2013 гг. распределение дополнительной добычи по пластам следующее: наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти в отчетный переод приходится на объект АВ₁^1-2(рябчик) 14522 тыс.т (34 %) и БВ₈8907 тыс.т (21%). Наибольшее число мероприятий за анализируемый период провели на объектах АВ₁^1-2- 4940 операций (35 %) и на объекте АВ_2-3- 2991 операций (21 %) (Рисунки 3.6 - 3.7).

Рисунок 3.6 - Распределение объемов ГТМ по пластам

Рисунок 3.7 - Распределение удельной доп. добычи нефти на 1 скв/опер. по пластам