CC BY
51н.А. ланин, и.г. телегин, А.к. ягафаров, Тюменский филиал ООО «КогалымНИПИнефть»
анализ эффективности форсированного отбора жидкости на месторождениях тпп «покачевнефтегаз»
Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) впервые начал применяться на территории бывшего СССР в Азербайджане в середине 30-х годов. В Западной Сибири этот метод повышения нефтеотдачи пластов применялся на Мегионском, Самотлор-ском, Мамонтовском, Усть-Балыкском, Приразломном, Приобском месторождениях. Технология проведения ФОЖ заключается в постоянном увеличении отборов пластовой жидкости, за счет чего создается перепад давления между пропластка-ми с различной проницаемостью. В результате нефть из не-фтенасыщенного (низкопроницаемого) пропластка вовлекается в гидродинамический поток и выносится к добывающей скважине [1-2].
На месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз» в период с 2001 г. по 2004 г. было проведено 25 операций по форсированному отбору жидкости (ФОЖ). Эффект рассчитывался через полгода после начала проведения ГТМ с разделением общего эффекта на две составляющие: по нефтеотдаче пласта и по интенсификации добычи по характеристике вытеснения Р.И.Медведского. Влияние нескольких одновременно проводимых ГТМ на участке оценивалось как одно мероприятие без разделения эффекта по видам ГТМ. В некоторых случаях эффект рассчитывался на последнюю дату, на которую имелись данные.
В таблице 1 приведена сводная таблица по применению ФОЖ на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз». В таблице используются следующие обозначения: НО - нефтеотдача, ИН - интенсификация, темным цветом отмечены те мероприятия эффект по которым
был получен отрицательный [3]. Количество мероприятий разделенных по категориям, показано на рисунке 1. Из гистограммы и таблицы видно, что отрицательные эффекты были получены на пласте АВ2 (3 из 7 мероприятий неудачны), на пласте БВ2 (2 из 3-х мероприятий неудачны) и на пласте БВ8 (одно из 3-х мероприятий неудачны). Средняя эффективность работ по форсированному отбору жидкости составила 76%. Эффективность мероприятий на пластах АВа, АВ^АВ2, БВ3 оказалась равна 100%. Отметим, что наибольшая дополнительная добыча нефти получена на пласте БВ3, общий эффект на участке № 494 составил 12.28 тыс.т и на участке № 402 дополнительная добыча достигла 14.70 тыс.т. На рисунках 2-4 приведены графики зависимости эффекта по увеличению нефтеотдачи, по интенсификации добычи нефти и общего эффекта от дополнительной добычи жидкости для
пласта АВ2 Ключевого и Покачевского месторождений. Из полученной зависимости на рисунке 2 видно, что незначительное увеличение нефтеотдачи на 0.40-0.73 тыс. тонн получено при увеличении отбора жидкости на 15-20 тыс.т, то есть на нефтеотдачу ФОЖ влияет незначительно. В тоже время эффект по интенсификации нефтедобычи в значительной степени зависит от увеличения добычи жидкости на участке (рис.3). Изменение общего эффекта при проведении ГТМ показано на рисунке 4, в этом случае сочетаются варианты, изображенные на рисунках 2 и 3 с явным преобладанием последнего. Такие зависимости дополнительной добычи нефти от дополнительной добычи жидкости объясняются тем, что пласт АВ2 отличается слабой вариацией параметра проницаемости. Поэтому низкопроницаемых связных пропластков с застойными нефтяными зонами немного и ФОЖ не вовлекает в
........
