Методы увеличения нефтеотдачи пласта на Южно-Сургутском месторождении

      На Южно-Сургутском  месторождении охват замерами  пластового и забойного давлений  составляет 25 %, замерами статических  уровней механизированного фонда  – 72 %. 

      Первоначальное  пластовое давление по пластам  БС₁₀¹ и БС₁₀²  - 237 атм. Динамика пластовых давлений за период разработки по пластам в контуре нефтеносности имеет следующие общие особенности:

      - снижение  давления от первоначального  до 217 атм. в первые годы 1976-1980г.г.;

      - восстановление  пластового давления до первоначального - 1982г. ;

      -дальнейший  существенный рост пластового  давления с достижением значительного  превышения над начальным (1982-1990 г.г.)

      Тенденция  роста пластового давления сохранилась  и в последние годы. На 1.01.97г.  Рпл в контуре залежей БС₁₀¹ и БС₁₀² достигло соответственно 265 и 264 атм., что превышает начальное на 28 и 27 атм. соответственно. Пластовое давление даже в зоне отбора выше начального на 25 и 18 атм. В таблице 3.2. приведена динамика пластовых давлений по годам разработки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

      ТАБЛИЦА  3.2.

ДИНАМИКА ПЛАСТОВЫХ  ДАВЛЕНИЙ ПО ГОДАМ РАЗРАБОТКИ

 

Год	Пласт	Средневзвешенное пластовое давление, кгс/см2
		В контуре    нефтеносности	В зоне            Отбора	В зоне           закачки
1978 1979 1980 1981 1982   1983   1984   1985   1986   1987   1988   1989   1990   1991   1992   1993   1994   1995   1996   1997	БС10 БС10 БС10 БС10 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102 БС101 БС102	223 220 217 230 243 241 245 242 255 251 256 251 255 251 253 256 257 252 256 263 266 269 267 272 263 265 261 260 256 262 250 259 257 263 265 268	218 215 211 220 232 230 234 232 245 235 244 235 244 238 245 244 251 244 253 259 262 255 260 257 265 260 253 257 255 263 252 261 256 260 264 265	250 240 240 255 274 277 275 270 282 283 284 283 285 280 275 280 271 270 261 271 276 268 266 264 270 269 270 268 264 268 270 268 272 274 273 275

 

 

 

 

 

 

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

 

4.1 ПОНЯТИЕ О СКВАЖИНЕ.

 

      Скважиной   называется  горная  выработка   в  земной  коре,  которая   имеет  малый  диаметр   по  сравнению  с  ее  длиной.  Основание  скважины  (на  поверхности)  является устьем,  дно скважины - забоем. Скважины  делятся на   две категории: 

      -  разведочные  (бурятся  для  подсчета  запасов  нефти  на  новом   месторождении);

      -  эксплуатационные  (для  извлечения  нефти   из  пласта).

      Нефтяная  скважина  представляет  собой  капитальное  сооружение,  которое строится  по  заранее составленному тех. проекту. Основой проекта является  конструкция скважины.

      Под  конструкцией  скважины  понимается  то  количество  обсадных  колонн,  которые   необходимо  спускать  в  скважину  для  успешной  проводки  ее  и последующей длительной  эксплуатации.  Понятие конструкции скважины  также входят оптимальные высоты подъема цементного раствора  в затрубном пространстве.  Диаметр скважины  должен  быть  минимальным,  но  вместе  с тем  достаточным  для  обеспечения  спуска  обсадных  колонн  на   запроектированную  глубину,  а  также  для  обеспечения  надежной  изоляции  продуктивных  пластов  от  водоносных  горизонтов  и  от  взаимного  влияния  пластов  друг  от  друга.  От  выбранной  конструкции  скважины  зависит  скорость  бурения,  стоимость  строительства  скважины.

      Конструкция  скважины  выбирается  на  основе  факторов:

      -  геологических;

      -  технических   и  технологических;

      -  экономических.            

