МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОСТАВЛЕНИЮ ПРОГРАММЫ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
Р. КУРАМШИН, ОАО «ВНИИнефть», С. МУЛЯВИН, Р. ЮМАЧИКОВ, ОАО «СибНИИНП», О. МОРОЗОВ, ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»
Одной из основных задач рационального недропользования является сегодня максимальное использование пробуренного фонда скважин в целях стабилизации и дальнейшего наращивания добычи нефти. Это в первую очередь относится к старым, разрабатываемым продолжительное время месторождениям, фонд скважин на которых в значительной степени реализован, основная доля запасов извлечена. Поэтому необходимо наметить комплекс мероприятий по вовлечению в разработку слабодренируемых, низкопродуктивных, ранее не вовлеченных в разработку участков месторождения.
Поставленная задача решается с использованием геолого-промыслового анализа результатов эксплуатации и исследований всех скважин, особенно низкодебитных и высокооб-водненных. Последующая реализация на месторождении разработанных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) по оптимизации и интенсификации эксплуатации добывающих скважин, развитию системы заводнения должна повлечь за собой увеличение добычи нефти при минимальных затратах и, как следствие, максимальное увеличение прибыли предприятия, индекса доходности и т. п.
В целях оптимального подбора ГТМ в работе [1] предлагается создать банк нефтегазовых технологий, включающий данные о существующих эффективных отечественных и зарубежных технологиях, вплоть до полных текстов РД с необходимыми номограммами, схемами, техническими характеристиками оборудования и др. Тем более, что в России накоплен огромный опыт по созданию и реализации различных технологий.
Разработки новейших отечественных программ выбора ГТМ по фонду скважин обычно ориентируются на увеличение добычи нефти поиском объектов с наибольшей эффективностью, наименее зависящих при разработке от технического несовершенства или ос-ложненности скважин [2, 4]. Главными критериями выбора скважин для проведения ГТМ рекомендуется считать следующие:
■ большая текущая нефтенасыщенная толщина;
■ наличие неперфорированных интервалов пласта в скважине;
■ отсутствие гидродинамической связи с перфорированным пластом;
■ большое расстояние до добывающих скважин;
■ малая глинистость и (или) высокая песчанистость;
■ высокая проницаемость;
■ большой прогнозный дебит;
■ извлекаемые запасы нефти на 1 м нефтенасыщенной толщины.
Выбор этих параметров в качестве основных критериев не лишен здравого смысла. Так, при подготовке программ геолого-технологических мероприятий по Ермаковскому месторождению основывались на результатах ежегодного анализа эксплуатации низ-
Динамика технологических показателей Ермаковского месторождения
кодебитных и высокообводненных скважин, причин бездействия и анализа системы заводнения.
Разработка и внедрение геолого-технологических мероприятий на таком сложном с геологической точки зрения месторождении позволили максимально использовать фонд скважин в течение восьми лет, активизировать систему заводнения и сформировать ее в соответствии со структурой остаточных запасов.
Выполнение программ ГТМ в период 1994—2000 гг. по Ермаковскому месторождению, составленных специалистами ОАО «СибНИИНП» и НГДП «Ермаковское» [4, 14], позволило не только остановить снижение добычи нефти, но и стабилизировать ее на уровне 1,5 млн т в течение 8 лет.
Основываясь на опыте, в период 1995—1996 гг. специалистами ОАО «СибНИИНП» и ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» была выполнена научно-исследовательская работа «Комплексные геолого-технологические мероприятия на 1996—1997 гг. по оптимальному использованию добывающего фонда скважин и развитию системы заводнения с целью стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Данная работа рассмотрена на Центральной Комиссии по разработке МТЭ РФ и утверждена к реализации (протокол ЦКР № 2178 от 9.10.1997 г.) [16].
Реализация программы мероприятий на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» проводилась в период 1996—1998 гг., что позволило снизить темп падения добычи нефти, стабилизировать на уровне 16—18 млн т и нарастить ее на старых месторождениях до 20 млн т в 2003 г.
Предложенная программа ГТМ основана на решении трех основных задач, для реализации которых созданы расчетные модули в программном продукте «ПАНТЕРРА».
Задача первая — геологическая. Решение ее осуществляется путем построения адресной геологической модели участка месторождения в районе исследуемой скважины и включает изучение геологического строения продуктивного пласта; построение схем
корреляций, геологических разрезов, структурных карт и нефтена-сыщенных толщин, геолого-статистических разрезов и т. д.
Вторая задача — технологическая, решение которой дает информацию о добывных возможностях участка в районе исследуемой скважины и включает:
■ изучение технологических показателей эксплуатации исследуемой и близлежащих скважин;
■ анализ и сопоставление интервалов перфорации скважин;
■ анализ гидродинамических исследований скважин;
■ построение зависимостей, характеризующих геолого-технологические условия эксплуатации скважины;
■ построение карт текущих отборов жидкости и т. д.
