Результаты применения потокоотклоняющих и нефтеотмывающих технологий

Методы по интенсификации добычи нефти и повышения

Нефтеотдачи

7.1. Результаты применения методов по воздействию

на призабойную зону скважин

При эксплуатации нефтяных месторождений существует множество причин, которые могут нарушать связь продуктивного пласта со скважиной. Для частичного или полного устранения этих нарушений и для достижения потенциальных дебитов нефти, используются различные способы обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ). Причины изменения свойств призабойной зоны пласта заключаются в процессах, вызываемых бурением, креплением, освоением и ремонтом скважин, в результате которых происходит загрязнение от проникновения соответствующих рабочих жидкостей, а также физико-химические изменения в процессе эксплуатации скважин. Анализ проведен за период 2003-2007гг.

Добывающие скважины

Объект АС₉. В добывающих скважинах объекта АС₉ обработки призабойной зоны проводились только совместно с изоляционными работами, самостоятельных воздействий не проводилось. Совместно с изоляционными работами проведено одно ОПЗ объемным кислотным составом и два перестрела. Эффективность от них оценивалась совместно с изоляционными работами.

Объект БС₁. На скважинах объекта физико-химические обработки призабойной зоны проводились как самостоятельные воздействия, так и в комбинации с перфорационными технологиями.

Проведено 5 мероприятий по физико-химическому воздействию на ПЗП, три мероприятия по повторной перфорации и три по повторной перфорация совместно с химическими ОПЗ, табл.7.1.1, табл.7.1.2. Дополнительная добыча составила 7.24 тыс.т нефти при средней эффективности 657.0 т/скв.опер.

Проведено 2 скважино - операции по гидрофобизации призабойной зоны (закачка реагента «Полисил»), при средней эффективности 290 т/скв.опер.

Наибольший средний прирост дебита нефти и наибольшая технологическая эффективность получены от проведения ОПЗ растворами ПАВ и повторной перфорации. Наименьший эффект получен от проведения перестрела с последующей обработкой призабойной зоны солянокислотным составом, но проведена только одна обработка на низкопродуктивной скважине. По этой же скважине получена наибольшая кратность увеличения продуктивности по жидкости – 10.7 раз. По другим мероприятиям кратность увеличения продуктивности составила от 1.6 до 3.8 раз. Средняя продолжительность эффекта составила 348 сут.

Всего о проведения 11 скважино – операций по воздействию на призабойную зону дополнительно получено 7.23 тыс. т нефти при средней эффективности 656.9 т/скв.опер. На перспективу планируется применение всех применяющихся на объекте технологий ОПЗ.

Объект БС₂₊₃. На скважинах объекта воздействия на призабойную зону проведны в 6 скважинах, из них две ОПЗ растворами ПАВ, 3 перестрела и один дострел + перстрел с ОПЗ растворителем. Кратность увеличения продуктивности составила от 1.2 до 2.2 раз. Все методы эффективны и планируются на перспективу. От проведения 6 скважино-операций дополнительная добыча нефти составила 7.65 тыс.т при средней эффективности 1275.6 т/скв.опер.

Объект БС_10-11, пласт БС₁₀. На скважинах пласта за анализируемый период проведен наибольший объем мероприятий по воздействию на ПЗП – 312 скважино – операций с дополнительной добычей нефти 427.3 тыс.т, удельной эффективностью 1259.6 т/скв.опер. и средней продолжительностью эффекта 424 сут.

В основном, использовались традиционные технологии ОПЗ: глино-солянокислотные ОПЗ (ГКО, СКО), повторная перфорация, депрессионное воздействие, ОПЗ растворителями, растворами ПАВ и щелочно-кислотные ОПЗ. Вместе с тем в значительных количествах применялись объемные кислотные ОПЗ (объем композиции 12-30 м³), ОПЗ композицией СНПХ, состоящей из смеси соляной, плавиковой кислот, ацетона и ПАВ с объемами закачки 18 м³ и их комплексное применение с перфорационными технологиями.