 

4.2 ЭЛЕМЕНТЫ КОНСТРУЦИИ СКВАЖИНЫ.

 

      В   каждой  конструкции  скважины  различают  следующие  ряды  обсадных  колонн:

      - шахтовое  направление;

      - кондуктор;

      - техническая   или  промежуточная  колонна  \ хвостовик \;     

      Компоновка  низа  обсадных  колонн  оборудуется  следующими  деталями  и  узлами  '' снизу-вверх '':

      - башмачно - направляющая  пробка;

      - башмак;

      - башмачный   патрубок;

      - обратный  клапан;

      - упорное   кольцо  ''стоп'';

      - пакер - фильтр.

      По  наружной  части  труб:

      - направляющие  фонари  или  центраторы; 

      - скрепки;

      - турбулизаторы.

      После   длительной  эксплуатации  нефтяных  скважин  на  Южно-Сургутском  месторождении  нарушается  надежность  крепи  эксплуатационных  колонн,  появляются  различного  рода  обводнения  нефтяного  пласта,  верхнего  или

нижнего  водоносного  пласта.

      В   условиях  однородного  строения  продуктивных  пластов,  их  первоочередная  выработка  и  обводнение  происходит  по  наиболее  проницаемым

интервалам.

      В   условиях  проведения  РИР   в  скважинах  в  продуктивных  пластах  могут  образовываться  (открываться)  трещины,  обладающие  большими  размерами  и  значительной  проводимости,  изменяющимися   с  изменением  давления  закачивания  в  пласты  жидкости.  Трещины  в  пластах  могут  образовываться  и  в  процессе  эксплуатации  скважины,  наличие  которых  определяется  исследованием  скважин.    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ  ЧАСТЬ. 

 

5.1. Мероприятия по ПНП и интенсификации за 1994-2000 гг.

 

      При  рассмотрении комплекса мероприятий  по повышению нефтеотдачи в  1999 г. целесообразно учесть не  только хронологию ГТМ и объемы  внедрения, но и влияние на  текущее состояние разработки  ранее применяемых на объекте методов увеличения нефтеотдачи. В ходе анализа эффективности проведенных за последние годы на горизонте БС10 Южно-Сургутского месторождения мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти было выявлено, что, кроме плановых КРС и ПРС скважин, с 1992 г. применялись следующие мероприятия (табл.1):

• с 1992 г. МУН в виде потокоотклоняющих технологий и комплексных ОПЗ нагнетательных скважин, всего 187 скважино-операций, причем в 1994-95 гг. внедрение МУН не проводилось;
• с 1992 г. ОПЗП скважин композициями на основе нефтяных растворителей, всего – 246 скважин, причем в 1996 – 98гг. по 50-65 скважино-операций в год;
• с 1994 г. гидродинамическое воздействие – сезонное ограничение закачки воды (нестационарное заводнение) в сочетании с отключением высокообводненного добывающего фонда скважин;
• с января 1999 г. – оптимизация (форсирование) закачки и отбора в сочетании с восстановлением добывающего фонда скважин из бездействия – среднегодовой дебит жидкости увеличился с 45 до 56 т/с, закачка увеличилась с 12.6 млн.м3 в 1998 г. до 15.5 млн.м3 в 1999 г., т.е. на 23 %; на конец 1999 г. действующий добывающий фонд скважин составил 693 против 610 на конец 1998 г., т.е. увеличился на 13.6 %.
• с апреля 1999 г. осуществлена интенсификация отбора жидкости в добывающих скважинах по программе Джо Мака (углубление насосного оборудования с увеличением его производительности);
• из-за отсутствия полной информации и небольшого количества скважино-операций, другие виды ГТМ (доперфорация, МКД, гидрожелонка, кислотные ОПЗ) отдельно не анализировались и отнесены к гидродинамическому воздействию.

 

 

 

Таблица 5.1.

Результаты  применения комплекса мероприятий  по ПНП и интенсификации на горизонте  БС₁₀

Южно-Сургутского  месторождения в 1994-2000 гг.

