Содержание к диссертации
Введение
1. Классификация месторождений нефти юганского региона. краткий обзор мирового опыта применения ГТМ в добыче нефти 9
1.1. Гидравлический разрыв пласта 11
1.2. Оптимизация забойных давлений (форсированный отбор жидкости) 13
1.3. Краткий обзор мирового опыта применения других методов увеличения нефтеотдачи 19
1.4. Зарезка вторых стволов, боковых горизонтальных стволов, уплотнение сетки скважин и бурение скважин дублёров 41
Выводы 43
2. Анализ разработки месторождений и локализация остаточных извлекаемых запасов 45
2.1. Локализация остаточных запасов по данным ПГИ 45
2.2. Локализация остаточных запасов по данным гидродинамического моделирования 59
2.3. Локализация остаточных запасов по картам толщин 61
Выводы 70
3. Оптимизация разработки с помощью грп, бурения горизонтальных и боковых стволов, уплотнения сетки скважин, бурения скважин дублёров, других методов 72
3.1. Зарезка боковых горизонтальных стволов, горизонтальные скважины 72
3.2. Бурение новых скважин (дублёров, уплотняющих скважин). 76
3.2.1. Определение последовательности бурения скважин дублёров 77
3.2.2. Выбор участков для уплотняющего бурения 79
3.3. Технология объёмного волнового воздействия на нефтегазовые залежи для повышения нефтеотдачи пластов 80
3.4. Проектирование физико-химических методов воздействия на пласт и стимуляции скважин в комплексе с гидродинамиче скими ГТМ 82
3.4.1. Определение физико-гидродинамических характеристик пластов 83
3.4.2. Влияние типа закачиваемой воды на «добывающие» возможности скважин 85
3.4.3. Результаты применения методов повышения нефтеотдачи (на примере Тепловского месторождения) 92
3.4.3.1. Потокоотклоняющие технологии 93
3.4.3.2. Гидродинамические методы 106
Выводы
Основные результаты и выводы 113
Список использованных источников 115
Приложение 128
- Краткий обзор мирового опыта применения других методов увеличения нефтеотдачи
- Локализация остаточных запасов по данным гидродинамического моделирования
- Технология объёмного волнового воздействия на нефтегазовые залежи для повышения нефтеотдачи пластов
- Влияние типа закачиваемой воды на «добывающие» возможности скважин
Введение к работе
Актуальность темы. Современное состояние сырьевой базы месторождений Западной Сибири характеризуется изменением качества и структуры запасов нефти, как на новых, так и на разрабатываемых месторождениях. Основные запасы нефти новых месторождений приурочены к залежам с ухудшенными коллек-торскими свойствами (пониженная проницаемость, большая зональная и послойная неоднородность). Продуктивные высокопроницаемые коллекторы, как правило, находятся на заключительной стадии разработки. В частности, из 26 нефтяных месторождений Юганского региона, на десяти (Усть-Балыкском, Солкинском, Южно-Сургутском, Ефремовском, Тепловском, Мамонтовском, Южно-Балык-ском, Средне-Балыкском, Правдинском и Северо-Салымском) выработано более 70 % извлекаемых запасов.
Данные месторождения характеризуются значительным снижением уровня добычи нефти при резком нарастании обводнённости добываемой продукции. Их запасы следует отнести к категории трудноизвлекаемых. Однако, несмотря на высокую обводнённость, они характеризуются наличием слабовыработшшых зон, как по площади объектов, так и по разрезу. В них скрыт большой потенциал увеличения добычи нефти и конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Снижение темпов падения добычи нефти и достижение утверждённых значений КИН может быть достигнуто путём проведения комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ):
- восстановлением системы разработки в зонах концентрации остаточных запасов путём вывода скважин из бездействия, бурением горизонтальных стволов, вторых стволов, скважин-дублёров;
оптимизацией режимов работы добывающих и нагнетательных скважин;
применением физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи.
Ключевую роль при этом играет определение зон локализации остаточных извлекаемых запасов. Для их извлечения необходима применение современных технологий добычи нефти и проведение адресных ГТМ.
— ч
Цель работы. Совершенствование применяемых систем разработки месторождений для извлечения малоподвижных, остаточных запасов нефти высокооб-воднё'нных месторождений с неоднородными коллекторами.