Эффективность практически всех технологий достаточно высокая и находится в пределах 1000-2000 т/скв.опер. Наиболее высокая эффективность получена от совместного применения перфорационных технологий и объемных кислотных ОПЗ – в пределах 2200 ÷ 2900 т/скв.опер. Эффективность объемных кислотных ОПЗ и ОПЗ композицией СНПХ находится в пределах 1000-1200 т/скв.опер. Эффективность стандартных кислотных ОПЗ так же несколько выше среднестатистической величины и составляет 400-1000 т/скв.опер. Несколько ниже эффективность повторной перфорации – 289.3 т/скв.опер. В дальнейшем для достижения большей эффективности повторную перфорацию планируется проводить с последующей физико-химической обработкой ОПЗ. Максимальные средний прирост дебита нефти за время действия эффекта получен от дострела с объемной ОПЗ – 10 т/сут и при применении объемных кислотных ОПЗ в различных сочетаниях с другими технологиями (4-5т/сут). Прирост дебита нефти по остальным технологиям находится в пределах 1-4 т/сут. Наибольшая кратность увеличения продуктивности по жидкости получена от проведения комбинированных кислотных ОПЗ – 11.5 раз. По другим мероприятиям кратность увеличения продуктивности составила от 1.7 до 4.9 раз. Все рассмотренные технологии воздействия на призабойную зону планируются к применению на перспективу.

Объект БС_10-11, пласт БС₁₁. На скважинах пласта проведено 68 мероприятий по воздействию на ПЗП с дополнительной добычей нефти 38.8 тыс.т, удельной эффективностью 540.3 т/скв.опер. и средней продолжительностью эффекта 237 сут. Номенклатура применяемых технологий практически соответствует технологиям, применяемым на пластах БС₁₀. Технологические показатели эффективности применения методов ниже чем по пласту БС₁₀ по причине более низких ФЕС пласта БС₁₁ по сравнению с БС₁₀. Наибольшая эффективность также, как и по пласту БС₁₀ получена от применения объемных ОПЗ – 1056 т/скв.опер. Эффективность традиционных технологий находится в пределах 100-540 т/скв.опер. В единичных скважинах от проведения повторной перфорации, ОПЗ растворителями, ОПЗ растворами ПАВ и щелочно - кислотных ОПЗ получена эффективность в пределах 20 тонн дополнительной нефти. Тем не менее из – за единичного применения нет основания отказываться от данных технологий, следует только более тщательно подходить к выбору скважин для их применения.

В перспективе планируется комплексное применение перфорационных технологий с объемными кислотными ОПЗ.

Средний прирост дебита нефти по технологиям находится в пределах 0.1-2.8 т/сут при наибольшем приросте от объемных кислотных ОПЗ - 2.8 т/сут.

Наибольшая кратность увеличения продуктивности получена от дострелов продуктивных интервалов – 3.4, остальных методов в пределах 1-2 раз.

Объект ЮС₂. За анализируемый период проведено 2 объемные кислотные ОПЗ. В боковом стволе скважины № 3350 09.2005г. проведена закачка композиции в объеме 37.5 м³, состоящая из реагента СНПХ, объемного кислотного состава и раствора ПАВ. Технологическая эффективность составила 955 тонн дополнительной нефти, при среднем приросте дебита нефти 13.5 т/сут. Коэффициент продуктивности увеличился с 0.3 до 6.7 т/(сут*МПа). Но при этом продолжительность эффекта составила всего 71 сут, что свидетельствует о кратковременном эффекте от данной обработки.

От проведения объемной кислотной ОПЗ в скв.№ 938Р 02.2006г. дополнительно добыто 789 тонн нефти при продолжительности эффекта 317 сут, при этом увеличение коэффициента продуктивности составило 9 раз (с 0.3 до 2.7 т/(сут*МПа)). На перспективу планируется, преимущественно, применение объемных ОПЗ, особенно в скважинах с ГРП.

В целом по месторождению за период 2003-2007 гг. от проведения 399 мероприятий по воздействию на призабойную зону добывающих скважин дополнительно, с учетом переходящего эффекта от воздействий в предыдущие годы, получено 482.7 тыс.т нефти при средней эффективности 1118.7 т/скв.опер. Доля дополнительной добычи нефти в общей добыче составила 2.6 %.

Нагнетательные скважины

Основное предназначение мероприятий по воздействию на призабойную зону нагнетательных скважин - это восстановление и увеличение приемистости, тем не менее, любое воздействие в той или иной степени приводит к перераспределению потоков нагнетаемой воды и вовлечению в активную разработку слабодренируемых запасов нефти. Поэтому анализ ОПЗ проводился с двух позиций, как влияние непосредственно на изменение приемистости скважин, так и влияние на характер вытеснения нефти водой на участке нагнетательной скважины.

По объекту БС₁ за период 2003-2007гг. проведено 38 мероприятий по воздействию на призабойную зону нагнетательных скважин, дополнительно (с учетом переходящего эффекта) получено 25.2 тыс.т нефти при удельной эффективности 579 т/скв.опер, табл.7.1.3, 7.1.4.

