Методы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов полимерными растворами в условиях «Лянторского месторождения»

Пласт БС-18 эксплуатируется одной скважиной с пробуренным боковым стволом с дебитом нефти 1,0 т/сут, жидкости - 23,8 т/сут, среднегодовая обводненность – 95,74%. Всего отобрано нефти за год 0,366 тыс.т, с начала разработки 3,181 тыс.т.

По основному объекту разработки АС-9-11 извлечено нефти за 2009 год 7891,717 тыс.т, с начала разработки 189270,011 тыс.т – 81,8% от извлекаемых запасов, добыто жидкости 126895,903 тыс.т. В 2008 году  введены в разработку 28 новых добывающих скважин  добыча по которым составила 69,795 тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 18,9 т/сут при среднегодовой обводненности – 56,26%.

Добыча нефти по месторождению сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. Все скважины работают с водой, на 1.01.2009 года с обводненностью до 50% работает 127 скважин (3,8% действующего фонда), с обводненностью от 50% до 90% работают 553 скважины (16,6%). Более половины действующего фонда работает с обводненностью выше 90% (2652 скважины – 79,6 %), из них 302  скважины работают с обводненностью более 98 % (9.1%), добыча из них составляет 524.5 т/сут нефти и 35494.2 т/сут жидкости.

В 2010 году составлены мероприятия по сокращению затрат на эксплуатацию высокообводненных, малодебитных скважин (протокол №2 от 15.04.2010 года ОАО «Сургутнефтегаз» и письмо №53-02-12-109 заместителя генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» по экономическим вопросам от 16.06.2010 года), согласно которым по состоянию на 1.01.2010 года 19 скважин переведены в консервацию, 20 – в контрольно-пьезометрический фонд, 2  переведены под нагнетание, 15 – в бездействующем фонде, 5 скважин вновь запущены в работу после проведения в них геолого-технических мероприятий. За год сокращение отбора жидкости по этим скважинам составило 963163м3. Всего за отчетный год в контрольно-пьезометрический фонд  переведены 42 высокообводненные скважины.

Распределение обводненности по площади показывает, что по объекту

разработки АС9-11 по всем ДНС текущая обводненность составляет > 90%, за исключением ДНС-18, 19, обводненность  > 94% отмечается как в районах с высокой степенью выработки запасов - ДНС-3, 4, 6 так и с низкой степенью выработки - ДНС-13, 14. Контроль за выработкой запасов проводится по районам ДНС. Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС - 3, добыча с начала разработки составила 27634,713 тыс. т нефти, ДНС - 6 - 21416,419 тыс.т, ДНС - 4 - 18176,830 тыс.т, что соответственно составляет 14,3%, 11,3%, 9,6% от накопленной добычи по месторождению. Согласно анализу распределения текущих балансовых запасов нефти отмечается неравномерность выработки запасов нефти по ДНС, что в большой степени зависит от различия геологического строения (коллекторские свойства пласта и их неоднородность по площади и разрезу, степень контактности запасов нефти с газом и водой, расчлененность разреза).  Наибольшая степень выработки  наблюдается по ДНС–4, ДНС - 6,  наименьшая – в районах ДНС-13, ДНС - 14. Основные текущие отборы нефти сосредоточены на ДНС–18 (9,6% годовой добычи по месторождению), ДНС – 17 (8,9%), ДНС - 6 (8,5%).

Анализ выработки запасов проводился по результатам геофизических исследований скважин: углерод-кислородным каротажем с определением коэффициентов текущей нефтенасыщенности и радиактивным методом НКТ-50 с определением коэффициентов текущей газонасыщенности.                                                                                                                                                                                                                 

Анализ результатов исследования углерод-кислородным каротажем подтверждает факт подъема ВНК, неоднородность выработки запасов по разрезу продуктивного пласта. По данным радиоактивных методов в 2010 году внедрение жидкости в газовую шапку отмечено в 81 скважине, c начала разработки - в 1796 скважинах. Результаты дострелов таких интервалов не всегда подтверждают результаты интерпретации ГИС. Поэтому характер текущего насыщения пластов определяется по фактическим притокам из скважин после дострелов изначально газонасыщенных интервалов пластов и после зарезки боковых стволов.

