АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА КАРОТАЖА СЕЛЕКТИВНОГО ПРИ РАЗРАБОТКЕ СОВЕТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)

1 ...

Следует сказать, что применяя обычные методы разработки месторождения и не используя новых методов увеличения нефтеотдачи пласта, невозможно задействовать все запасы пласта АВ1 в активную разработку и достичь проектного коэффициента нефтеотдачи. Следовательно, применение современных методов интенсификации добычи нефти является требование времени и необходимым условием эффективности разработки. 4.2. Разработка залежи нефти горизонта АВ1В начальном утвержденном проектном варианте разработки объекта АВ1 предусматривалась трехрядная блоковая система расстановки скважин с равномерным их размещением по треугольной сетке 700x700 м. При этом в целом проявилась низкая эффективность утвержденной системы, выраженная недостаточно активным воздействием закачки и пониженными темпами отбора нефти. В этойсвязи в рамках проектного документа 1976г. принято решение по переходу на площадную систему воздействия, приближенную к девятиточечной, путем перевода под закачку по системе «через одну» скважин второго стягивающего ряда по аналогии с нагнетательным рядом.Существующие системы расстановки добывающих и нагнетательных скважин, технического состояния скважин и объектов обустройства не обеспечили высокоэффективной разработки объекта.На сегодняшний день для объекта АВ1 сформирована комбинированная система воздействия, два блока - проектной блочно-замкнутой, один разрезающий ряд и в основном близкая к площадной девятиточечной система размещения скважин. В настоящей работе принято решение по переходу к формированию рядов поперечного разрезания по всей площади пласта, на первом этапе по системе «через одну». В результате формирования данных рядов расстояние между линиями нагнетания уменьшится с 2,9 км до 1,4 км, что соответствует проектным решениям 2001 года. Проектный фонд объекта АВ1 реализован на 71%. Неразбуренными остались преимущественно краевые участки залежи.По состоянию на 1.01.2009г. в действующем фонде находится 680 добывающих (из них 24 совместная с другими пластами) и 169 нагнетательных (из них одна совместная) скважин.Объект АВ1 находится в III стадии разработки. На дату составления проектного документа в фонде объекта АВ1 находится 49% малодебитных скважин, что является следствием низких фильтрационных свойств коллектора и низкой его нефтенасыщенности, а также высокого обводнения продукции. Следует обратить внимание, что максимальный уровень добычи нефти (6.9 млн.т, темп отбора 3.1 %) по месторождению достигнут в 1977-1978 гг. (рисунок 4.2.1.), затем месторождение вступило в третью стадию разработки. В течение пяти лет (2003-2008гг) давление пласта АВ1 изменилось незначительно, постепенно возрастая от 16 МПа до 17 МПа (начальное - 17 МПа) и примерно равно первоначальному. Максимальный отбор нефти 3709 тыс.т (темп отбора 2.6 %) по объекту АВ1 достигнут в 1980 году при обводненности продукции 43.7 %. Рисунок 4.2.1. Показатели разработки Советского месторождения, пласта АВ1Рисунок 4.2.2. Показатели разработки Советского месторождения, пласта АВ1 По скважинам, находящимся в бездействии (объект АВ1) с остаточными запасами на скважину более 30 тыс. тонн, общее количество остаточных запасов составляет 21 млн. тонн, что соответствует 25% от остаточных запасов Советского месторождения и 28% остаточных запасов объекта АВ1.Годы ввода в экспл-июВведено в эксплуатацию всего с добычей более 100 тИз них в бездействии на 01.01.2009Из них в бездействии на 01.01.2009 по обводненностиВыбывшие по обводенности от общего ч-ла пробуренных, %Выбывшие по обводенности от числа бездействующих,%1966-1970107802725341971-19753371223410281976-19803021213612301981-19852081303818291986-1990209762914381991-199514437139351996-20002410002001-2005251000Табл. 4.2.1. Динамика фонда скважин Советского месторождения.