Все мероприятия проводились на скважинах с относительно высокой приемистостью, в пределах 200-300 м³/сут. Наибольшая кратность увеличения приемистости получена от применения комплексных ОПЗ -1.7 раз и повторной перфорации -1.4 раз. Увеличение приемистости от проведения стандартных соляно-глинокислотных обработок составило 1.26-1.3 раза. Невысокая кратность увеличения приемистости от ОПЗ реагентом СНПХ (1.06) частично объясняется тем, что скважины, в которых проведено данное воздействие расположены в краевых зонах залежи, имеющих пониженные ФЕС. Планируется, в перспективе, для уточнения эффективности от ОПЗ СНПХ провести их в нагнетательных скважинах расположенных в различных частях залежи. Эффективность по окружающим добывающим скважинам составила 379-853 т/скв.опер. Средняя продолжительность эффекта изменяется от 300 до 900 сут. Все используемые на объекте технологии планируются к применению на перспективу.

По объекту БС₂₊₃ проведено 3 мероприятия по воздействию на призабойную зону нагнетательных скважин, дополнительно (с учетом переходящего эффекта) получено 1.84 тыс.т нефти при удельной эффективности 612 т/скв.опер.

Все мероприятия проводились на скважинах с высокой приемистостью, в пределах 240-660 м³/сут. Наибольшая кратность увеличения приемистости получена от применения композиции СНПХ -2.3 раз. Эффективность по окружающим добывающим скважинам составила в пределах 117-1176 т/скв.опер. Средняя продолжительность эффекта изменяется от 220 до 460 сут. Все используемые на объекте технологии планируются к применению на перспективу.

На скважинах пласт БС₁₀ объекта БС_10-11 проведен наибольший, по сравнению с другими объектами, объем мероприятий – 317 скважино - операций. Дополнительная добыча нефти от их применения составила 149.8 тыс. т нефти при средней удельной эффективности 446.4 т/скв.опер.

Основной объем воздействий на призабойную зону приходится на глинокислотные ОПЗ (143 скважино – операции), солянокислотные ОПЗ (47 скважино – операций) и ОПЗ композицией СНПХ (43 скважино – операции). Объем проведения других методов находится в пределах 3-24 скважино - операций. Основной объем ОПЗ проведен на скважинах, характеризующихся средней приемистостью в пределах 30-80 м³/сут. Наибольшая кратность увеличения приемистости получена при проведении дострела пласта (4.2) и от применения комплексных кислотных ОПЗ (3.6). В последнем случае средняя приемистость до обработки была самой низкой – 13.4 м³/сут, после проведения комплексных ОПЗ повысилась до 48 м³/сут. В абсолютном выражении наибольший прирост приемистости получен от проведения повторной перфорации (+253 м³/сут). Эффективность по окружающим добывающим скважинам распределилась следующим образом: дострел (981 т/скв.опер.), повторная перфорация (758 т/скв.опер.), ОПЗ композицией СНПХ (647 т/скв.опер.), солянокислотные ОПЗ (531 т/скв.опер.), глинокислотные ОПЗ (445 т/скв.опер.), повторная перфорация +кислотные ОПЗ (430 т/скв.опер.) и повторная перфорация+ объемные кислотные ОПЗ (378 т/скв.опер.). По другим мероприятиям эффективность составила 4- 220 т/скв.опер. В 2003 и 2005 г. проводились закачки гидрофобизирующих составов ПОЛИСИЛ как самостоятельно, так и совместно с растворителем (ШФЛУ). Средняя приемостость скважин после проведения данных мероприятий снизилась в среднем на 20%, реакция по окружающим добывающим скважинам практически отсутствовала. В дальнейшем данная технология не применялась и на перспективу не планируется. На прогнозный период планируется продолжить применение всех технологий используемых на пласте БС₁₀ кроме закачки гидрофобизаторов.

На скважинах пласт БС₁₁ объекта БС_10-11 проведено 72 скважино – операции по воздействию на призабойную зону. Дополнительная добыча нефти от их применения составила 14.6 тыс. т нефти при средней удельной эффективности 202.3 т/скв.опер.

Основной объем воздействий приходится на глинокислотные ОПЗ (39 скважино – операции), ОПЗ композицией СНПХ (9 скважино – операций) и солянокислотные ОПЗ (8 скважино – операций). Объем проведения других методов находится в пределах 4-6 скважино - операций. Основной объем ОПЗ проведен на скважинах с низкой средней приемистостью 10-20 м³/сут. Кратность увеличения приемистости в пределах 2-2.2 раз получена при проведении глино - солянокислотных обработок и объемных кислотных ОПЗ. Наибольший эффект по окружающим скважинам получен при проведении повторной перфорации (386.5 т/скв.опер.) и ОПЗ композицией СНПХ (480.9 т/скв.опер.). По другим методам эффективность составляет 70-250 т/скв.опер. Низкий эффект получен от ОПЗ растворителями (72.7 т/скв.опер.) и в перспективе планируется ограничить объемы применения данной технологии.