  Для вовлечения в разработку контактных и перемещенных запасов нефти в 2010 году были произведены дострелы в 163 добывающих скважинах. Большая часть дострелов (149 скважин) была направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замещенных нефтью. Дополнительная добыча нефти от проведения этих мероприятий за год составила 206,5 тыс. т. Более половины всего объема работ (79 скважин или 53% от общего количества) было проведено в районе, приуроченном к Востокинской структуре: ДНС-10, ДНС-13, ДНС-14. Из этих скважин дополнительно получено 107 тыс.т нефти (или 52%  от  общей  дополнительной добычи). Средний   прирост дебита нефти в результате проведения дострелов газонасыщенных пластов составил 5,3 т/сут. Средний дебит нефти скважин до проведения работ составил 2,7 т/сут, после проведения мероприятий – 8 т/сут, на конец отчетного года – 6,6 т/сут. В 13% от общего количества скважин (20 скважин) эффект не был получен. В 10% (15 скважин) - достигнут непродолжительный эффект, который закончился на конец года.

Продолжительность эффекта по этой группе скважин составила 121 сутки. По остальным (77% или 114 скважин) - эффект продолжается, хотя и снижается. По районам ДНС можно выделить участки где получены максимальные приросты: ДНС-5 (10,6 т/сут), ДНС-10 (7,1 т/сут), ДНС-20 (6,7 т/сут), ДНС-14 (6,2 т/сут).

Работы по вовлечению контактных нефтенасыщенных интервалов, а также газонасыщенных толщин в процессе разработки замещенных нефтью ведутся с начала разработки месторождения. С августа 2003 года дострелы газонасыщенной кровли пласта А10 проводятся с одновременной изоляцией обводнившихся интервалов.

Диаграмма 1.4.1 Сравнение результатов дострелов по районам ДНС

Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти с 1998 года ведутся работы по зарезкам боковых стволов. В 2010 году на месторождении эти работы проведены в 14 скважинах. Более половины зарезок выполнены из скважин со слабым притоком (8 скважин). Из высокообводненных скважин выполнены зарезки в 6 скважинах. Горизонтальные стволы пробурены в 11 скважинах, пологие и наклонно-направленные – в 3 скважинах. Средний дебит нефти новых боковых стволов на 01.01.2009г. составил 24,7 т/сут.

Добыто новыми боковыми стволами в 2009 году 26,821 тыс.т нефти. Зарезкой боковых стволов по месторождению,  в общем,  достигается намеченный эффект. Так, в скважинах со слабым притоком, после зарезки получен средний дебит жидкости до 54 м3/сут, в высокообводненных скважинах полученный средний дебит нефти на конец года составил 16,1 т/сут. Проведенный анализ результатов дострелов подтверждает факт вертикальной миграции нефти в газонасыщенную часть пластов. Внедрение нефти в газовую шапку или подъем ГНК не имеет одинакового распространения по площади месторождения. При подборе скважин для дострелов, в первую очередь, учитывался геологический разрез: небольшой этаж газоносности, или наличие в газовой шапке непроницаемых экранов, выдержанных по площади. Интервалы приемистости окружающих нагнетательных скважин также оказывают влияние на полученный результат. 

Всего с начала внедрения мероприятия работы по зарезке боковых стволов выполнены в 261 скважине. Добыча из них на 01.01.2010 г. составила 2848,925 тыс.т нефти. В 20011 году планируется зарезка боковых стволов в 44 скважинах Лянторского месторождения.

Анализ эффективности зарезок боковых стволов на Лянторском месторождении показывает, что для выбора скважин под зарезку боковых стволов недостаточно иметь такие критерии, как текущие геологические запасы и нефтенасыщенные толщины. Подбор скважин под зарезку боковых стволов осуществлялся исходя из анализа эффективности ранее пробуренных боковых стволов и по результатам работ по дострелам скважин.

По основному объекту разработки АС9…11 сформирована площадная обращенная девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в отчетном году было закачано 138181,99 тыс.м3 воды. Среднесуточная закачка воды составила 378580,8 м3/сут. Всего за 2009 год введено под закачку 17 скважин, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1346, действующий - 1191 скважина, среднегодовая приемистость одной скважины составила 324,4 м3/сут. Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа закачкой за год по объекту АС-9-11 составила 92,9%, с начала разработки 105,3%. По пласту АС-9 пластовое давление соответствует 201,9 атм., давление в газовой шапке снижено до 182,7 атм., что на 27,3 атм. ниже первоначального, компенсация за год составила 96,3%, с начала разработки – 105,7%.  Пластовое давление по районам ДНС удерживается на уровне 197,8-204,6 атм. Пластовое давление по пласту АС-10 на конец года составило 202,9 атм. при годовой компенсации 92,1% и 104,1% с начала разработки. По всем районам ДНС пластовое давление составило более 200 атм., распределяется от 200,3 (ДНС-14) до 205,1 атм. (ДНС-2). По пласту АС-11 пластовое давление на конец года составило 206,7 атм. при компенсации за год 70,4%, с начала разработки 115,7%.

Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления установлены пакера в 21 нагнетательной скважине. Сформировано с начала разработки с целью создания барьеров на линии внутреннего контура газоносности во избежание взаимодействия газовой шапки и нефтяной оторочки по пласту АС9 5 барьерных рядов (23 нагнетательные скважины), по пласту АС10 - 6 рядов (29 нагнетательных скважин).

За отчетный год по месторождению ресурсы газа составили 4706108,069 тыс.м3 газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. Добыча нефти по ДНС-2, 3, 19 сопровождается большими объемами  добычи  газа, что составляет по ДНС-2 – 20,3%, по ДНС-3 – 14,2%, по ДНС-19 – 10,8% от общей добычи газа за год по месторождению. Соответственно, максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС - 2 – 4197 м3/т, ДНС-3 – 1134 м3/т, ДНС-19- 1219 м3/т  при среднем по месторождению 583 м3/т. По состоянию на 1.01.2010 года работающий фонд  скважин с высоким газовым фактором составляет 45 скважины.

Исследования на месторождениях НГДУ «Лянторнефть» выполняются на основании руководящего документа РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», разработанного в 2002 году.  

Запланированные объемы исследований с целью контроля технологических параметров работы скважин, физико-химических характеристик пластовых флюидов, контроля энергетического состояния залежей и определения гидродинамических параметров пластов выполнены. При плане 4848 добывающих и нагнетательных скважин фактически исследовано 4871 скважина. Охват действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин составил 100%. Контроль энергетического состояния включает замеры пластового и забойного давлений. Для механизированного фонда скважин пластовые и забойные давления определяются путем измерения статических и динамических уровней с последующим перерасчетом на давления.

Контроль за изменением пластового давления в газовой шапке ведется в 165 скважинах. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений за 2009г. составил 100%,   в т.ч.   прямыми замерами – 11,5%. Для оценки добывных возможностей скважин в 2009 году проведены гидродинамические исследования по определению продуктивности методом установившихся отборов в 466 добывающих скважинах, что составляет 14 % от действующего фонда скважин. На неустановившихся режимах фильтрации исследованы 750 добывающих и 136 нагнетательных скважин. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Лянторского месторождения исследована на образцах 18 глубинных проб из 6 скважин и на образцах 192 поверхностных проб. Определение химического состава попутно добываемых вод выполнено по 643 скважинам. С целью определения фильтрационных, продуктивных параметров и скин-фактора скважины на 3 скважинах с боковыми стволами проведены гидродинамические исследования при КРС с применением УГИС.

Всего промыслово-геофизических исследований за 2009 год проведено 1771 при плане 1762 (100,5%). Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчетный год по добывающим скважинам Лянторского месторождения составил 25,8% и 63% по нагнетательным скважинам. Ведется контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведены исследования по определению газонасыщенности радиоактивными методами в 50 добывающих скважинах, в 39 - нагнетательных и в 85 - контрольных и пьезометрических скважинах. Для оценки выработки запасов и определения текущей нефтенасыщенности за 2009 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 54 контрольных скважинах с неперфорированной эксплуатационной колонной. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и контрольных скважин. Из данной опорной сети исследовано 131 скважина. Механизированный фонд скважин методами ГИС исследуется, в основном, в период ремонта, так при общем количестве исследований – 1771 при КРС выполнены 1362.

Контрольные исследования, замеры скважин, работающих с высоким газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за своих технических  характеристик, выполняются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течение отчетного года всего проведено замеров этой установкой 859 в 346 скважинах, из них 4,1% - скважины с высоким газовым фактором, 25,1% - скважины неисправных АГЗУ, 70,8% составляют скважины с контрольными замерами.

2 ТЕХНОКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1Сущность методов полимерного заводнения

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:

   гидродинамические методы;

   физико-химические методы;

   тепловые, микробиологические и другие методы.

Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов – одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимер­ное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полиме­ров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов – выравнивание неоднородности продук­тивных пластов и повышение охвата при заводнении.