В рамках поставленной цели, применительно к месторождениям нефти Юганского региона, решались следующие задачи:
- локализация остаточных запасов нефти слабодренируемых зон высокооб-
воднённых месторождений с неоднородных коллекторами;
- обоснование геометрии горизонтальных участков скважин с учётом кол-
лекторских свойств разрабатываемых пластов;
- обоснование и выбор методов воздействия на слабодренируемые участки
разрабатываемых месторождений;
- разработка методологии оперативного управления проведением ГТМ с це
лью повышения их эффективности и интенсификации выработки запасов нефти.
Научная новизна
-
Для условий разработки высокообводнённых объектов нефтяных месторождений Юганского региона установлена зависимость остаточных извлекаемых запасов с обводнённостью продукции, что позволило уточнить сроки внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов.
-
Предложена методология выбора индивидуальных и комплексных методов интенсификации добычи нефти, основанная на учёте текущего состояния выработки остаточных запасов нефти и прогнозной технико-экономической эффективности технологий доразработки месторождений.
-
Разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи нефти с учётом величины удельных остаточных запасов, определяемых по картам неф-тенасыщенных толщин.
-
Определены пределы снижения забойного давления при форсировании отборов жидкости из скважин. Показано, что снижение забойного давления в скважинах ниже давления насыщения нефти газом, приводит к дополнительным потерям производительности скважин на 20...30 %.
5 Практическая ценность
1 Разработанные методики локализации остаточных запасов и выбора сква
жин для проведения ГТМ на основе построения и анализа карт начальных и те
кущих нефтенасыщенных толщин используются при ежемесячной подготовке и
защите геолого-технических мероприятий в ОАО «I1K «Роснефть» и ООО «РН-
Юганскнефтегаз» при выборе скважин для проведения ГТМ.
2 В результате реализации предложенных методик на месторождениях
Юганского региона (Мамонтовское, Тепловское, Приразломное) объём дополни
тельно добытой нефти составил 26,8 тыс.т/год.
Апробация работы. Содержание работы докладывалось и обсуждалось на 2-й научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа», г. Ханты-Мансийск, 1998 г.; 5-м Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи», г. Москва, 2006 г.
Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 17 печатных работ, в том числе получено 4 патента РФ.
Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения, списка использованных источников из 115 наименований, изложена на 127 страницах машинописного текста, содержит 33 рисунка, 8 таблиц и 1 приложение.
Краткий обзор мирового опыта применения других методов увеличения нефтеотдачи
Приоритетность развития и необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи обуславливается тем, что подавляющее большинство крупных месторождений в настоящее время находится на поздних стадиях разработки с падающей добычей. В течение нескольких последних десятилетий разработано и прошло промысловые испытания довольно большое количество различных МУН. Значительная часть из них оказалась технологически и экономически не эффективной. Некоторые технологии, наоборот, привели к существенному росту добычи и в настоящее время широко применяются на многих месторождениях. Практика применения МУН в различных странах отличается друг от друга - изменяется как величина удельного вклада МУН в общую добычу, так и степень распространённости конкретных мероприятий.
Главной целью применения МУН является вовлечение в разработку запасов нефти, не охваченных воздействием в результате первичных и вторичных методов добычи. Основными причинами низкой степени извлечения нефти на этих стадиях являются: низкая проницаемость, неоднородность пласта, высокая вязкость нефти, значительные силы поверхностного натяжения на границе различных фаз. Диаграмма распределения добычи и количества проектов по различным видам МУН за рубежом приведена на рисунках 1.2 и 1.3 / 103 /.
Подавляющее количество нефти добыто за счет тепловых МУН (пар) и смешиваемого вытеснения. Странами, наиболее успешно и интенсивно использующими различные МУН, являются США, Канада, Венесуэла, Ин-донезия, Китай. В первых четырёх странах вклад в общую добычу нефти за счёт рассматриваемых МУН превышает 10 %, для Китая это значение составляет около 6 %, однако следует учитывать, что публикуемые данные охватывают ориентировочно лишь половину активных проектов. Наиболее полно вырабатываются ресурсы за счёт активного использования МУН в тех странах, где были приняты специальные законы о льготах программ, стимулирующих внедрение МУН.
Применение отдельных групп МУН в различных странах значительно отличается друг от друга. Например, подавляющее количество нефти, добываемой в мире за счёт закачки углекислого газа, производится в США.