Трубы бурильные
^ц^^дгц^____с приварными замками
для ремонта нефтегазо-
Возможно изготовление труб с прорезями под ключ и без добывающих скважин
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЗАВОД БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
г. Оренбург, пр. Победы, 118 тел.: +7 (3532) 75-42-67, 75-68-14
e-mail: [email protected] факс: +7 (3532) 75-42-73, 75-68-19
www.zbo.ru
Трубы бурильные с приварными замками для геофизических изысканий при поиске и разведке нефти и газа; для бурения разведочных скважин на воду и твердые полезные ископаемые
разработку эти зоны с нефтью, влияя только на скорость разработки залежи. На рисунках 5-6 приведены зависимость интенсификации нефтедобычи и общего эффекта от дополнительной добычи жидкости для пласта БВ3 Ключевого и Нонг-Еганского месторождений. Из полученной зависимости на рисунке 5 следует, что эффект по интенсификации нефтедобычи в значительной мере зависит от увеличения добычи жидкости на участке. Изменение общего эффекта при проведении ГТМ (рисунок 6) выражается нелинейной зависимостью с минимумом при дополнительной добыче приблизительно в 20 тыс.т. Такие зависимости дополнительной добычи нефти от дополнительной добычи жидкости объясняются тем, что пласт БВ3 характеризуется хорошей проницаемостью с наличием также и низкопроницаемых связных пропластков с застойными нефтяными зонами и поэтому ФОЖ во-
WWW.NEFTEGAS.INFO
влекает в разработку эти зоны с нефтью, однако такое вовлечение неравномерно и происходит только при определенных режимах разработки участков (причем в некоторых случаях и при снижении добычи жидкости). На рисунке 7 приведена зависимость увеличения нефтеотдачи от дополни-
тельной добычи жидкости для скважин пласта БВ8 Покачевского месторождения. Из полученной зависимости следует, что эффект по нефтеотдачи зависит от увеличения добычи жидкости на участке. При этом для достижения заметного эффекта необходимо значительное (порядка 30 и более тысяч
8
О
бь,
ruft
||
ßVmJb
АБ1 АВ1МБ2 АВ2 6В2 БВЗ БВб
БВ8
И Положительные эффекты □Отрицательные эффекты |
Рис. 1. Распределение общего эффекта от применения форсированного отбора на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз»
\\ добыча \\ 31
Дополнительная добыча жидкости, тыс. т Рис. 2. Зависимости увеличения нефтеотдачи от дополнительной добычи нефти, пласт АВ2, месторождения Покачевское и Ключевое
о с
Дополнительная добыча жидкости, тыс. т Рис. 3. Зависимости интенсификации нефтедобычи от дополнительной добычи нефти, пласт АВ2, месторождения Покачевское и Ключевое
л
-2 -3
Дополнительная добыча жидкости, тыс. т Рис. 4. Зависимости общего эффекта от дополнительной добычи нефти, пласт АВ2, месторождения Покачевское и Ключевое
Ен -8
и
Н 6
13 ь о я 4
о в X 2 ♦ А
Ё й ' -в* СП ♦ У* -2
Дополнительная добыча жидкости, тыс. т Рис. 5. Зависимости интенсификации нефтедобычи от дополнительной добычи нефти, пласт БВ3, месторождения Нонг-Еганское и Ключевое
тонн) увеличения добычи жидкости. Ниже рассмотрена эффективность ФОЖ по объектам разработки, на которых отмечено отсутствие эффекта.
ПЛАСТ АВ2
В таблице 2 приведены данные по соответствующим мероприятиям и по некоторым характеристикам скважин. Из таблицы видно, что причинами отрицательной эффективности являются:
1. Низкая проницаемость (<100 мД);
2. Близость скважины к ВНК (<300 м) и вследствие высокой проницаемости (>400 мД) быстрое подтягивание законтурной воды.
ПЛАСТ БВ2
В таблице 3 приведены данные по соответствующим мероприятиям и по некоторым характеристикам скважин. Из таблицы следует, что причинами отрицательной эффективности являются: связность с водонасыщенными пропластками и близость скважин к ВНК (<300 м).
ПЛАСТ БВ8
В таблице 4 приведены данные по соответствующим мероприятиям и по некоторым характеристикам скважин. Из таблицы 4 нельзя однозначно определить, по какой причине отсутствовала эффективность применения ФО на скважине № 854.
