Моделирование геолого-технологических мероприятий на Бобриковском пласте Палашерского поднятия Уньвинского месторождения

Разработка Уньвинского нефтяного месторождения на территории Верхнего Прикамья ведется с 1981 года . Месторождение расположено в перспективном нефтегазоносном районе Пермского края. На 01.01.2017 бобриковский объект находится на третьей стадии разработки, в связи с чем актуальным становится применение способов и технологий интенсификации добычи нефти. Проведение геолого-технологических мероприятий позволяет увеличить продуктивность добывающих скважин [1,2,3]. В рамках статьи рассмотрим и смоделируем способы повышения интенсификации добычи нефти на бобриковском пласте палашерского поднятия Уньвинского месторождения.

К основным проблемам разработки объекта относятся: высокое газосодержание на забоях скважин, возникающее вследствие падения пластового давления ниже давления насыщения, выпадение асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), высокая обводненность скважин, на которые воздействует система поддержания пластового давления (ППД).

Для выбора наиболее эффективных методов воздействия на продуктивные пласты проанализированы результаты применявшихся ранее геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на рассматриваемом месторождении.

Результаты проведения ГТМ по бобриковскому горизонту Уньвинского месторождения представлены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1.

Результаты проведения ГТМ на добывающем фонде Уньвинского месторождения, пласта Бб

Наименование технологий	Количеств о ГТМ	Продолжительность эффекта, сут	Прирост Q н , т/сут	Средняя доп. добыча на 1 ГТМ, тыс. т
БС	47	1138	10,3	27,5
БС с гориз. окончанием	2	1379	21,2	29,7
ВИР СПР	1	378	6,3	0,0
ВИР Кисл. гель	3	62	1,0	2,9
ГРП	35	1132	19,2	19,3
ГРП с RCP	4	1041	17,1	13,6
ГРП с азотом	3	710	12,9	9,7
Перевод	20	1984	22,5	40,8
ГИВ	1	0	0,1	0,0
ПГДА	2	0	0,0	0,9
Рад. бурение	3	278	3,2	15,4
Дострел	3	991	16,1	2,4
Реперфорация	13	303	1,5	12,8
ЩГПП	1	334	8,6	41,9
РИР пластырь	1	895	10,1	3,6
РИР цементом	2	1047	13,0	0,9

Таблица 2

Результаты проведения ГТМ на нагнетательном фонде Уньвинского месторождения, пласта Бб

Наименование технологий	Количество ГТМ	Продолжительность эффекта, сут	Суммарная доп. добыча на 1 ГТМ по реаг. скважинам, т
ВПП	1	61	0,6
ГРП	42	410	4,7
ГРВ	45	398	3,9
ГАВ	1	150	1,2
ПГДА	2	69	0,1
РБ	3	406	0,9
Реперфорация	1	695	4,2

Анализируя данные таблицы 1 и 2 можно сделать вывод, что наибольшую эффективность из рассмотренных ГТМ проявили технологии перевода скважин с турне-фаменского объекта (перевод), бурения боковых стволов (БС), а также гидроразрывы пласта (ГРП). Максимальный прирост дебита нефти по технологии БС (скв. №304 – 60,8 т/сут) и переводу (скв. №454, 42,9 т/сут) получены в центральной части Уньвинского поднятия, максимальный прирост по ГРП (скв. №370, 48,7 т/сут) получен в северной части Палашерского поднятия.

Технологии радиального бурения (РБ) выполнены в трех скважинах. РБ проводилось на специальном растворе с применением гидрофобизатора (для исключения разбухания глин). Достигнутые приросты дебита нефти свидетельствуют о достаточно высокой эффективности технологии на объекте, поэтому необходимо увеличить опыт работ с целью дальнейшего развития технологии.

В категории перфорационных методов ЩГПП проявила себя с хорошей стороны. Технология имеет не рекордный суточный прирост добычи нефти, однако, большая продолжительность положительного эффекта обеспечивает ей высокие значения средней дополнительной добычи на 1 ГТМ.

Среди ремонтно-изоляционных работ (РИР) успешными являются мероприятия, связанные с изоляцией обводненного пласта установкой цементного пласта, в т.ч. с закачкой изолирующих составов (ДТС, СПР). Технологии ГИВ и ПГДА на объекте оказались не эффективными.

