Анализ эффективности применяемых методов
Рациональная разработка нефтяных месторождений включает применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта, направленных на максимально эффективное и экономически рентабельное извлечение нефти и бесперебойную работу подземного оборудования.Призабойная зона скважины (ПЗС) подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта, при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе эксплуатации скважины проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС.Под воздействием на призабойную зону пластов предполагается комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины.
Ежегодно на месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий (ГТМ) для регулирования разработки. За период с 01.01.2008 г. по 01.01.2013 г. на месторождении было проведено 1107 мероприятий на добывающем фонде и494 мероприятия на нагнетательных скважинах. Дополнительная добыча нефти за счет ГТМ (без учета переходящего эффекта от ГТМ прошлых лет) составила 614,3 тыс. т или 17,7 % от суммарной добычи за последние пять лет. Кроме того, за счет переходящего эффекта от ГТМ, проведенных в анализируемый период, дополнительная добыча составила 1199,7 тыс. т нефти. Динамика и структура добычи нефти в целом по месторождению за последние пять лет, с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ, графически отображена на рисунках 7.1 и 7.2.
Рисунок 7.1 – Динамика добычи нефти и количества ГТМ в целом по месторождению
Рисунок 7.2 – Структура добычи нефти
Из графиков видно, что при падающей базовой добыче дополнительно добытая за счет ГТМ нефть (с учетом переходящего эффекта) в 2009-2011 годах позволяет стабилизировать годовую добычу, обеспечивая выполнение показателей разработки. В 2012 году дополнительно добытая нефть уже не способствует поддержанию общей добычи, а фактическая добыча ниже проектной.
В таблице 7.1 приведены сведения по основным видам ГТМ и дополнительной добыче нефти на добывающем фонде за период 2008-2012 г. г., а в таблице 7.2 приведены виды и эффективности ГТМ с разбивкой по объектам разработки.
Таблица 7.1 – Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде в целом по месторождению
Таблица 7.2 – Виды и показатели эффективности ГТМ
Продолжение таблицы 7.2
Продолжение таблицы 7.2
Среди применяемых технологий отмечены: гидравлический разрыв пласта (ГРП), технологии обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ), перфорационные работы, ремонтно-изоляционные работы (РИР) по ограничению водопритока и изоляции нарушений эксплуатационной колонны, оптимизация глубиннонасосного оборудования (ГНО), ввод скважин из бездействия и других категорий, перевод скважин на другие объекты, ввод боковых стволов и мероприятия по внедрению оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Максимальная дополнительная добыча была получена за счет ГТМ 2011 года (169,7 тыс. т нефти, что составляет 24,5 % от годовой добычи). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча в 2012 году составила более 330 тыс. т или 49,8 % от годовой добычи. Это объясняется максимальным количеством ГТМ, проведенных в 2011 году (301 мероприятие, 27,2 % от общего количества ГТМ за анализируемый период). По количеству мероприятий лидерами являются мероприятия, связанные с перфорационными работами, и мероприятия по обработке призабойной зоны. Максимальное количество дополнительной нефти получено за счет перфорационных работ (33,8 % от общего количества дополнительно добытой нефти) и мероприятий по оптимизации работы глубиннонасосного оборудования (23,3 %).Дополнительная добыча нефти при оптимизации ГНО связана с форсированным отбором жидкостии, как правило, с увеличением обводненности добываемой продукции.
На рисунке 7.3 представлено распределение основных показателей эффективности по группам ГТМ в целом по месторождению.
Рисунок 7.3 – Основные показатели эффективности по группам ГТМ
Как видно из рисунка, максимальная удельная эффективность была получена от мероприятий по вводу боковых стволов, минимальная – от ввода скважин из продолжительного простоя (из бездействия и других категорий). С высокой удельной эффективностью проведены также мероприятия по интенсификации добычи нефти,по гидроразрыву пласта.