В наибольшей мере обводняются высокопродуктивные скважины, которые переводятся в другие категории или на эксплуатацию низкопродуктивной верхней части разреза. В 2009 году основная часть действующего фонда скважин (около 54 %) эксплуатируется с обводненностью 50-90 % и около 10% фонда с обводненностью превышающей 90 %, коэффициент охвата 0,845 Существуют определенные сложности по вовлечению в работу низкопроницаемого пласта АВ11 при его эксплуатации единым фильтром с более продуктивными нижними пластами АВ12+3. По данным электрометрии скважин, пробуренных в заводненных зонах, отмечается вовлечение в работу только нижних пластов АВ12+3 . Показатели обводненности по мере выработки пласта АВ 1 показаны на рисунке 4.2.3. Рис. 4.2.3. Показатели обводненности продукции по мере выработки пласта АВ1. Наиболее продуктивные нижние пласты АВ12б и АВ13 объекта, в основном, вовлечены в разработку, в то время как наименее продуктивный пласт АВ11+2а при совместном вскрытии пластов в разработку вовлекается незначительно. Остаточные запасы, приходящиеся на одну скважину добывающего фонда, составляют 105 тыс.т. Столь значительная величина остаточных запасов нефти, при обводнённости 85,7% косвенно свидетельствует о допущенных нарушениях, как в организации системы разработки на объекте, так и о недостаточно высокой эффективности проводимых геолого-технических мероприятий. Закачка воды в целях ППД на объекте АВ1 началась в 1970 году. Накопленный объем закачанной в пласт воды составил 370777 тыс.м3, текущий - 13842,5 тыс.м3 что обеспечило накопленную компенсацию отборов жидкости закачкой - 123,4%, текущую - 107%. Проектные решения по добыче нефти могут быть реализованы при решении вопросов по увеличению объемов бурения с уточнением местоположения проектных скважин, снижения простоев и увеличения коэффициента использования фонда, совершенствования системы заводнения а также выполнением намеченных геолого-технических мероприятий.4.3. Особенности выработки запасов нефти залежи АВ1 Добыча нефти по месторождению на 1.01.2009 г. с начала разработки составила 168640 тыс.т. (по проекту - 168855 тыс. т.; 67,6% от начальных извлекаемых запасов), текущий КИН - 0,293 (утвержденный КИН - 0,43). Текущая обводненность продукции (90,5 %), дебит по нефти (8,4 т/сут), дебит по жидкости (88,2 т/сут) практически не изменились. В 2008 году на месторождении добыто 2189,3 тыс.т нефти (по проекту - 2368,4 тыс.т) и 21856,7 тыс.т жидкости. Средний дебит скважин составляет: по нефти - 8,4 т/сут, по жидкости - 88,2 т/сут. Среднегодовая обводненность продукции - 90,5%.По пласту АВ1 добыто 1761,1 тыс.т нефти и 12298,7 тыс.т жидкости. Средний дебит скважин по нефти составил 7,8 т/сут, по жидкости - 54,3 т/сут. В течении 1999 г. из бездействующего фонда были выведены 74 скважины, 17 скважин по причине малодебитности и высокой обводненности были вновь остановлены. Дополнительная добыча по скважинам, выведенным из бездействия, составила за 1999г. 43,6 тыс.т. Изменение по скважинному оборудованию за 1999-2009 гг. показано на рисунках (рис.4.3.1, 4.3.2). По скважинам оборудованными ШГН увеличилась добыча на 60,4 тыс.т; и составила 24% от общего числа, несущественное уменьшение добычи произошло по скважинам оборудованным ЭЦН и RED 76% соответственно. Малодебитный фонд скважин в 2009 г. 49%., добыча нефти снизилась до 280,8 тыс.т, скважины добывают с обводненностью в интервале 50-90%. Основная причина наметившегося отставания отборов нефти обусловлена невыполнением проектных объемов буровых работ. За период действия последних проектных документов (1999 и 2007 гг.) вместо предполагаемого ввода 919 добывающих скважин (преимущественно из бурения) фактически введено 269 ед. (или 29,3% проектного), в итоге фонд добывающих скважин (867 ед.) значительно ниже проектного (1005 ед.). вместо 116 добывающих скважин пробурено 25 Рисунок 4.3.1. Распределение скважин по способу эксплуатации на 2003 г.