Одной из главных причин этого является не только доступность С02 на нефтяных месторождениях США, но и своевременное вложение денег в инфраструктуру этого сегмента нефтедобывающей отрасли в конце 1970-х, начале 1980-х годов, когда цена на нефть была относительно велика, что послужило мощным импульсом для дальнейшего развития и приносит результаты и спустя 20 лет /111/. Большой удельный вес химических МУН в Китае обуславливается существующей национальной программой внедрения этих методов, согласно которой, в частности, в 2005 г. за счёт данных технологий планировалась добыть 7,5 млн.т нефти / 97 /. Ниже рассмотрены особенности применения и характеристики различных МУН.
Большой вклад тепловых методов в общую добычу нефти обуславливается тем, что по некоторым оценкам до 50 % мировых запасов приурочено к высоковязким нефтям. В настоящее время активно разрабатываются месторождения высоковязких нефтей в Канаде, США (Калифорния), Венесуэле, Индонезии, Китае, Омане / 103 /. Тепловые методы до некоторых пор были единственным способом добычи этих запасов. Сейчас активно внедряется «холодный» способ (Cold Production) добычи таких нефтей / 96 /. Однако, коэффициент извлечения нефти при его применении не велик, и обычно метод рассматривается как этап, предшествующий началу тепловой разработки месторождений. Впервые попытка нагревания пласта для увеличения КИН была сделана еще в 1865 г. Но широкое применение тепловых МУН, как и многих других, следует отнести на конец 70-х, начало 80-х годов прошлого столетия, именно в этот период добыча нефти за счёт реализации тепловых МУН постоянно увеличивается (рисунок 1.4).
Существует три принципиально различных технологии тепловых МУН - применение пара, внутрипластовое горение и вытеснение нефти го-рячей водой.
Основными паровыми методами добычи нефти являются вытеснение паром и циклическая паровая обработка добывающих скважин. Механизм действия первого метода - уменьшение вязкости нефти, как следствие нагрева, и создание градиента давления для её транспорта к добывающим скважинам. Коэффициент вытеснения нефти при этом достаточно велик -остаточная нефтенасыщенность в промытых паром зонах может составлять всего лишь 10 %. Часто вытеснение паром следует за, или проводится одновременно, с циклической паровой обработкой скважин. При циклической стимуляции происходит интенсивное нагнетание пара в течение относительно короткого промежутка времени (до нескольких недель) в одну скважину, затем следует небольшой период выдержки и скважина переводится в добывающий режим. Метод эффективен в случае высоковязких нефтей и высокопроницаемых коллекторов. В последнее время паровые методы успешно применяются и в горизонтальных скважинах - метод SAGD (Steam assisted gravity drainage).
Паровые методы являются наиболее эффективными и распространёнными из тепловых МУН (рисунки 1.2, 1.3). Как отмечалось выше, масштабное внедрение тепловых методов началось с начала 1980-х годов. С тех пор, не смотря на существенное изменение цен на нефть, добыча за счёт применения паровых МУН постоянно увеличивалась, в основном за счёт разработки новых месторождений. Примером рекордных показателей добычи за счёт применения паровых методов может служить месторождение Дури (Duri) в Индонезии, где реализация двух подобных проектов дала около 13 млн. т. нефти в год / 103 /. В США добыча нефти паровыми методами достигла своего пика в конце 1980-х годов, после чего начала снижаться, однако до сих пор паровые МУН являются значимыми.
Локализация остаточных запасов по данным гидродинамического моделирования
Распределение закачки по пластам и оценка приёмистости по результатам расходометрии характеризует соотношение приёмистости различных пластов объекта разработки, которое достигается в момент проведения исследований. Это «дифференциальная» характеристика процесса закачки, которая в общем случае может не совпадать с распределением закачки по пластам в установившемся режиме. Важным является и то - достигнут ли в процессе исследований режим закачки, близкий к стационарному. Если достигнут, то данные расходометрии могут быть использованы для распределения объёмов закачки по различным пластам объекта разработки. Существенным преимуществом расходометрии по сравнению с данными термометрии и контроля РГА является то, что расходометрия показывает, какую приёмистость имеют коллекторы объекта разработки в момент исследований. Поскольку данные расходометрии характеризуют работу фильтра, т.е. каким образом поток закачиваемой воды уходит из ствола скважины в пласт, то показания расходомера зависят от состояния фильтра и загрязнённости перфо-рационных отверстий. Поэтому по данным расходометрии нельзя судить о том, как распределяется поток закачиваемой воды по толщине пласта и, следовательно, об охвате пласта заводнением 19 1. Толщина поглощающих интервалов, установленных по данным расходометрии в пластах толщиной более 5 - 6 м, занижена против истинной. В пластах толщиной 2 - 3 м толщина поглощающих интервалов также оказывается завышенной против истинной. Отметим, что анализ результатов измерений методом расходометрии показывает, что вследствие плохой подготовки скважин к исследованиям, загрязнённости забоя и НКТ, вертушка расходомера часто забивается и в результате по ряду скважин данные расходометрии искажены либо вовсе отсутствуют.