На основании проведенного анализа можно сделать вывод, что и для добывающего фонда скважин, и для нагнетательного эффективным мероприятием является ГРП. В рамках статьи смоделируем проведение ГРП в двух добывающих скважинах №№ 228, 517 и в двух нагнетательных № 211, 289, 329 (для предотвращения снижения приемистости).

Для проведения моделирования и исследования использовался прикладной программный продукт «Tempest More» (Roxar, США).

В результате моделирования предложенных ГРП положительный эффект имели все, кроме гидравлического разрыва пласта в скважине № 289 - продукция соседних скважин стала обводняться слишком быстро из-за перекомпенсации.

На рисунке 1 представлен профиль гидродинамической модели (ГДМ) в районе нагнетательной скважины №211.

0.0     0.2469  0.4939   0.7408 0.9878

Рисунок 1 - Профиль ГДМ в районе скважины № 211 пласта Бб

Скважина 211 находится в юго-западной части объекта. ГРП в ней позволит снизить скорость падения пластового давления в западной и юго-западной частях пласта. После моделирования ГРП видно снижение темпа падения давления. Сравнительный график изменения пластового давления с ГРП и без него представлен на рисунке 2.

Pзаб ГТМ

Pзаб

Pпл ГТМ

Pпл

Рисунок 2 - График изменения пластового и забойных давлений в районе скважины №211

Скважина № 329 находится в северной части поднятия. Она оказывает влияние на ряд скважин северной части залежи, где сконцентрирована большая часть остаточных запасов. ГРП в данной скважине, согласно результатам моделирования, позволит снизить темп падения пластового давления в зоне, подверженной влиянию данной скважины. Сравнительный график изменения пластового давления с ГРП и без него представлен на рисунке 3.

I     Pзаб

ГТМ ^^^^м Pзаб

I      Pпл

ГТМ

I      Pпл

Рисунок 3 - График изменения пластового давления в районе скважины № 329

При моделировании ГРП в скважине №228 дебит по жидкости повысился с 1,9 м ³ /сут до 12,4 м ³ /сут. Обводненность остается на низком уровне и не превышает значения 9%. Сравнительный график накопленной добычи и дебитов с ГРП и без него представлены на рисунках 4 и 5.

Рисунок 4 - График накопленной добычи нефти скв. № 228

I    Добыча

ГТМ

^^^^^ Добыча ю ф m S

Рисунок 5 - График изменения дебитов скв. № 228

При моделировании ГРП в скважине № 517 дебит по жидкости повысился с 20,1 м ³ /сут до 33,7 м ³ /сут. Обводненность скважинной

Дебит ГТМ

Дебит

продукции остается на низком уровне и не превышает значений 6%.

Сравнительный график накопленной добычи и дебитов с ГРП и без него представлены на рисунках 6 и 7.

Добыча ГТМ

Добыча

Рисунок 6 - График накопленной добычи нефти скв. № 517

Дебит ГТМ

Дебит

Рисунок 7 - График изменения дебитов скв. № 517

При моделировании скважина №346 была переведена из добывающего фонда в нагнетательный. Сделано это было с целью снижения скорости падения давления в северной части, т.к. вблизи скважины № 346 находятся 2 зоны сильного падения пластового давления (до значений ниже 12 МПа). Согласно модели, при переводе данной скважины в нагнетательный фонд при закачке агента порядка 95 м ³ /сут, можно добиться остановки падения пластового давления. На рисунке 8 представлен сравнительный график изменения пластового давления в районе скважины 346 с ГТМ и без него.

Рисунок 8 - График изменения давления в районе скважины 346

В ходе исследования определены наиболее эффективные методы повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти для Палашерского поднятия пласта Бб Уньвинского месторождения. Предложенные методы были смоделированы с помощью программного продукта «Tempest more». В 4 случаях из 5 моделирование выявило положительный эффект от проведения геолого-технологического мероприятия.

Для интенсификации добычи нефти и для поддержания приемистости скважин рекомендуется проведение ГРП в скважинах №№ 211, 228, 329, 517. Для предотвращения падения давления в наиболее перспективной (северной)

Pпл ГТМ

Pпл

части залежи рекомендуется перевод скважины № 346 в нагнетательный фонд.