Годы	Темп падения доп. добычи	Добыча нефти, тыс.т		Дополни- тельная добыча, тыс.т	Физико- химические МУН		ОПЗ Нефрасом		Интенсификация по Джо Маку		Гтдродинамическое воздействие
											Циклика+остановка Высокобводнен- Ного фонда		Форсирование отбора+увеличе- ние закачки+пуск б/д фонда
		Факти- ческая	Базовая		кол-во обра- боток	доп. добыча, тыс.т	Кол-во обра- боток	доп. добыча, тыс.т	кол-во обра- боток	Доп. добыча, тыс.т	изменен ие фонда скважин	доп. добыча, тыс.т	изменен ие фонда скважин	доп. добыча, тыс.т
1990	20.71	7704.3	7704.3								-134
1991	21.55	6044.2	6044.2		14						-44
1992	21.90	4720.3	4699.6	20.7	30	20	3	0.7			-148
1993	20.43	3756	3698	58	17	44	14	14			40
1994	25.21	2809.1	2918	-108.9	1	10	18	14			-230	-132.9
1995	17.10	2328.7	2451	-122.3	0	0	23	19			-65	-141.3
1996	11.02	2072	1920	152	17	18	50	54			-86	80
1997	-0.58	2084	1614	470	20	183	51	139			-67	148
1998	11.95	1835	1395	440	8	68	65	60			-22	312
1999	-4.41	1951.9	1373	542.9	50	137	22	57	11	25.5			83	323.4
2000 (1 кв.)		506	334	172	30	40	0	15.4	7	20	-42			96.6
ИТОГО		35775.5	34151.1	1624.4	187	520	246	373.1		45.5		265.8		420

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

      На рис.5.1 приведена динамика показателей разработки горизонта БС₁₀ в 1990 – 2000 гг., где показана хронология вышеперечисленных мероприятий. Как видно из рис. 5.1 и табл. 5.1, за последние 10 лет годовой уровень добычи снизился с 7.7 млн.т в 1990 г. до 1.85 млн.т в 1998 г. При этом, в первые 5 лет годовой темп падения добычи составлял от 20 до 25%. Начиная с 1996 г. темп падения значительно снизился, а в 1997 и 1999 гг. получен даже прирост годовой добычи нефти по сравнению с предыдущими годами. Таким образом, благодаря перечисленному комплексу мероприятий с 1996 г. по горизонту достигнута стабилизация добычи нефти.

      На рис. 5.2 показаны фактическая, базовая  и дополнительная добыча нефти  по видам мероприятий. На рис. 5.3. приведено распределение суммарной  дополнительной добычи и дополнительной добычи за 1999 г. по видам мероприятий.

      Ниже  приводится краткий анализ технологической  эффективности каждого из ГТМ  в вышеперечисленном хронологическом  порядке.

 

 

5.2. Эффективность  физико-химических МУН

 

      Результаты применения МУН в  1991-98 гг. На рис. 5.4 приведена карта применения МУН за последние 10 лет. Как видно из рис. 5.4, воздействием охвачена в основном восточная, наиболее проницаемая и неоднородная часть месторождения. Это хорошо согласуется с рекомендациями, приведенными в Комплексной программе применения физико-химических МУН на месторождениях НГДУ «Юганскнефть» в 2000-2005 гг. [1]. При этом по многим (как правило, наиболее результативным) скважинам проведены повторные обработки.

В табл. 5.2 приведены результаты расчетов технологического эффекта по [1]. Как видно, средний удельный технологический эффект (по 81

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

проанализированной скважино-операции) составил 3.8 тыс.т на 1 обработанную нагнетательную скважину. Это один из наиболее высоких показателей  среди всех месторождений ОАО  «Юганскнефтегаз». Так, например, этот показатель по горизонту БС10 Южно-Балыкского месторождения составляет 2.5 тыс. т/скв., по пласту БС10 Усть-Балыкского месторождения – около 1.4 тыс. т на скважину [1].