По объекту ЮС₂ проведено 4 мероприятия по обработке призабойной зоны глинокислотными составами (средний объем закачки Vз=10.9 м³) и 4 по закачке щелочно-кислотных составов (Vз=25.4 м³). Обработки проводились в скважинах с низкой приемистостью (11-14 м³/сут), после обработки средняя приемистость увеличилась до 15-16 м³/сут.

Реакция окружающих добывающих скважин на ОПЗ слабая, удельная технологическая эффективность от закачки ГКО составила 21.8 т/скв.опер., от ОПЗ щелочно-кислотными составами – 6.5 т/скв.опер. На перспективу планируется опробовать технологии СНПХ и совместное проведение химических ОПЗ и депрессионных методов.

В целом по месторождению за анализируемый период проведено 438 скважино - операции по восстановлению и увеличению приемистости, дополнительно добыто 191.6 тыс.т нефти или 1.0% в общей добыче.

 

7.2. Результаты проведения изоляционных мероприятий

На месторождении за анализируемый период на добывающих скважинах месторождения проведено 47 мероприятий по изоляции водопромытых интервалов и заколонных перетоков, из них 6 при переводах скважин с объекта на объект и вводе их в эксплуатацию. Средняя удельная эффективность РИР по месторождению составила 467.3 т/скв.опер. Общая дополнительная добыча нефти от РИР составила 19.2 тыс.т, табл.7.2.1.

По объекту АС₉ проведено 2 мероприятия по изоляции водопромытых интервалов в скв.№ 715. Изоляция проводилась цементным составом, средний объем закачки 4 м³. Средняя эффективность невысокая и составила 373.5 т/скв.опер. Наибольшее снижение обводненности получено при проведении РИР 04.2007г. и по состоянию на 12.2007г. обводненость составила 92.2% (начальная – 99.1%).

По объекту БС₂₊₃ проведено 4 мероприятия по РИР, из них 2 при вводе скважин в эксплуатацию. Наибольший эффект получен от изоляции водопромытых интервалов в скв.№ 1366 – 3.5 тыс.т нефти при продолжительности 420 сут. Изоляция проводилась цементным составом объемом 3.5 м³. обводненность по скважине снизилась на 9% при начальной 99.3%.

По скважине 575 эффект от РИР кратковременный и составил 34 сут, при технологической эффективности 35 т/скв.опер.

На скважинах пласта БС₁₀ объекта БС_10-11 проведен наибольший объем мероприятий по РИР, из них одно при переводе скважины с объекта БС₁₁. Всего проведено два РИР по изоляции заколонных перетоков и 26 по изоляции водопромытых интервалов. Средняя эффективность РИР составила 450.9 тонн дополнительной нефти на одно мероприятие при средней продолжительности 229.4 сут. Практически все РИР сопровождались повторной перфорацией и химическими ОПЗ. Снижение обводненности после проведения РИР составило, в среднем, 11.5% в абсолютных единицах. Суммарная дополнительная добыча нефти составила 12.2. тыс.т. Практически все РИР проводились цементным составом со средним объемом 3.4 м³. В скв.№ 184 селективная изоляция проведена составом «Полисил» объемом 30 м³. Дополнительная добыча нефти по скважине составила 1179 т, эффект на дату оценки продолжается. Дополнительная добыча свыше 1000 т нефти получена в 4 скважинах. Наибольший эффект получен по скважине №1200 – 4.0 тыс. тонн нефти при продолжающемся эффекте.

В цели по месторождению успешность изоляционных работ низкая и не превышает 50%, что связано как с высокой выработкой запасов нефти, так и практически единственной, основанной на применении цементных составов, технологией.

В перспективе планируется опробовать технологии, основанные на применении кремнийорганических реагентов и силиката натрия (ВТС, АККОР, ГОС и др.).

 

Результаты применения потокоотклоняющих и нефтеотмывающих технологий

На месторождении за период 2003-2007 г. с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пласта вытеснением применялось 14 технологий по закачке оторочек химреагентов, таблицы 7.3.1, 7.3.2.

