Повышение качества разработки на примере применения потокоотклоняющих технологий на Вынгапуровском месторождении

Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение является многопластовым, сложно построенным, имеющим большой (около 1600 м) этаж нефтеносности, охватывающий осадочную толщу пород от среднеюрского до верхнемелового возраста.

В настоящий момент на месторождении выявлено 27 продуктивных пластов, из них 24 нефтесодержащих (в т.ч. 4 – газонефтяных, 4 – нефтегазоконденсатных), три – газовых и газоконденсатных пласта.

По состоянию на 1.01.2015 г. коэффициент использования эксплуатационного фонда составляет: добывающего – 0,849, нагнетательного – 0,706. Фактические коэффициенты эксплуатации добывающего и нагнетательного фонда скважин равны 0,957 и 0,975, соответственно.

Обводненность добываемой продукции по месторождению в целом доходит до 99,6 %. В частности средняя обводненность по основному объекту разработки пласту БВ 8 уже достигает 70,4%.

Следовательно, одной из главных задач, обеспечивающих эффективность разработки объекта, является проведение мероприятий, направленных на снижение водонефтяного фактора, т.е. снижение обводненности добываемой продукции и ограничение отбора попутно добываемой воды. Поэтому актуальным становится использование современных методов оптимизации разработки месторождений, позволяющих регулировать темпы обводнения залежей.

Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды.

На основании проведенного анализа трассирования фильтрационных потоков установлено, что на месторождении преобладают фильтрационные потоки с большими скоростями субмеридионального направления. Основные объемы нагнетаемой воды поступают к добывающим скважинам по каналам фильтрации с проницаемостью 0,020-0,080 мкм2, а до 15-25% объема поступает по высокопроницаемым каналам с проницаемостью более 0,10 мкм2. Практически не фиксируются процессы вытеснения нефти водой по низкопроницаемым каналам фильтрации с проницаемостью менее 0,010 мкм2.

Для снижения негативных последствий заводнения продуктивных пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов различными компаниями применяются разнообразные технологии, направленные на изменение направления потоков закачиваемой воды, изоляцию водопритока и выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин.

Поэтому первым этапом повышения эффективности работы нагнетательных скважин могут являться методы, имеющие цель изменения направлений фильтрационных потоков в обводняющемся пласте с целью интенсификации добычи нефти путем переключения работы как отдельных так и рядов нагнетательных скважин (гидродинамический метод).

Значимым направлением в области повышения нефтеотдачи пластов является проведением мероприятий по выравниванию профиля приемистости и снижения давления закачиваемой жидкости ниже давления гидроразрыва пласта. Одна из первоочередных задач, которую решает выравнивание профиля приемистости (ВПП) – корректировка кине- матики потоков нагнетаемого агента путем локализации системы высокопроводящих каналов и техногенных трещин с целью вовлечения в процесс разработки запасов, сосредоточенных в пропластках и зонах, не охваченных выработкой. Этого результата можно достигнуть путем целенаправленного тампонирования физико - химическими составами с последующим поддержанием давления нагнетания на уровне, исключающем образование техногенной трещиноватости. В большинстве случаев происходит перераспределение потоков, т.е. снижение фильтрационных характеристик высокопроницаемых интервалов, а иногда их полная изоляция и, как следствие, подключение в работу ранее недрениру-емых интервалов пластов.

Данные технологии на практике реализуются путем закачек в нагнетательные скважины малоо-бьёмных оторочек 300-700 м3 различных физикохимических композиций, в основном, на обводняющихся объектах.

Всего за анализируемый период на Вынгапу-ровском месторождении было опробовано около 10 различных технологий физико-химического воздействия. Механизм воздействия заключается в создании фильтрационных барьеров для воды в высокопроницаемых, водонасыщенных или выработанных зонах залежи. В качестве потокоотклоняющих технологий применяются дисперсные, полимер-дисперсные, эмульсионно-дисперсные композиции, гелеобразующие составы, сшитые полимерные системы, эмульсионные системы, осадкообразующие и комплексные составы. Применяемые технологии – СПС, ВУС.

