АНАЛИЗ ПРИРОСТА ДОБЫЧИ НЕФТИ ПРИ ТРАНСФОРМАЦИИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА БП УСТЬ-ХАРАМПУРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 55

В.С. Иванов

АНАЛИЗ ПРИРОСТА ДОБЫЧИ НЕФТИ ПРИ ТРАНСФОРМАЦИИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА БП УСТЬ-ХАРАМПУРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В статье рассматриваются вопросы влияния напряженно-деформационного состояния горных пород и направленность регионального стресса на эффективность выработки запасов при разработке нефтяных месторождений. Предложен вариант трансформации системы разработки для улучшения выработки запасов и предотвращения раннего обводнения скважин.

Ключевые слова: напряженно-деформированное состояние пород, трансформация системы разработки, обводнение, региональный стресс.

Отечественные и зарубежные исследователи сходятся во мнении, что влияние напряженно-деформационного состояния пород на эффективность выработки запасов проявляется в наибольшей степени именно в низкопроницаемых коллекторах [1], где технологическими решениями предусматривается проведение ГРП и высокое давление закачки воды в пласт [2, 3].

Вопросам изучения геологического аспекта напряженно-деформированного состояния пластов посвящено значительное количество публикаций. Обобщая накопленный в данном направлении опыт, можно выделить следующие группы методик исследования напряженно-деформированного состояния горных пород:

-анализ геометрии складчатых форм геологических пластов, воссоздание палеотектонической картины развития осадочного чехла;

-исследование неупругой деформации ориентированного керна при разгрузке, исследование анизотропии физических свойств керна;

-геофизические исследования скважин специальными дипольными акустическими зондами; -анализ полей гравитационных и магнитных аномалий;

-исследование геометрии ствола скважин специальными ориентированными каверномерами;

-методы сейсморазведки и пассивного сейсмомониторинга;

-промысловые исследования скважин;

-анализ данных бурения и характера искривления скважин;

-анализ тектонических нарушений региона.

Применительно к разработке нефтяных месторождений напряженно-деформационные свойства горных пород играют роль группы дополнительных корректирующих факторов [4, 5, 6]. Положительный или отрицательный характер его влияния обусловлен исключительно реализуемыми технологическими решениями, точнее, их адекватностью. В первую очередь это касается выбора системы воздействия. В рядных блочно-замкнутых системах, а также площадных, возможно расположение добывающих и соседних нагнетательных скважинах на линиях деструкции. Увеличение пластового давления в зоне нагнетания и его снижение в зоне отбора приведет к раскрытию трещин в первую очередь на этих линиях, что превратит их в каналы бесполезной циркуляции воды [7, 8, 9]. Необходимо проводить диагностику и выявление источников обводнения, а впоследствии планировать работы по ограничению водопритоков (ОВП) [6, 8]. Отрицательный эффект в таких системах усиливается большим количеством добывающих скважин на 1 нагнетательную, вследствие чего возникает необходимость увеличения количества нагнетательных скважин.

Рассмотрим фактическую работу участка объекта БП с проектной обращенной девятиточечной системой разработкой в центральной части залежи (рисунок 1).

На участке выделено 9 нагнетательных (269, 271, 285, 277, 279, 288, 323, 235, 327) и 19 добывающих (265, 267, 281, 270, 272, 273, 274, 275, 276, 291, 278, 280, 230, 231, 232, 233, 307, 234, 326) скважин. Весь добывающий фонд поделен на 3 типа: 1 тип - скважины, расположенные сверху/снизу по отношению к нагнетательным скважинам и условно обозначенные СЕВЕР-ЮГ (С-Ю) (273, 275, 291, 230, 232, 307); 2 тип - добывающие скважины, расположенные справа/слева от нагнетательных - ЗАПАД-ВОСТОК (З-В) (265, 267, 281, 270, 272, 278, 280, 234, 326); 3 тип - добывающие скважины, расположенные диагонально к нагнетательным - стягивающие (274, 276, 231, 233).

© Иванов В.С., 2019.

Рис. 1. Карты остаточных нефтенасыщенных толщин участка пласта БП

По каждому типу скважин были проанализированы зависимости обводненности от накопленной добычи нефти. На рисунке 2 представлены усредненные показатели.