На нагнетательных скважинах объекта БС₁ было проведено 22 скважино – операции по закачке вязкоупругих составов (ВУС, глинистый ВУС, ВУС+ПАВ), полимерных композиций (ПДС, ПГС, ССН), дисперсных и структурированных составов (ВДС, СС2) и оторочек растворов ПАВ. Средняя эффективность составила 0.869 тыс.т/скв.опер. при среднем (суммарном по участку воздействия) приросте дебита нефти 3.8 т/сут и продолжительности около 210 суток. Средний объем закачки химреагентов составил 383 м³. Дополнительная добыча нефти составила 19.1 тыс.т. Наибольший эффект получен от применения полимер - дисперсных составов (ПДС) – 1676 т/скв.опер., волокнисто-дисперсных систем (ВДС) – 1668 т/скв..опер., структурированных систем (СС2) – 1450.9 т/скв.опер. Эффективность остальных методов находится в пределах 100-400 т/скв.опер., но с учетом того, что проведены единичные воздействия следует продолжить применение данных технологий с более тщательным выборов участков для воздействий. На перспективу планируются закачки ПДС, ВДС, СС2, ВУС, ПГС, ВУС+ПАВ. В ограниченных объемах применение ССН, ПАВ. Не планируется применение глинистого ВУС.

На объекте БС₂₊₃ было проведено 10 скважино – операций по закачке вязкоупругих составов (ВУС, глинистый ВУС, ВУС+ПАВ), полимерных композиций (ПДН), дисперсных и структурированных составов (ВДС, СС1). Средняя эффективность составила 0.648 тыс.т/скв.опер. при среднем (суммарном по участку воздействия) приросте дебита нефти 2.8 т/сут и продолжительности около 160 суток. Средний объем закачки химреагентов составил 197 м³. Дополнительная добыча нефти составила 6.5 тыс.т. Наибольший эффект получен от применения композиции ВУС+ПАВ – 1057 т/скв.опер., структурированных составов СС1 – 1219.1 т/скв..опер. Мероприятия по закачке ВДС и ПДН проведены в 2007г. и эффект по ним еще не закончен. Низкий эффект получен от закачки ВУС – 6.5 т/скв.опер.

На перспективу планируются закачки ВДС, ПДН, СС1, ВУС+ПАВ. Не планируется применение ВУС.

На скважинах пласта БС₁₀, объекта БС_10-11 было проведено 225 скважино – операций по применению потокоотклоняющих и нефтеотмывающих технологий. Средняя эффективность составила 0.731 тыс.т/скв.опер. при среднем (суммарном по участку воздействия) приросте дебита нефти 2.6 т/сут и продолжительности эффекта около 158 суток. Средний объем закачки химреагентов составил 158 м³. Дополнительная добыча нефти составила 161.7 тыс.т от воздействий проведенных в 2003-2007гг и 171 тыс.т с учетом переходящего эффекта от воздействий в предыдущие годы. Наибольший эффект получен от применения полимер - дисперсных композиций ПДС и ПДН, соответственно – 1747 и 1914 т/скв.опер. Наименьший эффект получен от закачки через КНС волокнисто-дисперсных составов (ВДС) – 314.5 т/скв.опер. Эффективность других проанализированных методов находится в пределах 400-950 т/скв.опер. и соответствует среднестатистической эффективности для пластов с аналогичным строением. Все мероприятия планируются к применению на перспективу.

На скважинах пласта БС₁₁, объекта БС_10-11 было проведено 34 скважино – операции по применению потокоотклоняющих и нефтеотмывающих технологий. Средняя эффективность составила 0.439 тыс.т/скв.опер. при среднем (суммарном по участку воздействия) приросте дебита нефти 1.9 т/сут и продолжительности эффекта около 314 суток. Средний объем закачки химреагентов составил 314 м³. Дополнительная добыча нефти составила 14.9 тыс.т от воздействий проведенных в 2003-2007гг и 15.1 тыс.т с учетом переходящего эффекта от воздействий в предыдущие годы. В связи с пониженными значениями ФЕС пласта БС₁₁ по сравнению с пластов БС₁₀ средняя эффективность применяемых технологий ниже чем по пласту БС₁₀. Наибольший эффект получен от применения ВДС – 807.9 т/скв.опер. и закачки ПАВ – 507 т/скв.опер. Низкой эффективностью характеризуются мероприятия по закачке глинистого ВУС и структурированных систем (СС1), соответственно 62.1 и 59.5 т/скв.опер. По мероприятиям, проведенным в 2007г. (ВУС+ПАВ, ССН) эффект продолжается.

Все мероприятия, кроме глинистого ВУС и СС1 планируются к применению на перспективу.