Анализ показывает, что большинство геолого-технических мероприятий сопровождаются приростом дебита воды. Суммарная дополнительная добыча воды в год проведения ГТМ составила 3208,2 тыс. т, т.е. на каждую дополнительно добытую тонну нефти добыто дополнительно 5,2 т воды. Максимальное количество дополнительной воды добыто в 2011 и 2012 годах, и связано это с такими видами ГТМ, как перфорационные работы и оптимизация ГНО. Дополнительная добыча попутной воды приводит к дополнительным затратам по ее добыче, внутрипромысловой транспортировке, подготовке и в дальнейшем – ее утилизации. И не всегда такие затраты бывают оправданными, поэтому стоит более тщательно подбирать скважины-кандидаты для проведения ГТМ, а также строго соблюдать технологию проведения мероприятий.Стоит отметить, что технологический эффект от мероприятия зависит преимущественно от местоположения и состояния скважины, состояния ПЗП и зоны дренирования скважины на момент проведения ГТМ, а в большей степени – от соблюдения технологии проведения и качества выполнения ремонта. Для качественного подбора скважин, снижения рисков обводнения в результате ГТМ или проведения мероприятий, не достигающих ожидаемого эффекта, следует проводить до ГТМ гидродинамические исследования скважин: определение дифференциального профиля притока в скважину, фильтрационных характеристик призабойной зоны методом КВУ и ГИС с целью определения целостности эксплуатационной колонны и заколонного камня.
Большая часть фонда скважин пробурена на башкирский объект, наиболее крупный и освоенный объект месторождения.Показатели добычи и закачки этих скважин определяют большинство интегральных и дифференциальных показателей разработки всего месторождения. На геолого-технические мероприятия, проведенные на скважинах башкирского объекта, приходится 70,6 % от общего количества дополнительной нефти. На рисунке 7.4 приведено распределение дополнительно добытой нефти по объектам разработки.
Рисунок 7.4 – Распределение дополнительно добытой нефти по объектам
Далее эффективность ГТМ будет рассмотрена по объектам разработки и категориям фонда скважин.
Верейский объект
Решениями проектного документа объект носит статус возвратного. Освоение его запасов должно осуществляться фондом скважин, выполнившим целевое назначение на нижележащих пластах. За анализируемый период на скважинах верейского объекта было выполнено 340 ГТМ, из них 109 мероприятий (32 % от общего количества ГТМ по объекту) были направлены на перевод добывающих скважин на данный объект. Дополнительно за счет ГТМ добыто 134,3 тыс. т нефти, что составляет 27,7 % от добычи по верейскому объекту за данный период. Дополнительная добыча с учетом переходящих эффектов от этих ГТМ составила 284,5 тыс. т нефти или 58,8 % от суммарной добычи за анализируемый период. В 2010 году дополнительная добыча за счет ГТМ составила 41,1 % от годовой добычи, и этому способствовало большое количество выполненных мероприятий по обработке призабойной зоны пласта (35 мероприятий или 20% от общего количества ГТМ за анализируемый период) и эффективные переводы скважин с нижележащих объектов. Динамика добычи нефти по верейскому объекту с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ приведена на рисунке 7.5, а на рисунке 7.6 приведена структура добычи нефти. Из графиков видно, что дополнительно добытая за счет ГТМ нефть (с учетом переходящего эффекта) обеспечивает значительный рост общегодовой добычи по объекту, а в 2011-2012 г. г. происходит стабилизация добычи, но даже при этом проектные уровни по добычене достигаются.
Рисунок 7.5 – Динамика добычи нефти. Верейский объект
Рисунок 7.6 – Структура добычи нефти. Верейский объект
Сведения по группам ГТМ на верейском объекте и полученной по ним эффективности приведены в таблице 7.3. Из таблицы видно, что в основном проводились мероприятия по обработке призабойной зоны (149 мероприятий или 38 %), переходу на новый горизонт (109 мероприятий или 32%), ГРП (42 мероприятия или 12,4 %), а также перфорационные работы, РИР, оптимизация ГНО и ввод скважин из бездействия и других категорий. Максимальная эффективность (+3,6 т/сут при средней эффективности по объекту + 2,7 т/сут) получена за счет перехода на новый объект, минимальная – за счет ввода скважин из бездействия и других категорий(+1,4 т/сут) и за счет РИР (+1,4 т/сут).Максимальное количество дополнительной нефти получено за счет мероприятий по переводу скважин на данный объект и ОПЗ – эти два вида ГТМ обеспечили почти 80% дополнительной добычи по объекту.