Наряду с данными измерений методами термометрии и расходометрии, предлагается использовать методику мониторинга радиогеохимических аномалий, возникающих в очаге нагнетания в процессе закачки минерализованных сточных и пластовых вод / 21,22 /. Методика позволяет ответить на большее число вопросов по данным исследований в нагнетательных скважинах, а также повысить эффективность их работы..
Так, в период ввода залежей Ромашкинского месторождения в разработку и закачки пресных вод, М.Х. Хуснуллиным было показано, что радиогеохимический эффект (РГА) может быть использован как признак заводнения коллектора в наблюдательных и добывающих скважинах / 90 /. Отметим, что при совместной фильтрации воды и нефти в пласте радиогеохимические аномалии могут возникать как в продуктивной, так и в обводнённой части пласта, могут и отсутствовать в заводнённых интервалах. Впервые применить радиогеохимический метод для оценки приёмистости при исследовании нагнетательных скважин месторождения Узень было предложено СМ. Дудаевым / 24 /. Им было показано, что при определённых ограничениях по данным контроля за РГА, возникающим в процессе закачки сточной воды в продуктивные коллекторы, можно оценивать приёмистость пластов и выделять заколонные перетоки / 23,24 /. На поздней стадии разработки основные объёмы воды, закачиваемые в продуктивные коллекторы, это минерализованные воды, поскольку вся попутно добываемая вода преимущественно вновь закачивается в разрабатываемые залежи. Для решения задач контроля за разработкой предложено использовать результаты мониторинга методом интегрального гамма-каротажа (ГК) радиогеохимических аномалий, возникающих в процессе закачки минерализованной воды в коллектор / 20,22 /. Возникающие в прискважинной зоне очага нагнетания РГА образуются в результате выпадения в ближней призабойной зоне коллектора, поглощающего минерализованную закачиваемую воду, небольшого количества радиобарита или радиокальцита, которые содержат радиоактивные изотопы радия Ra " и Ra . Радиобарит - одно из наименее растворимых веществ. Растворимость его увеличивается с ростом минерализации растворов NaCl и ростом температуры. При концентрации NaCl 300 г/л растворимость BaS04 повышается от 30 до 50 мг/л при изменении температуры от 25 до 95 С / 33 /. Поскольку в пресной закачиваемой воде радиоактивные соли отсутствуют, то РГА в нагнетательных скважинах не образуется.
Основной недостаток методики контроля за РГА связан с тем, что в результате выпадения и накопления радиоактивных элементов в призабойной зоне очага нагнетания радиогеохимической аномалией могут отмечаться пласты и пропластки, которые в момент исследований воду не поглощают, но ранее принимали её. Поэтому результаты мониторинга РГА методом интегрального ГК должны в обязательном порядке интерпретироваться совместно с данными термометрии и расходометрии. Добывающие скважины
В настоящее время имеется две отечественные технологии, которые позволяют исследовать добывающие скважины в действующем режиме. Первая обеспечивает исследование скважин, эксплуатирующихся штанговыми насосами, малогабаритной геофизической аппаратурой по межтрубью / 66 /. Для этого используется специальное оборудование (эксцентричная план-штайба, отклонители) и геофизическая аппаратура диаметром 28 мм. Однако, следует отметить достаточно высокую аварийность при реализации данной технологии. Существенным ограничением является и то, что по этой технологии могут быть исследованы лишь скважины с углом наклона не более 37
Для исследования скважин, оборудованных ЭЦН, применяется технология спуска приборов под насос на кабеле и проведение исследований после вывода скважин на рабочий режим. Технология разработана в ОАО «Пермь-нефтегеофизика» и используется на месторождениях нефти Пермской области / 611.
Анализ особенностей проведения промысловых геофизических исследований показывает, что большинство методов не позволяют исследовать добывающие скважины без их остановки, экономически невыгодной. Таким образом, методы промысловой геофизики используются лишь в тех случаях, когда остановка скважин экономически оправдана.