Объект ЮС₂ традиционно характеризуется очень низкими фильтрационными параметрами, вследствие чего и получаемая эффективность от методов по воздействию на удаленную зону пласта имеет достаточно низкие значения. На скважинах объекта за анализируемый период было проведено 3 закачки растворов ПАВ (средний объем закачки 60 м3) и два мероприятия по закачке кислотосодержащих составов (объем закачки 156 м3). Средняя эффективность от закачки ПАВ составила 116.7 т/скв.опер., от закачки кислотосодержащих составов – 247.5 т/скв.опер. Всего дополнительная добыча нефти составила 0.84 тыс.т при средней продолжительности эффекта 98 суток.

На перспективу планируется наряду с применявшимися технологиями опробовать закачки щелочно-кислотных составов, эмульсионных составов на основе нефтенола, комбинированное ПАВ-кислотное воздействие.

Всего по месторождению за период 2003-2007гг. от применения 296 потокоотклоняющих и нефтеотмывающих технологий дополнительно добыто 212.6 тыс. т нефти или 1.1% в общей добыче за рассматриваемый период.

7.4. Результаты применения ГРП

Активное применение гидроразрыва пласта (ГРП) на месторождении началось с 1993 года на объектах БС_10-11и пластах юрских отложений (ЮС₁-ЮС₂).

Оценка эффективности ГРП по скважинам действующего фонда производилась с использованием принятых в отрасли характеристик вытеснения. Технологическая эффективность ГРП в скважинах, вводимых после бурения, оценивалась методом экспертных оценок, при этом базовые режимы оценивались по результатам испытаний разведочных скважин, а также по результатам опробования эксплутационных скважин перед проведением ГРП.

В целом по состоянию на 01.01.2008 г. выполнено 600 ГРП в 598 скважинах.

Основной объем ГРП (55%) выполнен в скважинах пласта БС₁₀.

Объект БС_10-11, пласт БС₁₀.

На скважинах пласта проведено 342 операции ГРП, из них 271 в скважине добывающего фонда и 69 нагнетательного. Охват скважин эксплуатационного фонда гидроразрывом составил 35 %.

Основное количество ГРП проведено по стандартной для ОАО «Сургутнефтегаз» технологии, табл.7.4.1. Средняя масса проппанта при проведении ГРП в скважинах действующего фонда составляет 18.6 тонн и 12.8 тонн в скважинах, в которых ГРП выполнен на стадии строительства.

В таблицах 7.4.2, 7.4.3 представлены основные результаты проведения ГРП: режимы работы скважин до и после проведения ГРП и оценка эффективности, в табл.7.4.4 динамика проведения ГРП.

По эксплуатирующимся скважинам средняя кратность увеличения дебита по жидкости после ГРП составила 3.6 раз (с 7.6 м³/сут до 27.3 м³/сут), при средней величине прироста дебита нефти 11 т/сут. После проведения ГРП в скважинах рассматриваемой группы, отмечается увеличение обводнения их продукции с 20 % до 30 %. По состоянию на 01.01.2008 г. средняя обводненность скважин увеличилась до 45 %.

В результате выполненных работ дополнительно получено 3540 тыс. тонн нефти (в среднем на 1 скважину 11.34 тыс.т.) или 5 % в общей добыче нефти. Величина прогнозной технологической эффективности оценивается в 5338 тыс.т, что в среднем на 1 скважину составляет 17.5 тыс.т нефти.

В целом успешность ГРП (доля воздействий с дополнительной добычей нефти более 3 тыс.тонн) в скважинах пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения составила 73 %, что соответствует средним показателям эффективности воздействия по месторождениям ОАО «Сургутнефтегаз» для аналогичных плаcтов. Основной причиной низкой эффективности воздействия является обводнение продукции скважин, вследствие прорыва фронта вытеснения со стороны скважин системы ППД.

Анализ результатов ГРП в скважинах пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения свидетельствует о ежегодном снижении его технологической эффективности. Основной причиной этого является ухудшение состояния разработки объекта в связи с высокой выработкой запасов. В этих условиях количество скважин-кандидатов удовлетворяющих критериям высокоэффективного проведения ГРП резко снижается т.к. возрастает риск обводнения продукции скважин из-за прорыва фронта вытеснения по созданным трещинам.

Вместе с тем, опыт проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», сходных по своему геологическому строению и состоянию разработки показывает, что эффективным средством увеличения нефтеотдачи пласта является селективное воздействие на его неработающие или слабодренируемые интервалы. Основным требованием к ГРП при этом, является недопущение развитие трещин в пределах высокопроницаемых, «промытых» интервалов. На сегодняшний день в арсенале ОАО «Сургутнефтегаз» имеется достаточный спектр селективных технологий ГРП, удовлетворяющих этим условиям.