ВЫВОДЫ
Причинами отсутствия эффективности при проведении форсированного отбора являются:
• Низкая проницаемость (40-50 мД) объектов АВ2 (участок № 893), БВ8 (участок № 854) Покачевского месторождения способствовала тому, что в процессе форсирования отборов, между нагнетательной и добывающей скважинами нарушилась гидродинамическая связь;
0
Оборудование для строительства и ремонта скважин
• Установка насосная передвижная УНБС2-б00х70
• Комплексы цементирования скважин КЦС-40 и КЦС-32
• Установки насосные передвижные УНБ-160х32 и УНБ-1б0х40
• Агрегаты насосные кислотные АНК 40/50
• Установки паро-передвижные ППУА 1800/100
• Модернизированные блоки манифольда МБМ-70 и МБМ-32
• Насосы трехплунжерные НТП-727А, НТП-727Б и поршневые 9ТМ
ОАО «Концерн «Сгромнефтемаш»
156001, Россия, г. Кострома, ул. Вокзальная, 54
Тел.: (4942) 627-800 (доб. 24546, 24169), Факс: (4942) 62-78-15
гесерйоп@51готта5|1.kostroma.ru, www.stromneftemash.ru
«СТРОМНЕФТЕМАШ»
Таблица 1. Эффективность применения форсированного отбора на ТПП «Покачевнефтегаз»
№ Месторождение Объект Участок Дата начала ГТМ Эффект НО по нефти, тыс.т. Эффект ИН по нефти, тыс.т. Эффект общий по нефти, тыс.т. Обводненность, % Доп. добыча жидкости, тыс.т.
1 Ключевое БВ3 5038 27.12.2001 1.78 -0.02 1.77 95.5 -1.68
2 Ключевое бв2 9Р 2.07.2002 -0.24 0.39 0.15 95.0 6.14
3 Ключевое ав2 4550 5.05.2001 -16.38 -0.42 -2.33 93.6 -2.75
4 Ключевое АВ, 4563 26.05.2003 10.40 -0.24 3.51 95.8 3.27
5 Нонг-Еганское БВ3 494 26.04.2000 15.22 -2.94 12.28 94.2 -17.60
6 Нонг-Еганское БВ3 422 2.04.2000 4.47 3.80 8.26 97.5 26.14
7 Нонг-Еганское БВ3 558 25.11.2000 5.74 2.54 8.28 95.0 20.11
8 Нонг-Еганское БВ3 640 14.08.2000 1.26 1.31 2.57 96.3 -6.90
9 Нонг-Еганское БВ3 662 13.01.2001 0.40 0.77 1.17 91.0 4.18
10 Нонг-Еганское БВ3 411 21.07.2002 0.71 2.22 2.92 89.8 23.39
11 Нонг-Еганское БВ3 402 2.04.2003 7.31 7.38 14.70 95.8 87.38
12 Нонг-Еганское бв2 323 12.11.2001 -2.03 1.93 -0.10 95.8 16.28
13 Нонг-Еганское Б 2° 699 09.02.2002 -6.41 3.10 -3.31 96.5 84.99
14 Покачевское БВ8 854 5.06.2002 -0.65 0.15 -0.50 98.3 6.97
15 Покачевское БВ8 1510 28.01.2003 -0.17 5.01 4.84 92.4 32.16
16 Покачевское БВ8 333 8.03.2003 3.99 -1.34 2.66 98.0 61.49
17 Покачевское Б 6° 1548 15.01.2002 3.64 -1.74 1.91 96.6 31.43
18 Покачевское ав1+ав2 2105 28.01.2002 -0.82 2.80 1.98 99.2 20.31
19 Покачевское ав2 893 26.02.2002 -1.18 0.73 -0.45 94.0 8.37
20 Покачевское ав2 7125 16.03.2002 0.40 0.64 1.04 96.2 18.71
21 Покачевское ав1+ав2 8142 28.03.2002 3.51 0.38 3.90 95.7 4.56
22 Покачевское ав2 7160 16.07.2002 0.73 0.13 0.86 91.4 5.87
23 Покачевское ав2 7082 6.10.2002 -0.06 -0.18 -0.24 94.0 -1.67
24 Покачевское ав2 679, 1498 12.10.2002 1.20 2.00 3.20 94.7 19.39
25 Покачевское ав2 7195 4.11.2002 0.33 1.48 1.82 94.9 16.89
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ добыча \\ 33
Таблица 2. Сводная геолого-технологическая характеристика скважин пласта АВ2
№ Месторождение Объект Участок К ^макс' мД к ^мин' мД Близость к ВНК Связность с водонасыщенными пропластками Доп.добыча жидкости, тыс.т.