Для наиболее полного и эффективного извлечения нефти необходима комплексная обработка всей накопленной геолого-геофизической и промысловой информации о строении и свойствах продуктивных пластов. В интеграции этих данных, их комплексной обработке с помощью адекватных моделей и высокопроизводительных ЭВМ, кроются значительные резервы выявления локализации запасов нефти. Анализ выработки запасов нефти на основе теоретических представлений и законов гидродинамики, является действенным методом локализации остаточных запасов. В то же время, метод подразумевает наличие качественной геологической модели.
Сущность моделирования процессов фильтрации флюидов в пластах заключается в определении количественной связи между дебитами и давлениями на забоях скважин и определённых контурах, скоростей сроков пере-.-. мещения отдельных-частиц пластовой жидкости в зависимости от формы залежи, параметров пласта, вязкости флюидов, числа и расположения скважин. Моделирование сводится к постановке и решению систем дифференциальных уравнений, описывающих процесс многофазной фильтрации, расчёты картин двумерных и трёхмерных фильтрационных течений численными методами. Системы уравнений и расчётные соотношения для проведения расчётов базируются на основных законах фильтрации жидкости в пористых средах.
Технология объёмного волнового воздействия на нефтегазовые залежи для повышения нефтеотдачи пластов
Расчёт прогнозной аварийности скважин включает в себя три этапа -обучение, экзамен и прогноз. Экстраполированные на перспективу значения коэффициентов необратимой аварийности позволяют прогнозировать максимальный срок эксплуатации скважин с наибольшей продолжительностью эксплуатации. Таким образом, возможно определить - в каком возрасте абсолютно весь эксплуатационный фонд скважин «попадёт» в аварийную ситуацию, несовместимую с дальнейшей нормальной работой этого фонда, или другими словами, какой возраст ни одна скважина «не перешагнет», не попав в аварийную ситуацию, не совместимую с дальнейшей нормальной работой, с вероятностью равной 100 %. Для прогноза среднего срока эксплуатации скважин месторождения (максимального срока эксплуатации среднестатистической скважины) необходимо усреднение аппроксимированных фактических и прогнозных значений максимальных сроков эксплуатации всех скважин данного месторождения: где Тликв - средневзвешенное значение максимальных сроков эксплуатации всех скважин данного месторождения, т.е. максимальный срок эксплуатации среднестатистической скважины; Хх - коэффициент необратимой аварийности в t-м возрасте, или относительное количество скважин, ликвидированных после t лет эксплуатации. 2. Скважины ранжируются по приближению к рассчитанному в п. 1 критическому среднему сроку эксплуатации, проводятся дефектоскопические исследования скважин, начиная с наиболее "старых". 3. Проводятся текущие геолого-промысловые исследования призабой-ных зон пласта (замеры дебита жидкости и обводнённости продукции скважин). 4. Осуществляется ранжирование скважин, отобранных в п. 2, по степени их приближения к состоянию, несовместимому с нормальной эксплуатацией (с учётом технического состояния по данным дефектоскопии и прогнозной рентабельности), и планируется бурение скважин дублёров взамен наиболее .подверженных необратимому нарушению технического состояния.
Выбор участков для уплотняющего бурения При размещении дополнительного уплотняющего фонда скважин должны учитываться как геологические свойства пласта коллектора (неоднородность ФЕС, изменчивость по простиранию нефтеносных толщин, преры- вистость,наличие тупиковых и линзовидных зон, присутствие водо-нефтяных зон и др.), так и технико-технологические (промытость отдельных зон, распределение остаточных извлекаемых запасов по пласту, удалённость от линий нагнетания, предельный срок службы добывающих и нагнетательных скважин и др.) и экономические (оценка капитальных вложений, срока окупаемости, рентабельность бурения новых скважин, конъюнктура сбыта и др.) факторы. Для снижения рисков получения нерентабельных скважин выбор точек под бурение скважин рекомендуется проводить по описанной в настоящей работе методике с использованием карт текущих нефтенасыщенных толщин, данным по извлекаемым запасам на вновь вводимую скважину и начальному дебиту нефти. залежи для повышения нефтеотдачи пластов Технология объёмного волнового воздействия (ОВВ) основана на использовании мощного источника низкочастотных гармонических колебаний с амплитудой силы до 1000 Н, находящегося на поверхности (рисунок 3.1) и состоящего из платформы 1, вибровозбудителя 2 с электрическим приводом валов с дебалансами и систем питания и управления 3 / 59 /.