В ряде случаев, после проведения ГРП производительность скважин со временем снижается. Одной из причин этого является снижение проводимости трещин из-за неполной деструкции технологических жидкостей (гелей) в самой трещине и их фильтратов в притрещинной зоне пласта. После запуска скважины в работу остатки геля аккумулируют поступающие из пласта с потоком пластового флюида дисперсные частицы, что ведет к снижению во времени проводимости трещин и притрещинной зоны пласта.

В практике нефтедобычи основным средством восстановления продуктивности скважин являются различные технологии обработки призабойной зоны (ОПЗ). Высокая эффективность от применения технологий ОПЗ для восстановления проводимости трещин ГРП подтверждается результатами опытно-промысловых работ, выполненных на данном объекте (скв. №№ 91, 218, 466, 1080, 1554, 528, 1024). В рамках этой работы был проведен сравнительный анализ результатов применения различных видов ОПЗ, который показывает, что эффективность обработок скважин с ранее созданными трещинами ГРП значительно выше, чем в скважинах без трещин (в среднем в 5 раз). Это обусловлено как увеличением (в результате создания трещины) обрабатываемой в результате ОПЗ поверхности, так и очисткой трещины и притрещинной зоны пласта. При этом эффективность действия различных реагентов определяется степенью засорения трещины и притрещинной зоны. Так, при значительном снижении производительности скважин после ГРП, наиболее эффективны ОПЗ растворителями, удаляющие загрязнения из проппанта в трещине, а при малом – обработка кислотными композициями, воздействующими на пристеночную зону пласта.

Таким образом, учитывая текущее состояние разработки широкомасштабное проведение ГРП в добывающих скважинах пласта БС₁₀ не планируется. Наиболее эффективным представляется выборочное проведение ГРП в зонах с повышенной концентрацией остаточных запасов нефти, путем стимуляции низкопроницаемых интервалах пласта (селективные ГРП), а также в скважинах с горизонтальным окончанием, эксплуатационные характеристики которых значительно ниже скважин ближайшего окружения.

Объект БС_10-11, пласт БС₁₁.

На скважинах объекта проведено 150 операций ГРП, из них 122 в скважинах добывающего фонда и 27 нагнетательного. Охват скважин эксплуатационного фонда гидроразрывом составил 64 %.

Основное количество воздействий в скважинах объекта проведено по стандартной для ОАО «Сургутнефтегаз» технологии, средняя масса проппанта при проведении одного ГРП составила 15.8 тонн.

В результате выполненных работ дополнительно получено 1443 тыс. тонн нефти (в среднем на 1 скважину 12. тыс.т.) или 25 % в общей добычи объекта. Величина прогнозной технологической эффективности оценивается в 1893 тыс.т, что в среднем на 1 скважину составляет 15.8 тыс.т нефти.

В целом успешность ГРП (доля скважин с дополнительной добычей нефти более 3 тыс.тонн) по пласту БС₁₁ Западно-Сургутского месторождения составляет 80.8 %, что выше средних показателей эффективности воздействия по месторождениям ОАО «Сургутнефтегаз» для подобного типа пластов.

Основной причин низкой эффективности ГРП является неоптимальная технология его проведения (малая масса закачиваемого проппанта для соответствующих горно-геологических условий пласта). В связи с этим широкое распространение получили повторные воздействия, в результате которых достигается эффективное восстановление проводимости первичных трещин, изменение их геометрических параметров (длина, высота и ширина), увеличение зоны дренирования скважин. По состоянию на 01.01.2008г количество повторных ГРП на данном объекте составляет 22% от общего объема воздействий, а их эффективность - 78 %.

В перспективе планируется продолжить проведение повторных ГРП, основной целью которых должна быть оптимизация параметров ранее созданных трещин.

Объект ЮС₂

На скважинах объекта проведено 104 операции ГРП, из них 82 в скважинах добывающего фонда и 22 нагнетательного. Охват скважин эксплуатационного фонда гидроразрывом составил 97,8 %.

Основное количество ГРП в скважинах объекта проведено по стандартной для ОАО «Сургутнефтегаз» технологии. Средняя масса проппанта при проведении ГРП составила 16 тонн в эксплуатирующихся скважинах и 25,5 тонн в скважинах, ГРП в которых проведен на стадии их строительства.

По действующим скважинам средняя кратность увеличения дебита по жидкости после ГРП составила 3.1 (с 12.3 м³/сут до 37.7 м³/сут), при средней величине прироста дебита нефти 11.8 т/сут. После проведения ГРП в скважинах рассматриваемой группы, отмечается незначительное увеличение обводнения их продукции с 15 % до 23 %.