Как и на других объектах Гремихинского месторождения, практически все ГТМ привели к увеличению добычи попутной воды. В среднем, на каждую дополнительно добытую тонну нефти приходится 0,9 т дополнительной воды. Наиболее обводненные – это мероприятия по вводу в эксплуатацию скважин из неработающего фонда (8,6 т воды на тонну нефти), оптимизация работы ГНО (2,6 т воды на тонну нефти) и РИР (2,9 т воды на тонну нефти). Результатов ГИС по определению профиля приемистости (притока) и определения целостности заколонного камня в скважинах после их перевода на верейский объект нет, поэтому делать выводы о том, что вода получена именно с верейского объекта, было бы некорректно. Вполне возможно, что при наличии заколонных перетоков в скважинах была получена вода с нижележащих объектов. Поэтому необходимо предусмотреть в больших объемах ремонтно-изоляционные работы в скважинах верейского объекта.
Таблица 7.3 – Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде. Верейский объект
Башкирский объект
Оценивая динамику фактических показателей разработки объектов, применительно к показателям башкирского, можно говорить о завершающей стадии разработки объекта, характеризующейся стабилизацией добычи нефти и высокой долей воды в продукции.Увеличение обводненности усложняет работу по извлечению остаточных запасов. Характерным для таких условий является опережающее обводнение высокопроницаемых пропластков, вызванное неоднородностью нефтеводонасыщенного коллектора, образование обширных промытых зон и, в связи с этим, неполный охват коллектора воздействием. В этих условиях резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды. Этим объясняется то, что наибольшее количество мероприятий по интенсификации притоков и увеличению нефтеотдачивыполнены на фонде скважин башкирского яруса – за последние пять лет было проведено 730 мероприятий на добывающих скважинах, что составляет 65,9 % от общего количества ГТМ на Гремихинском месторождении.
Сведения по группам ГТМ на башкирском объекте и полученной по ним эффективности приведены в таблице 7.4. Из таблицы видно, что преобладают мероприятия по перфорационным работам (47%), по обработке призабойной зоны, оптимизации ГНО, большое внимание уделяется мероприятиям по вводу в работу длительно простаивающих скважин. Всего за пять последних лет из бездействия и других категорий введены 51 скважина, дополнительно за счет этих мероприятий добыто 25,2 тыс. т нефти. Большое количество мероприятий направлено на ремонтно-изоляционные работы: выполнено 77 РИР (почти половина из них выполнены в 2012 году), дополнительная добыча за счет РИР составила 22,4 тыс. т нефти. Хорошая эффективность была получена от ввода боковых стволов (+10 т/сут при средней эффективности по объекту +4,3 т/сут), ПВЛГ (+7,1 т/сут) и оптимизации ГНО (+6,2 т/сут). Ниже эффективность оказалась от мероприятий по вводу скважин из бездействия и ОПЗ.
Дополнительная добыча за счет ГТМ по башкирскому объекту составила 433,5 тыс. т нефти, что составляет 70,6 % от всей дополнительной добычи по месторождению. С учетом переходящего эффекта от этих ГТМ дополнительная добыча нефти за пять лет составила 765,7 тыс. т, что составляет 30,1 % от суммарной добычи за анализируемый период. В 2011 и 2012 годах дополнительная добыча за счет ГТМ с учетом продолжающихся эффектов составляла более 40% от общегодовой добычи. Динамика и структура добычи нефти по башкирскому объекту с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ нефти представлены на рисунках 7.7 и 7.8.