Основные анализируемые показатели работы скважин:
■ текущая обводненность, % (<50; 50—95; >95);
■ накопленная добыча нефти, тыс. т (<5; 5—25; >25; >100);
■ доля безводной добычи, % (>10; <10) или входная обводненность, % (5—10, более 10);
■ характер обводнения (постепенный, стабильный или мгновенный);
■ местоположение скважины (нагнетательный ряд, 1-й ряд, зона стягивания, одиночная);
■ пластовое и забойное давления, динамический уровень;
■ газовый фактор, м3/т (низкий <50, 50—200, >200; высокий >500—600), газовый режим и буферное давление, МПа (<20, 20— 30 и >30).
Задача третья, наиболее сложная, требующая высокой квалификации специалистов, — аналитическая. Ее решение дает представление о характере выработки и структуре остаточных запасов нефти участка месторождения в районе исследуемой скважины. Для этой цели проводятся:
■ построение геолого-статистического разреза вероятности заводнения пласта, вероятности подключения интервалов в разработку;
■ экспертное определение текущей насыщенности продуктивного пласта в районе исследуемой скважины:
а) прямым замером — методы ИННК (импульсный нейтрон-нейтронный каротаж), РБТ (углеродно-кислородный анализ), ШАМ (широкополосной акустический метод), термометрия и т. д.;
б) косвенным методом — по обводненности продукции, транзитным скважинам и т. д.
в) методом трехмерного гидродинамического моделирования;
г) методом характеристик:
о = Т(х) - X • Т'(х), Г = 1 - Т'(х), где: X = 0(1)/ Оо, Т(х) = 0н(1)/ Оо,
о — динамическая нефтенасыщенность, Г — доля воды в потоке,
0н(0, 0(1) — количество добытых нефти и жидкости, О0 — подвижные запасы нефти.
При этом для ячейки (1, ]) со скважиной насыщенность уточняется по формуле В. А. Андреева [11]:
где Уу = Дх'Ду'Ь/Ш'Кнн — нефтенасыщенный объем (1, ]) ячейки.
На основании проведенных исследований строится геолого-технологическая модель участка месторождения с учетом гравитационных сил в районе исследуемой скважины с определением динамики обводнения пропластков и расположения пропластков с невы-работанными, остаточными запасами нефти (модуль «Р^гЭ») [12].
На основе геолого-технологического анализа могут быть предложены следующие виды мероприятий:
■ оптимизация режима работы добывающей скважины;
■ интенсификация добычи нефти;
■ дострел продуктивных интервалов;
■ ремонтно-изоляционные работы (РИР);
■ зарезка второго ствола;
■ приобщение продуктивных пластов других объектов эксплуатации;
■ промысловые геофизические исследования;
■ возврат (перевод )скважины на вышележащий объект или углубление на нижележащий объект эксплуатации;
■ оптимизация режима работы нагнетательной скважины;
■ перевод скважины под закачку;
■ перевод скважины в категорию пьезометрических, контрольных, наблюдательных;
■ консервация скважины;
■ ликвидация скважины;
■ бурение новых скважин на неразрабатываемых, слабодрени-руемых участках залежи, в том числе с горизонтальным стволом и многозабойных.
Рассмотрим более подробно каждый из видов мероприятий и критерии для его выбора.
Оптимизация режима работы добывающих скважин. Назначается в целях интенсификации добычи нефти и может быть предложена на исследуемой скважине в случае, когда близлежащие скважины, вскрывшие перфорацией те же интервалы, в аналогичных геологических условиях, при таком же пластовом давлении эксплуатируются с большими дебитами по нефти и жидкости или потенциальный дебит скважины выше.
В этом случае возможны две причины работы скважины ниже своих потенциальных возможностей.
Причина 1. Неисправность или сбои в работе подземного оборудования.
Решение — смена подземного оборудования или устранение сбоев в работе.
Если скважина эксплуатируется в нормальном режиме, возможен вариант снижения забойного давления (переход на форсированный отбор жидкости или ниже давления насыщения).
Причина 2. Низкий межремонтный период (МРП) по причине выноса механических примесей (проппанта).
Решение — установка сепаратора газопесочного.
Интенсификация добычи нефти. Рекомендуется осуществлять в случае снижения дебита или даже отсутствия притока, не связанного с изменениями в системе разработки.
Причина 1. Загрязнение призабойной зоны пласта, что ведет к снижению продуктивности скважины или отсутствию притока.
Решение — в этом случае проводится химическая или механическая очистка ПЗП.
Химические методы.
Обработка ПЗП кислотными растворами, растворами ПАВ и т. д. При этом предварительно делается анализ ранее осуществляемых на скважине химических обработок ПЗП и анализ химического состава пород, слагающих продуктивный пласт.
Решение — назначение наиболее эффективной обработки призабойной зоны пласта. Расчет необходимого количества химических реагентов.
Причина 2. Отсутствие циркуляции или авария в скважине.
Решение — нормализация (очистка) забоя или ликвидация аварии.
Механические методы.
Свабирование, УОС, метод переменны
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.