Рисунок 4.3.2. Распределение скважин по способу эксплуатации на 2009 г Действующий фонд составляют 779 нефтяные скважины и 194 нагнетательных по всему месторождению, 680 и 169 скважин, соответственно, приходится на объект АВ1. На рисунке 4.3.3 представлена динамика фонда скважин пласта АВ1 Советского месторождения. [6] Рисунок 4.3.3.Динамика фонда скважин пласта АВ1 Советского месторождения Обводненность по месторождению составила - 90,5 %, а по продуктивному горизонту АВ1 - 85,7 %.Рисунок 4.3.4. Динамика суточной добычи нефти и жидкости c1980 по 2002г. 4.4. Текущее состояние разработки пласта АВ1Пласт АВ1, как и пласт БВ8, является основным объектом разработки. На 01.01.2009 г. накопленная добыча нефти по пласту составила 87,903 млн. т. Текущий КИН на 01.01.2009 г. составил 0.216, при конечном 0.393, отобрано 55.3% от утвержденных извлекаемых запасов.Добыча нефти за 2009 год по пласту АВ1 составила 1761 тыс. т, что больше прошлогоднего показателя за этот же период на 67 тыс. т. Основными причинами увеличения добычи нефти по пласту АВ1 в отчетном году стало увеличение эксплуатационного фонда добывающих скважин за счет вывода скважин из ожидания ликвидации и успешное проведение ряда геолого-технологических мероприятий, в частности ГРП.По сравнению с 2006 годом средний дебит нефти действующих скважин в 2009 году уменьшился, если в 2006 году он составил 8.5 т/сут, то в 2006 году - 7.8 т/сут, при этом средний дебит по жидкости увеличился с 47.6 т/сут (в 2006 году) до 54.3 т/сут (в 2009 году). Среднегодовая обводненность скважин пласта АВ1 увеличилась за 3 года на 1.4% (с 82.1% - в 2006 году до 85.7 % - в 2009 году).В таблице 4.4.1. представлены технологические показатели разработки пласта АВ1 Советского месторождения за 2006 год. Таблица 4.4.1. Текущее состояние разработки пласта АВ1 Советского месторождения за 2006 годВ таблице 4.4.2 представлено распределение фонда скважин пласта АВ1 по дебиту нефти и обводненности за 2007 год. Как видно из таблицы, 87.8% скважин действующего добывающего фонда являются высокообводненными, причем более половины из них еще и малодебитными по нефти (менее 5 т/сут).% водыДебит нефти, т/сутВсего:менее 55 - 1010 - 3030 - 50более 50до 2000002-204160020-502018305050-9026013895141>9057192300Всего: =SUM(ABOVE) 341 =SUM(ABOVE) 176 =SUM(ABOVE) 154 =SUM(ABOVE) 19 =SUM(ABOVE) 1 Таблица 4.4.2 Распределение действующего добывающего фонда скважин пласта АВ1 Советского месторождения по дебиту нефти и обводненности на 01.01.2007 г.В таблице 4.4.3 приведено распределение добычи нефти и жидкости пласта АВ1 за 2006 год. Из таблицы видно, что основные отборы нефти с пласта АВ1 ведутся механизированным способом, в частности, с помощью погружных электроцентробежных насосов.ПоказателиСпособ эксплуатацииВсего:ФОНЭЦНШГНREDA1. Количество скважин, ед.237839737182. Годовой отбор нефти, тыс.т0.01359.3386.522.31768.13. Годовой отбор жидкости, тыс.т0.18512.71301.883.59898.14. Обводненность с начала года, %60.084.070.373.382.1 Таблица 4.4.3 Распределение отборов нефти и жидкости пласта АВ1 Советского месторождения по способам эксплуатации за 2006 год Предполагается разбуривание неосвоенных частей залежи, а также интенсификация разработки частей залежи с отстающей выработкой запасов нефти. Всего намечено бурение 611 скважин (378 добывающих, из них 279 с ГС и 233 нагнетательных, из них 128 с ГС). Плотность сетки скважин составит 19 га/скв.Реализация программы буровых работ позволит дополнительно отобрать 16152 тыс.т нефти. Накопленная добыча нефти за весь период разработки составит 159688,7тыс.т., КИН-0,393 при Кохв - 0,843, Квыт - 0,466.В границах категории запасов С2 предполагается бурение и ввод в эксплуатацию 30 скважин, в т.ч. 16 добывающих и 14 нагнетательных(проект 2008 года). Плотность сетки скважин составит 20 га/скв. Накопленная добыча нефти за весь период разработки составит 3973 тыс.т. КИН достигает утвержденного значения 0,395. Кроме того, проектным вариантом предусмотрено 68 переводов с нижележащих объектов и бурение 40 ЗБС (20 добывающих и 20 нагнетательных) скважин.