Сущность технологии ОВВ заключается в создании на поверхности земли монохроматических колебаний определённой амплитуды, распространяющихся в виде расходящегося конуса от поверхности до нефтяного пласта, охватывающая объём в зоне 1,5 - 5,0 км от эпицентра воздействия / 69 /. При этом мощность энергии, доходящей до уровня пласта на глубине 2 км и более, не превышает 10" - 10" Вт/м .
В процессе реализации технологии ОВВ было обнаружено, что в нефтяных пластах на таких глубинах возникают эффекты, большинство из которых наблюдались ранее лишь в лабораторных условиях при мощности воздействия на 4 - 5 порядков выше. Результаты проведённых специальных геофизических и гидродинамических исследований позволяют выдвинуть гипотезу о механизме процессов, происходящих в нефтяных пластах при облучении их низкочастотными сейсмическими волнами стабильной частоты и малой амплитуды, на основе механики сплошной среды блочного строения. Основа гипотезы механизма вибросейсмического воздействия заключается в том, что при ОВВ изменяется состояние блочной структуры нефтяных пластов, источником энергии при этом является напряжённое состояние самих пластов.
Основная причина неустойчивости блочной структуры нефтяных пластов - изменение пластового давления в процессе разработки. Само ОВВ является своего рода катализатором этого процесса вследствие долговременного и стабильного по частоте воздействия, ведущего к резонансным колебаниям блоков, снижению трения между ними и взаимным подвижкам. Вибрация и подвижки блоков, в свою очередь, активизируют существующую систему микротрещин в породах нефтяных пластов и, возможно, ведут к частичному разрушению низкопроницаемых экранов внутри них. В результате повышается проницаемость пород коллекторов нефти, в том числе в призабойных зонах добывающих скважин, причём относительное увеличение проницаемости в низкопроницаемых зонах и прослоях выше, чем в высокопроницаемых.
Данные процессы снижают зональную и послойную неоднородность нефтяных пластов, увеличивают их охват заводнением и создают условия для подключения к процессу разработки недренируемых объёмов залежи. В результате проведения ОВВ в зоне воздействия обводнённость продукции скважин снижается в среднем на 10 - 15 %, а по некоторым скважинам на 25 - 40 %. В результате проведения опытных работ на Правдинском (1994 г., куст скважин № 7), Северо-Салымском (1995 г., куст № 3), Суторминском (1996 г., куст № 51) месторождениях дополнительная добыча нефти за счёт применения технологии ОВВ составила 13,0; 18,9 и 16,5 тыс.т, соответственно.
Влияние типа закачиваемой воды на «добывающие» возможности скважин
Применение композиции полимера Гивпан. Композицией полимера Гивпан трижды была обработана скважина № 111 Тепловского месторождения. За 12 месяцев после первой обработки было дополнительно добыто 3,2 тыс. т нефти (8,2 % от общей добычи по участку). Обводнённость добываемой продукции после обработок снизилась с 16 -11 % до 69 %. Обработка привела и к существенному снижению закачки воды. При этом общая добыча нефти по участку не выросла в связи с отключением ряда добывающих скважин (на момент закачки эксплуатировалось 15 добывающих скважин, а через 3 месяца после проведения работ 10 скважин). Эффект был получен в основном за счёт снижения обводнённости.
Композиция полимера Гивпан применялась и на другом участке месторождения, характеризующемся стабильной работой фонда скважин (11 скважин), хотя коэффициент эксплуатации после обработки оказался ниже, чем до неё. Дополнительная добыча составила 6,3 тыс. т нефти (15,6 % от общей добычи нефти по участку), продолжительность эффекта составила 7 месяцев. Обводнённость добываемой продукции после обработки снизилась с 83 % до 80 %. Среднесуточный дебит по нефти вырос с 17 до 23 т/сут.
Применение композиции Галка. Вначале композиция Галка была использована лишь на одной скважине, обработанной дважды. За 6 месяцев после первой обработки было дополнительно добыто около 1,5 тыс.т нефти (7 % от общей добычи по участку). В результате обработки была отмечена кратковременная (3-4 мес.) стабилизация обводнённости и незначительное увеличение среднесуточного дебита нефти. Необходимо отметить нестабильную работу окружающих добывающих скважин, что и повлияло на эффективность обработки.