Таблица 7.4 – Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде. Башкирский объект
Рисунок 7.7 – Динамика добычи нефти и количества ГТМ. Башкирский объект
Рисунок 7.8 – Структура добычи нефти. Башкирский объект
Характерным для завершающей стадии разработки объекта является опережающее обводнение высокопроницаемых пропластков, вызванное неоднородностью нефтеводонасыщенного коллектора, образование обширных промытых зон и, в связи с этим, неполный охват коллектора воздействием. В этих условиях резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды. Надежным способом повышения нефтеотдачи пластов является перераспределение и ограничение фильтрации воды в промытых зонах пласта. Этим объясняется то, что на данном объекте выполнено 77 мероприятий по изоляционным работам – почти 90% от всего количества РИР на месторождении.
Практически все мероприятия сопровождаются ростом дебита воды. Суммарная в год проведения ГТМ дополнительно добытая вода в 6,9 раз превышает дополнительную нефть. В отличие от нефти, дополнительная добыча воды не находится в прямой зависимости от общего количества ГТМ, а больше зависит от видов ГТМ и качества их проведения.
Визейский объект
На скважинах визейского объекта за период с 01.01.2008 г. по 01.01.2012 г. проведено 35 ГТМ, и за счет этих мероприятий дополнительно добыто 41,5 тыс. т нефти (9,6 % от суммарной добычи за этот период). С учетом переходящего эффекта от этих мероприятий дополнительная добыча нефти составила 149,5 тыс. т, что составляет 34,4 % от суммарной добычи за анализируемый период. Динамика добычи по визейскому объекту с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ нефти приведена на рисунке 7.9, а на рисунке 7.10 приведена структура добычи нефти. Из графиков видно, что при падающей базовой добыче даже дополнительно добытая за счет ГТМ нефть не способствует стабилизации общегодовой добычи. При небольшом количестве добывающих скважин на объекте эффективные мероприятия оказывают существенное влияние на добычу, особенно это прослеживается на графиках в 2008 году, когда дополнительная добыча составила 25,5% от общегодовой добычи.
Рисунок 7.9 – Динамика добычи нефти и количества ГТМ. Визейский объект
Рисунок 7.10 – Структура добычи нефти. Визейский объект
Сведения по группам ГТМ на визейском объекте и полученной по ним эффективности с разбивкой по годам приведены в таблице 7.5. Из таблицы видно, что преобладают мероприятия по оптимизации ГНО (28,6 % от общего количества ГТМ на данном объекте), вводу скважин из бездействия и других категорий (17,1%), перфорационным работам (20%) гидроразрыву пласта (11,4 %), т.е. на эти виды ГТМ приходится более 70% от всех ГТМ на визейском объекте. По 2-3 мероприятия проведены ОПЗ, ввод боковых стволов и РИР.Самыми высокоэффективными оказались мероприятия по оптимизации ГНО в 2008 году: при средней эффективности по объекту +7,3 т/сут по этим мероприятиям эффективность составила +18,7 т/сут, и дополнительно в 2008 году добыто 17 тыс. т нефти. Положительное влияние на показатели работы скважин визейского объекта оказало применение гидравлического разрыва пласта. За счет ГРП получено 11,2 тыс. т дополнительной нефти при эффективности +14,9 т/сут.
По сравнению с другими объектами, по ГТМ на визейском объекте получены самые высокие показатели: при средней эффективности по месторождению в +3,9 т/сут на визейском объекте эффективность составила +7,3 т/сут. При этом наблюдается тенденция снижения эффективности ГТМ как по продолжительности эффекта, так и по количеству дополнительной нефти, приходящейся на одно мероприятие.
Практически все ГТМ привели к увеличению добычи попутной воды. В среднем, на каждую дополнительно добытую тонну нефти приходится 2,6 т дополнительной воды. Наиболее обводненные – это перфорационные работы, мероприятия по вводу скважин из бездействия и мероприятия по замене ШГН на ШВН.
И все же, можно сделать вывод, что на визейском объекте от ГТМ получена высокая эффективность.
Таблица 7.5 – Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде. Визейский объект
Турнейский объект
На турнейском объекте выполнены следующие ГТМ: перевод скважины 1524 в марте 2012 года на турнейский объект, в мае 2012 года перевод с ШГН на ШВН, а затем в июне 2012 года перевод с ШВН на ЭОВН. За счет этих мероприятий добыто 4999 т нефти, и с этого началась разработка турнейского объекта.