В целом по объекту (в границах категорий запасов АВС1+С2) накопленная добыча нефти за весь период разработки составит 163716,7 тыс.т. КИН достигнет значения 0,393На 01.01.2007 года в эксплуатационном нагнетательном фонде находятся 218 скважин, из них 169 - под закачкой и 49 - в бездействии. Система воздействия по объекту АВ1 сформирована, за 2008 год было закачано 13,84 млн. м3 воды. Значительная часть нагнетательного фонда (около 70.0%) работает с заколонными перетоками. Текущая компенсация за 2008 год составила 123,4%, накопленная закачка компенсирует отборы жидкости на 107%. Текущее пластовое давление на контуре нефтеносности по пласту АВ1 составляет 17.0 МПа, при первоначальном 17.0 МПа, текущее пластовое давление в зоне отборов на 01.01.2008 года составило 17 МПа.[6]4.5. Мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения объекта АВ1На месторождении в течение последних пяти лет проведен большой объем геолого-технологических мероприятий - 854 скважино-операции, из них значительная часть приходится на мероприятия по работе с простаивающим и неработающим фондом (КРС) - 427 скв.-опер. или 50%, интенсификацию добычи нефти путем обработки ПЗП - 221 скв.-опер. или 25,9% и мероприятия по вовлечению недренируемых запасов (приобщение и перевод) - 37 скв.-опер. или 4,3%. На оптимизацию режимов работы скважин (ФОЖ) приходится 39 скв.-опер. или 4,6%, гидроразрыв пласта - 115 скв.-опер. или 13,5% и оптимизацию насосного оборудования со снижением забойного давления - 15 скв.-операций или 1,8%.Эффективным мероприятием по увеличению производительности скважин (снятия скин-фактора) является гидроразрыв пласта (технология применялась только на объекте АВ1) - на его долю приходится 227,4 тыс.т. дополнительной добычи нефти. Перспективным методом увеличения нефтеотдачи на месторождении "является бурение скважин с горизонтальным стволом. Всего с начала разработки на месторождения пробурено 27 таких скважин, из них в эксплуатацию введено 26 ед, (одна по техническим причинам находится в категории пьезометрических). Накопленная добыча нефти от бурения горизонтальных скважин составляет 1344,6 тыс.т, на одну скважину приходится 53,8 тыс.т.На месторождении также апробированы физико-химические МУН. Потокоотклоняющие технологии до 2000 года применялись в порядке опытно-промысловых испытаний. В период 2000-2001 гг. на месторождении проведено 25 скважино-обработок по закачке потокоотклоняющих составов. В период с 2002 по 2005 г. работы по применению потокоотклоняющих технологий не производились. Работы по применению потокоотклоняющих технологий были возобновлены в 2006 г. В 2006 г. согласно разработанной Программе применения потокоотклоняющих технологий на пласте АВ1 Советского месторождения выполнено 23 скважино-операции по закачке полимерных систем (МПДС, МСПС, ПГС «Темпоскрин»). Суммарная дополнительная добыча нефти составила 159,1 тыс.т.4.6. Основные положения и выводы по разработке пласта АВ1 Объект АВ1 с 1982г в течение последних 26 лет находится на третьей стадии разработки; по отношению к отбору от НИЗ (55%) работающие добывающие скважины характеризуются повышенной (85,9%) обводненностью продукции.Не разбурены краевые зоны нефтеносной части залежи АВ1 площадью около 30%, где содержатся около 18% геологических запасов нефти объекта.В пределах освоенной части объекта не все запасы нефти вовлечены в активную эксплуатацию в соответствии с существующим фондом скважин. При этом их наибольшая часть (94%) связана с неработающим фондом скважин со средними удельными извлекаемыми запасами нефти около 60 тыс.т/скв.Также частичная консервация запасов нефти произошла из-за невскрытия перфорацией нефтенасыщенных пластов АВ12б, АВ13. По отношению к средней базовой сетке 23 га/скв это равносильно их эксплуатации при более редкой.АВ12б- 27 га/скв, АВ13- 46 га/скв.