В большинстве случаев обработки нагнетательных скважин на залежах Вынгапуровского месторождения положительно сказались на работе окружающих добывающих скважин, позволили снизить (или стабилизировать) обводненность продукции на различных участках при увеличении (или снижении темпов падения) добычи нефти. В целом от обработок ВПП, выполненных в 2012 г., сокращение добычи попутно добываемой воды составило – 72,1 тыс.т или почти 1,0 тыс.т на одну скважино-обработку, что говорит об эффективности применения данной технологии. Наибольшую удельную эффективность дали комплексные технологии ВДС+ГОС – с дополнительной добычей нефти 2328 т на одну обработку и ВДС+ВУС – 963 т на 1 скв./обр.

Наименьшая удельная эффективность получена от технологии ВДПС (ЩПСК) – 163 т на 1 скв./обр., на эту технологию приходится наибольший средний расход состава (раствора) – 660 м3 на 1 обработку.

Анализ состояния разработки участков до и после применения химических методов показал, что средний прирост дебита нефти на реагирующую добывающую скважину составил 1,31 т/сут (табл. 1).

Таблица 1

Прирост дебитов после применения физикохимических методов ВПП (Вынгапуровское месторождение)

Вид обработки	Число добывающих скважин	Среднее приращение дебита нефти, т/с
ВДС+ВУС	6	1,94
ВУС	30	0,86
ВЭДС+ВУС	47	1,23
ВЭ- ДС+СКС+ПАВ+СПС+ЭС	5	0,77
ВЭДС+СПС+ЭС	3	1,15
ГОС	47	1,19
СКС+ПАВ+СПС+ЭС	44	1,00
Среднее		1,31

В результате выполненного анализа эффективности физико-химических методов воздействия на пласты путем ВПП за 2006-2014 гг. получено следующее:

– годовая дополнительная добыча нефти по проведенным обработкам по ВПП изменяется от 23,9 до 61,8 тыс.т, что составляет 0,8-1,8% от всей годовой добычи нефти по месторождению. Так как обработки приурочены в основном к объекту БВ 8 , то эффект от ВПП выражается 1,0-2,2% от всего обьема добычи нефти по объекту БВ 8 ;

– средний прирост дебитов нефти по окружению – 3,5 т/сут, в том числе по объекту БВ 8 – 3,5 т/сут.

– средняя успешность обработок за период применения ВПП – 9 4,8 %;

– удельная эффективность за 2012 г. в целом – 647 т/скв-обр., по объекту БВ 8 – 636 т/скв-обр., по объекту ЮВ 1 (р-н скв. №318ПО) – 1393 т/скв-обр.;

– практически по всем скважинам, по которым выявлено влияние закачки, снижены темпы обводнения в среднем до 4,8%;

– продолжительность эффекта – 133-175 сут;

– отмечается сокращение попутно добываемой воды (в 2010 г. – 72,1 тыс.т);

– после обработок наблюдается снижение приемистости на 7% с 218 до 204 м3/сут.

Учитывая геолого-физические характеристика пласта БВ 8 (тип коллектора, проницаемость, средняя обводнённость, пластовая температура и т.д.) и критерии применимости технологий выравнивания профиля приемистости, можно сделать вывод, что наиболее перспективными являются технологии групп: ЭС, ВДС, ГОС, ВУС, а также их комбинация.

Выводы: Одним из основных методов увеличения притока нефти на Вынгапуровском месторождении, как и на многих месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами Западной Сибири, является заводнение. Вследствие проведения данных операций происходит опережающее обводне- ние высокопроницаемых пропластков, что является причиной частичного или полного отключения от процесса дренирования низкопроницаемых продуктивных участков залежи. Включение в работу слабо дренируемых продуктивных интервалов, а также существенное ограничение фильтрации по высокопроницаемым прослоям может привести к увеличению охвата залежи заводнением и повышению эффективности разработки месторождения в целом. Поэтому использование современных физикохимических методов оптимизации разработки месторождений, а именно потокоотклоняющих технологий, позволяющих регулировать темпы обводнения залежей, становится актуальным.

Однако нужно правильно оценить эффект не только после проведения, но и до проведения мероприятия. То есть нужен прогноз, дизайн применения потокоотклоняющих технологий. Привлечение современных технологий геологического и гидродинамического моделирования может существенно повысить эффективность применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Важно также определить как технологический эффект от ГТМ, так и экономический. Обзор публикаций показывает, что привлечение современных технологий геологического и гидродинамического моделирования позволяет достичь увеличения коэффициента успешности применения физико-химических методов до 90%.