Геолого-технические мероприятия (ГТМ) применяются с целью интенсификации притока нефти и увеличения нефтеотдачи, к ним относятся такие мероприятия как бурение горизонтальных скважин, гидроразрыв пласта, перфорационные методы (переводы, дострелы), обработки призабойных зон химическими составами, оптимизации насосного оборудования и другие [1-5].
За рассматриваемый пятилетний период на объекте проведено 89 геолого-технических мероприятий на 40 добывающих скважинах (бурение горизонтальных скважин, ГРП, ОПЗ, оптимизация, смена способа эксплуатации, перфорационные работы). Дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий составила 194,1 тыс. т. Удельный технологический эффект в среднем на одну проведенную скважино-операцию – 2,2 тыс. т, средняя продолжительность эффекта – 11 месяцев. Структура дополнительной добычи нефти от проведенных ГТМ представлена в таблице 1.
Таблица 1 – Структура дополнительной добычи от проведенных ГТМ на добывающем фонде. Объект ЮВ11
|
Мероприятие |
Кол-во скв.-опер. |
Кол-во успешн. |
% успешн. |
Доп. добыча, тыс. т |
Удельн. технол. эффект, доп. доб. (тыс. т) на 1 скв. |
Ср. прод. эф. (сут.) на 1 скв. |
|
ГС |
1 |
1 |
100.0 |
3.1 |
3.1 |
354 |
|
ГРП* |
19 |
17 |
89.5 |
57.3 |
3.0 |
519 |
|
Перевод с ГРП |
11 |
11 |
100.0 |
64.7 |
5.9 |
390 |
|
ОПЗ |
21 |
18 |
85.7 |
47.8 |
2.3 |
287 |
|
Оптимизация |
8 |
8 |
100.0 |
14.5 |
1.8 |
268 |
|
Смена способа экспл.** |
13 |
2 |
15.4 |
0.5 |
0.0 |
292 |
|
Переводы/возвраты |
1 |
1 |
100.0 |
0.04 |
0.04 |
44 |
|
Прочие КРС*** |
15 |
9 |
60.0 |
6.2 |
0.4 |
155 |
|
Итого: |
89 |
67 |
75.3 |
194.1 |
2.2 |
340 |
* - в двух случаях ГРП проведен на совместных скважинах (БВ10+ЮВ1)
** - в двух случаях смена способа эксплуатации проведена на совместных скважинах (БВ10+ЮВ1)
*** - в одном случае прочие КРС проведены на совместной скважине (БВ10+ЮВ1)
Основной объем дополнительной добычи нефти получен за счет ГРП, переводов с ГРП и ОПЗ (87,5%). Распределение дополнительной добычи нефти по мероприятиям представлено на рисунке 1.
Рисунок 1 - Распределение дополнительной добычи нефти по мероприятиям.
Бурение горизонтальных скважин
В декабре 2009 г. на объекте ЮВ11 пробурена единственная горизонтальная скважина (№330). Для стимулирования притока при вводе скважины в эксплуатацию также был проведен ГРП. Бурение данной скважины можно признать успешным, но при этом низкоэффективным мероприятием. Скважина вступила в работу со следующими показателями: дебит нефти – 11,0 т/сут, дебит жидкости – 36,5 т/сут, обводненность – 69,8%. Дополнительная добыча нефти составила 3,1 тыс.т. По состоянию на 1.01.2011 гг. дебит нефти равен 5,5 т/сут при обводненности добываемой продукции 73,2%. Эффект бурения горизонтальной скважины продолжается. Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности за период эксплуатации скважины №330 представлена на рисунке 2. Таким образом, дальнейшее бурение горизонтальных скважин на данном объекте не рекомендуется.
Рисунок 2 - Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности по скважине №330
Гидроразрыв пласта в процессе эксплуатации был проведен 19 раз на 15 скважинах (в том числе два мероприятия проведены на совместных скважинах), из проведенных операций 17 можно признать успешными, а эффективными – 16 (после них получен прирост дебита нефти более 5 т/сут). Дополнительная добыча нефти от проведения мероприятий – 57,3 тыс. т, что составляет 29,5 % от всего объема дополнительной добычи по объекту за рассмотренный период. Удельный технологический эффект – 3,0 тыс. т нефти на одну проведенную скважино-операцию, средняя продолжительность эффекта – 17 месяцев. Больше всего ГРП было проведено в 2006 г. – 8 скважино-операций.