В соответствии с ПГИ добывающих скважин, эксплуатирующих один из пластов разреза, в соответствии с уменьшением (сверху вниз) степени неоднородности и возрастанием ФЕС, коэффициент охвата выработкой по разрезу (сверху вниз) увеличивается и составляет: АВ11+2а -0,634, АВ12б- 0,694, АВ13- 0,875.В соответствии с типом залежи (пластовая сводовая) от её краевой водонефтяной части по направлению к чисто нефтяной постепенно возрастает толщина нефтенасыщенного разреза от АВ11+2а до АВ13-4; это определяет последовательность вскрытия пластов перфорацией.Проведенными ПГИ определилось снижение коэффициента охвата по пласту АВ11+2а с 0,634 до 0,237 по мере удлинения фильтра или приобщения пластов АВ12б, АВ13 разреза АВ1.Снижение коэффициента охвата или вовлеченности а работу прослоев пониженной проницаемости наблюдается по мере выработки запасов (заводненности) высокопроницаемых прослоев.За весь период разработки исследованиями по определению (ИО) охвачено 14% добывающих и 24% нагнетательных скважин, при этом в 62% добывающего и 85% нагнетательного исследованного фонда определились заколонные перетоки. Это свидетельствует о высокой вероятности массового проявления негерметичности заколонного пространства скважин и сложности организации воздействия только на верхний (повсеместно нефтенасыщенный) пласт АВ11+2а с ухудшенными ФЕС. Ситуация осложнилась в ещё большей мере в связи с созданием вертикальных трещин в результате проведения ГРП в скважинах добывающего фонда. В течение последнего десятилетнего периода эксплуатации проявляется выраженная тенденция к снижению объемов работ в направлении РИР и исследований по определению источников обводнения (ИО). По данным закачки трассеров (в период 2006-2008гг) в 16 нагнетательных скважин объекта АВ1 определилось широкое развитие техногенной трещиноватости от каждой нагнетательной скважины в пределах зоны воздействия (в межскважинном пространстве) в сформированном гидродинамическом элементе залежи.Совокупное проявление указанных факторов в конечном итоге способствует опережающему заводнению и выработке запасов нижней половины разреза АВ1. Многократная промывка отдельных высокопроницаемых прослоев ведет к ежегодному снижению эффективности работы системы ППД в целом. Ситуация может быть улучшена путем проведения разнообразного комплекса ГТМ, ориентированного на снижение водопритоков посредством применения РиР и среднеобъемных закачек наиболее эффективных потокоотклоняющих составов, а также совершенствования системы разработки в целом. При этом, помимо реализации основного проектного решения работы [10] по трансформации существующей площадной системы разработки в трехрядную требуется провести разукрупнение объекта, направленного на организацию комплексного воздействия на верхний пласт АВ11+2а, с одновременным решением задачи по оптимизации сетки и обеспечению проектного коэффициента охвата.Исходя из выявленных особенностей геологического строения объекта АВ1 эффективность решения вышеперечисленных задач может быть реализована при широком внедрении современных технологий, связанных с бурением скважин с горизонтальными окончаниями и зарезок вторых стволов (ЗБГС).5. Промыслово-геофизические исследования в скважинах месторождения 5.1. Решаемые с помощью ПГИ задачи.Разработка месторождений связана с решением вопросов учета извлекаемых и оставляемых в недрах запасов УВС; контроля реализации утвержденных проектов пробной и опытно-промышленной эксплуатации, технологических схем и проектов разработки месторождений; оптимизации технологических режимов выработки залежей, их отдельных участков и пластов; оптимизации режимов закачки жидкостей и других агентов в пласты при использовании методов воздействия на пласты; оптимизации работы фильтров скважин и насосного оборудования; построения и корректировки совместно с данными комплексов промыслово-геофизических исследований геолого-технологических моделей разрабатываемых месторождений (залежей) УВС; технологического и экологического мониторинга месторождений, оценки экономического и экологического ущерба, нанесенного недрам при их изучении, добыче УВС