Рис. 2. Зависимость обводненности от накопленной добычи нефти

Проведенный анализ динамики обводнения скважин показал, что более быстрыми темпами происходит обводнение добывающих скважин расположенных сверху или снизу от нагнетательных скважин. Обводненность таких скважин в настоящее время близка к 80%. Для скважин З-В средняя обводненность менее 60 % и накопленный отбор нефти на одну скважины близок к 80 тыс.т. Более медленными темпами происходит обводнение стягивающих скважин, расположенных диагонально к нагнетательным скважинам. Обводненность таких скважин менее 25% и накопленный отбор нефти на скважины более 90 тыс. т нефти.

Более ранний прорыв закачиваемой воды в скважины С-Ю можно объяснить следующим. Согласно данным техрежима нагнетательных скважин забойное давление поддерживается на уровне 43-45 МПа. Проводимые массово ГРП на добывающих скважинах пласта характеризуются давлением раскрытия трещины 38-39 МПа. Таким образом, исходя из этих данных, можно утверждать, что в нагнетательных сква-

жинах образуются трещины и наблюдается эффект автоГРП. С учетом того факта, что направление регионального стресса на объекте отмечается с севера на юг, то рост трещин автоГРП происходит преимущественно в данном направлении.

Таблица 1

Сравнение вариантов прогноза разработки

Прогнозные показатели добычи и закачки по вариантам до 2031г.

Базовый вариант Вариант с переводом в ППД

Накопленная добыча, тыс. т 5427 5799

жидкости 4533 4887

нефти 894 912

Накопленная закачка, тыс. т 3505 4748

На основе результатов анализа, были рассмотрены варианты трансформации системы разработки из обращенной девятиточечной системы, в рядную, с вертикальным и горизонтальным расположением нагнетательных скважин (таблица 1, рисунки 3, 4).

Вариант по трансформации в пятиточечную систему разработки был исключен из-за перевода в ППД стягивающих скважин, дающих основной вклад в добычу нефти по исходному варианту.

Таким образом, на основании проведенного анализа был сделан вывод, что перевод обводненных добывающих скважин (с обводненностью 98%) в ППД по вертикали, позволяет дополнительно увеличить коэффициент охвата на 5-10% по сравнению с реализуемой системой разработки. Сравнение вариантов прогноза разработки пласта произведено на выделенном участке. Первый вариант (Базовый) предусматривает расчет прогноза с учетом текущего состояния работы скважин, второй (Вариант с переводом в ППД) — перевод ряда скважин в нагнетание.

«обращённая» девятиточечная

рядная горизонтальная

рядная вертикальная

Рис. 3. Варианты трансформации системы разработки

Рис. 4. Сравнение коэффициентов охвата систем разработки

Анализ вариантов, показал, что наиболее эффективным преобразованием текущей системы разработки является рядная вертикальная. Дополнительная добыча нефти, за счет увеличения коэффициента охвата, составляет 372 тыс. т (по сравнению с вариантом обращенной девятиточечной). Рядно вертикальная система разработки начала применяться на выбранном участке с 2012 года. В нагнетательный фонд были переведены 6 скважин (232, 265, 267, 275, 281, 291).

Рис. 5. Карты текущих отборов и остаточных нефтенасыщенных толщин участка пласта БП на 1.01.2016

Для анализа прироста добычи нефти был выбран период с 1.01.11 по 1.01.14 гг. Так как, на этом отрезки времени проводилось меньше всего других мероприятий по увеличению нефтедобычи. Вследствие чего, можно проследить эффект от трансформации системы разработки, с минимальной погрешностью.

Проанализировав добывающие скважины, было замечено, что положительный эффект от трансформации системы разработки из девятиточечной в рядно вертикальную, был получен на 3 скважинах (266, 268, 270).

Рис. 6. Добыча нефти по 266 скважине с 1.01.2012 по 1.01.2014

^ % *

V \\ \ \ \ \ V Ч \ \\ \\ \ \ \ Л

-Линия тренда

■ , ^ % % ^ % ^О, ^О, Ъ

f V О "^h 'О, К? "J 'us

% <? ^ % % <? ^ <*<?