В дальнейшем обработки композицией Галка были произведены и на другом участке. Технологический эффект составил 0,9 тыс. т нефти (5,2 % от общей добычи по участку). В результате обработки была отмечена кратковременная (2 мес.) стабилизация обводнённости добываемой продукции (78 %) и незначительное увеличение среднесуточного дебита нефти (до 18,4 т/сут). Невысокие показатели по этому участку были связаны с запуском ряда высокообводнённых добывающих скважин (№№ 261, 446, 451, 264, 1301, 258) после применения других технологий МУН, хотя эффективное применение данной технологии возможно только при запуске высокообводнённого фонда скважин за 1 - 2 месяца до начала проведения работ.
В течение 2000 г. была осуществлена закачка большеобъёмных гелевых составов (БГС) на 14 скважинах пласта БС6 Тепловского месторождения. В мае-июле 2001 г. в 13 скважин пласта БСб был закачан модифицированный сшитый полимерный состав (МСПС). Необходимо отметить, что с начала 2000 г. на объекте БСб Тепловского месторождения была реализована программа по интенсификации добычи нефти в сочетании с применением пото-коотклоняющих технологий, целью которой являлось не только увеличение текущих отборов нефти, но и увеличение конечной нефтеотдачи пласта. Главной целью при планировании мероприятий являлось обоснование оптимальной величины забойного давления в каждой добывающей скважине с точки зрения обеспечения эффективной выработки остаточных запасов нефти при одновременной максимизации текущих и конечных отборов нефти.
При решении задачи учитывались результаты проведения отдельных ГТМ по оптимизации режимов эксплуатации скважин, проводились гидродинамические расчёты пластовых и забойных давлений в зависимости от расположения скважин в системе разработки. Всего за период реализации программы интенсификации была проведена оптимизация режимов работы 48 скважин (около 50 % действующего добывающего фонда). Закачка сшитых полимерных составов осуществлялась одновременно с интенсификацией по специальной инвестиционной программе. Технология закачки более подробно описана в работе / 83 /.
Обработку нагнетательных скважин сшитыми полимерными составами осуществляли дважды, с промежутком в 12 - 14 месяцев - первый раз с февраля по сентябрь 2000 г., второй - с мая по июль 2001 г. В 2000 г. было обработано 14 нагнетательных скважин, при этом закачано 40,8 тыс. м3 раствора полимера марки Accotrol, сшитого хромкалиевыми квасцами. В сред-нем в одну нагнетательную скважину было закачано 3000 м полимерно-гелевого состава. В 2001 г. было обработано 13 нагнетательных скважин, закачано 33,1 тыс. м3 модифицированного сшитого полимерного состава. Применялся полиакриламид марки Sedipur, в качестве сшивателя использовался ацетат хрома. В качестве модифицирующей добавки применяли ограниченно растворимый в воде полимер FS-305 с высоким коэффициентом набухания, который в виде 0,2 - 0,5 % раствора закачивался перед оторочкой химически сшитого полимерного раствора в объёме 100 м3. Применение модифицирующей добавки позволило снизить объём закачиваемого рабочего раствора до 2500 м3 на скважину. В процессе закачки полимерного раствора давление в нагнетательных скважинах повышалось в среднем на 10 - 15 % от номинального давления закачки воды через КНС, что соответствует параметрам данной технологии /10/.
В качестве сравнительного базового периода взят период, равный 12 месяцев до интенсификации. В результате комплексного воздействия добыча нефти по интенсифицированным скважинам выросла в 2 раза, эффект продолжался в течение 24 месяцев. Определение технологического эффекта по интегральным характеристикам вытеснения показало, что в результате комплексного воздействия с февраля 2000 г. по февраль 2003 г. по залежи в целом было дополнительно добыто около 300 тыс. т нефти.
Как видно из рисунка 3.9, обводнённость интенсифицированных скважин выросла незначительно, что является следствием сочетания форсированного отбора жидкости и применения водоизолирующей технологии на основе сшитых полимерных составов. Типичная динамика обводнения добываемой жидкости в интенсифицированной скважине без применения водоизо-лирующего состава приведена на примере скважины № 1211 на рисунке 3.10. Из рисунка видно, что темп обводнения в данной скважине в несколько раз выше, чем в случае комплексного воздействия (рисунок 3.9).