В результате выполненных работ дополнительно получено 431 тыс. тонн нефти (в среднем на 1 скважину 5.2 тыс.т.) или 26 % в общей добыче объекта. Величина прогнозной технологической эффективности оценивается в 729 тыс.т, что в среднем на 1 скважину составляет 8.89 тыс.т нефти.

В целом успешность ГРП в скважинах пласта ЮС₂ Западно-Сургутского месторождения составила 60 %, что ниже средних показателей эффективности воздействия по месторождениям ОАО «Сургутнефтегаз». В первую очередь это обусловлено тем, что в условиях пластов с высокой зональной и послойной неоднородностью, низкими ФЕС и начальной нефтенасыщеностью продуктивных коллекторов эффективность проведения ГРП в большей степени зависит от особенностей геологического строения различных участков расположения скважин.

Опыт проведения гидроразрыва пласта ЮС₂ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» показывает, что эффективным способом увеличения производительности скважин является создание и закрепление трещин, обеспечивающих более полный охват пласта воздействием за счет увеличения их геометрии (закрепленной длины и высоты). Это достигается увеличением массы расклинивающего агента. Исключением являются участки месторождений, продуктивные пласты которых имеют пониженную нефтенасыщенность или водоносные прослои отделенные маломощными глинистыми перемычками. В этих условиях следует применять технологии создания протяженных трещин, с ограничением их роста по вертикали для исключения образования перетоков.

Опыт проведения гидравлического разрыва пласта на месторождениях Западной Сибири показывает, что продуктивность скважин после создания в них высокопроводимых трещин со временем снижается. Это обусловлено как особенностями геологического строения объектов и состоянием их разработки, так и технологическими особенностями выполнения ГРП.

В мировой практике реабилитация скважин с ГРП производится путем проведения повторных гидроразрывов, при этом достигается увеличение зоны дренирования скважины, эффективное восстановление проводимости трещин, а также изменение их геометрических параметров (длины, высоты и ширины).

Проведение повторных ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» было начато в конце 1998 года после отработки технологии подачи геля с высокой концентрацией проппанта (до 1000-1200 кг/м³) на завершающих стадиях закрепления трещин без опасности возникновения осложнений. Это более чем в 1.5 раза увеличило эффективность первичных и сделало экономически оправданным проведение повторных ГРП.

По состоянию на 01.01.08г на Западно-Сургутском месторождении проведено более 80 повторных скважино - операций на всех основных объектах разработки.

При анализе показателей работы скважин с повторными ГРП выявлено, что дебит по жидкости последующих воздействий превышает достигнутые при первоначальном гидроразрыве пласта значения более чем в 2 раза. Дебит нефти после повторных разрывов близок или превышает значения дебитов после первого ГРП, а величина дополнительной добычи нефти с каждым последующим воздействием снижается, что обусловлено увеличением обводненности продукции скважин за счет интенсификации дренирования участка пласта. Средняя суммарная величина дополнительной добычи от серии повторных ГРП более чем в 2 раза превышает аналогичный показатель для скважино-операций выполненных по стандартной, для данного объекта, технологии. Полученные результаты свидетельствуют о дальнейших перспективах повторных воздействий.

В целом по месторождению за период 1993-2007 гг. от проведения ГРП в 598 скважинах дополнительно добыто 5600 тыс.т. нефти (в среднем 9.4 тыс.т./скв.). Ожидаемый объем дополнительной добычи нефти оценивается в 8090 тыс.т, что в среднем на 1 скважину составляет 13.5 тыс.т. нефти.

 

Выводы и рекомендации

На основе анализа применения физико-химических методов воздействия на объекты разработки месторождениядля дальнейшего применения планируются следующие технологии воздействия на пласты:

- для восстановления и повышения продуктивности в добывающих скважинахобъектов БС₁ и БС₂₊₃ продолжить применение повторной перфорации, в том числе с последующим проведением объемных кислотных ОПЗ, ОПЗ растворами ПАВ. Кроме применяемых методов ОПЗ планируется применение химико-депрессионного воздействия, объемных кислотных и комплексных ОПЗ. На скважинах объекта БС_10-11 продолжить использование всех технологий ОПЗ применявшихся в период 2003-2007гг. (соляно- глинокислотные ОПЗ, объемные кислотные ОПЗ, ОПЗ СНПХ, повторная перфорация и т.д.). На скважинах объекта ЮС₂ планируется применение объемных кислотных и щелочно - кислотных ОПЗ, повторной перфорации с последующей обработкой призабойной зоны объемными химическими ОПЗ.