Средний дебит нефти скважин до ГРП составлял 6,4 т/сут при дебите жидкости 8,8 т/сут и обводненности 27,5%. После проведения ГРП наблюдается увеличение дебита нефти в 2,8 раза до 17,8 т/сут за счет роста дебита жидкости (33,8 т/сут), при этом наблюдается рост обводненности до 47,2%. Средние показатели работы скважин с ГРП приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Средние показатели скважин с ГРП
|
Параметры |
2009 г. |
2010 г. |
2011 г. |
2012 г. |
2013 г. |
|
Количество ГРП, ед. |
8 |
2 |
2 |
5 |
2 |
|
Дебит жидкости до ГРП, т/сут |
10.8 |
8.4 |
8.0 |
6.5 |
6.7 |
|
Дебит нефти до ГРП, т/сут |
8.6 |
6.7 |
3.4 |
3.4 |
6.3 |
|
Обводненность до ГРП, % |
20.4 |
20.0 |
57.6 |
48.2 |
6.7 |
|
Дебит жидкости после ГРП, т/сут |
39.7 |
29.3 |
37.5 |
23.7 |
29.7 |
|
Дебит нефти после ГРП, т/сут |
21.3 |
12.8 |
14.4 |
15.4 |
20.6 |
|
Обводненность после ГРП, % |
46.4 |
56.1 |
61.7 |
35.1 |
30.5 |
|
Прирост дебита жидкости, т/сут |
28.9 |
20.9 |
29.5 |
17.2 |
22.9 |
|
Прирост дебита нефти, т/сут |
12.7 |
6.1 |
11.0 |
12.0 |
14.3 |
На рисунке 3 представлена динамика изменения эксплуатационных показателей, приведенных на дату запуска до и после ГРП.
Рисунок 3 - Динамика эксплуатационных показателей до и после ГРП. Объект ЮВ11
После проведения ГРП отмечается существенное увеличение, как дебитов нефти, так и дебитов жидкости, при этом отмечается рост обводненности. В дальнейшем дебиты жидкости снижаются, а вместе с ней падает и обводненность, что обеспечивает более медленное падение дебитов нефти. Среднемесячные темпы падения дебитов нефти после ГРП составляют 4,4%, снижения обводненности – 0,9%.
Пример динамики дебитов нефти, жидкости после проведения ГРП на объекте ЮВ11 представлен на рисунке 4 на примере скважины №334, по которой была получена максимальная дополнительная добыча нефти среди всех ГРП объекта ЮВ11 (14,2 тыс.т).
Рисунок 4 - Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности по скважине №334
Высокая дополнительная добыча нефти более 10 тыс.т на одну скважино-операцию помимо вышеназванного мероприятия получена еще по одной скважине (№316). В двух скважинах получить увеличение дебита нефти после мероприятия не удалось (№№ 317, 341). Продолжение эффекта по состоянию на 1.01.2011 г. наблюдается в шести скважинах (№№ 221, 230, 254, 316, 330, 668).
Таким образом, ГРП во время эксплуатации является второй по эффективности технологией для объекта ЮВ11. Эффект от проведения мероприятий может сохраняться в течение продолжительного времени (более года).
Полученная технологическая эффективность позволяет рекомендовать проведение ГРП к дальнейшему применению на пластах объекта ЮВ11. При подборе скважин-кандидатов также желательно оценивать степень загрязненности призабойной зоны скважин.
Переводы/возвраты
За рассматриваемый период на объект ЮВ11 осуществлен только один перевод без ГРП на скважине №910 в 2007 году. Данное мероприятие можно считать успешным, однако при этом оно является низкоэффективным. Дебит нефти после перевода с ГРП составил всего 1,0 т/сут при обводненности 97,8%. Эффект от мероприятия длился всего месяц, а дополнительная добыча нефти равна 41 т.
Переводы/возвраты с ГРП
За пятилетний период на объект ЮВ11 осуществлено 11 переводов с ГРП. Все мероприятия являются успешными и эффективными. Критерием эффективности является прирост дебита нефти свыше 5 т/сут. Стоит отметить, что эффективность и успешность совместных мероприятий в целом существенно выше, чем раздельных. Дополнительная добыча нефти от ГТМ самая высокая среди всех мероприятий, проведенных на объекте, и составила 64,7 тыс.т, что в среднем на одну скважино-операцию составляет 5,9 тыс.т. Удельный технологический эффект почти в два раза выше, чем у ГРП, проведенных в процессе эксплуатации скважин.
Наибольший показатель дополнительной добычи нефти (41,2 тыс.т) получен при переводе с ГРП скважины №321 с объекта БВ8. Входной дебит нефти по скважине составили 51,1 т/сут при обводненности 29,5% (рисунок 5), в то время как до перевода скважина работа на объекте БВ8 с дебитом нефти 1,5 т/сут и обводненностью 99,3%.
Рисунок 5 - Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности по скважине №321
В дальнейшем при переводах скважин на объект ЮВ11 рекомендуется проведение ГРП.