1 Ключевое ав2 4550 401 5 + - -2.75
2 Покачевское ав2 893 85 1 - - 8.37
3 Покачевское ав2 7125 31 6 - + 18.71
4 Покачевское ав2 7160 23 17 - - 5.87
5 Покачевское ав2 7082 67 12 - - -1.67
6 Покачевское ав2 679, 1498 263 2 + - 19.39
7 Покачевское ав2 7195 148 3 - - 16.89
В таблице введены следующие обозначения: «?» - отсутствие данных, знак «+» для столбца «Близость к ВНК» означает расположение скважины в непосредственной близости к ВНК (<300 м), «+/-» - расположение скважины в отдалении от ВНК на расстоянии 300-800 м, «-» - расположение скважины на значительном отдалении от ВНК (>800 м).
Таблица 3. Сводная геолого-технологическая характеристика скважин пласта БВ2
№ Месторождение Объект Участок К, ^макс' мД К, ^мин' мД Близость к ВНК Связность с водонасы-щенными пропластками Доп.добыча жидкости, тыс.т.
1 Ключевое бв2 9Р 93 17 - - -2.75
2 Нонг-Еганское бв2 323 267 35 +/- - 16.28
3 Нонг-Еганское бв2 699 126 7 +/- + 84.99
Таблица 4. Сводная геолого-технологическая характеристика скважин пласта БВ8
№ Месторождение Объект Участок К, ^макс' мД К, ^мин' мД Близость к ВНК Связность с водонасыщен-ными пропластками Доп.добыча жидкости, тыс.т.
1 Покачевское БВ8 854 630 379 - - 6.97
2 Покачевское БВ8 1510 225 26 + - 32.16
3 Покачевское БВ8 333 630 322 - - 61.49
Близость скважины объектов АВ2 Ключевого (участок № 4550), По-качевского (участок № 7082), БВ2 (участки №№ 323, 669) Нонг-Еган-ского месторождений к ВНК, не позволила в полной мере проявится факторам, способствующим эффективности ФОЖ из-за проявления энергии подстилающих вод, которая нарушила гидродинамическую связь между нагнетательной
и добывающей скважинами; Связность объекта БВ2 (участок № 669) Нонг-Еганского месторождения с нижележащими водонасыщенными пропластками;
Высокая вязкость нефти - вязкость нефти в пласте БВ3 Нонг-Еганского месторождения меньше вязкости нефти меньше в пласте БВ2 почти в два раза.
ЛИТЕРАТУРА
Щелкачев В.Н. Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи нефти. Гостоптехиздат, 1946 г. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Форсированный отбор жидкости. Недра, М., 1967 г.
Казаков А.А. Некоторые замечания по поводу методов оценки технологической эффективности различных геолого-технологических мероприятий // Нефтяное хозяйство. № 5. 1999.
0.0733х + 5.113 0.5016
20 40 60 80 100
Дополнительная добыча жидкости, тыс. т
Рис. 6. Зависимости общего эффекта от дополнительной добычи нефти, пласт БВ3, месторождения Нонг-Еганское и Ключевое
Дополнительная добыча жидкости, тыс. т
Рис. 7. График зависимости увеличения нефтеотдачи от дополнительной добычи нефти, пласт БВ8, месторождение Покачевское