Рис. 7. Добыча нефти по 268 скважине с 1.01.2012 по 1.01.2014

"А

А, **,

^ % ^

-Линия тренда

\\\\\\\\\\\\\\\>

'о "г % \

Рис. 8. Добыча нефти по 270 скважине с 1.01.2012 по 1.01.2014

На графиках можно заметить скачки текущей добычи нефти, в месяцы перевода добывающих скважин в нагнетательные, а также в месяцы увеличения объемов закачки на нагнетательных скважинах.

Увеличение добычи на 266 и 270 скважине, в период с 1.08.2012 по 1.10.2012 объясняется увеличением объема закачки на 271 и 267 нагнетательной скважине в этот же период.

Падение добычи с 1.05.2012 по 1.08.2012 на 268 скважине связано с временной приостановкой закачки на 220 нагнетательной скважине в этот период.

Таблица 2

Даты перевода скважин в нагнетание_

№ нагнетательной скважины Дата перевода в нагнетание № прореагировавшей добывающей скважины

232 1.06.2012 -

265 1.04.2012 266, 270

267 1.02.2012 266, 268, 270

275 1.09.2015 -

281 1.08.2012 268

291 1.12.2012 -

Таблица 3

С

равнение добычи нефти в тоннах с 1.01.11 по 1.01.14 гг.

№ скважины Добыча факт Добыча по Тренду Прирост

266 9593 9124 469

268 9863 7412 2451

270 5557 3301 2256

Проанализировав эффект от трансформации системы разработки в рядно вертикальную, дополнительный прирост добычи нефти в заданный период, по прореагировавшим скважинам, суммарно составил 5 176 тонн.

Библиографический список

1.Ахметов Р.Т. Фильтрационно-емкостные свойства и структура пустотного пространства продуктивных пластов / Р.Т. Ахметов, В.Ш. Мухаметшин, В.Е. Андреев // - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. - Ч.1. - 94 с.

2.Андреев В.Е. и др. Применение комплексных технологий увеличения нефтеотдачи в условиях низкопроницаемых высокотемпературных пластов /Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Чижов А.П., Чибисов А.В., Султанов Ш.Х., Попов С.В. // Нефтесервис. 2010. № 4. С. 66-68.

З.Чудинова Д. Ю., Сиднев А. В. Геолого-технические мероприятия по контролю и регулированию разработки месторождений Когалымской группы на завершающей стадии // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2016. № 1. С. 119-137.

4.Дубинский Г.С. Геологические особенности залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов и их влияние на выбор технологии освоения запасов // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов Академия наук Республики Башкортостан. - 2015. - № 21. - С. 70-75.

5.Бухарметов В.Ю., Дубинский Г.С. Влияние геолого-промысловых факторов на эффективность ГРП в условиях Арланского месторождения // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Сборник научных трудов. Вып. 4(9). - Уфа: ООО «Монография», 2015.- с.147-154.

6.Канзафаров Ф.Я. и др. Анализ применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Самот-лорском месторождении / Канзафаров Ф.Я., Андреев В.Е., Дубинский Г.С. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Изд. ГУП «ИПТЭР» №2(100) 2015 - с. 18-24.

7.Андреев В.Е. и др. Метотехнология ограничения водопритоков и увеличения нефтеотдачи / Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Котенев Ю.А., Куликов А.Н., Мухаметшин В.Ш. // Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014. - 216 с.

8.Котенев Ю.А. Геология и разработка нефтяных месторождений при заводнении / Ю. А. Котенев, В. Е. Андреев, А. П. Чижов// Учеб. Пособие. Изд-во УГНТУ. Уфа. - 2003. - 188 с.

9.Куликов А.Н. и др. Совершенствование методов ограничения водопритоков и увеличения нефтеотдачи залежей с трудноизвлекаемыми запасами / Куликов А.Н., Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Мухаметшин В.Ш. // Учеб. пособие. - Уфа: РИЦ УГНТУ. - 2014. - 234 с.

ИВАНОВ ВЛАДИСЛАВ СЕРГЕЕВИЧ - магистрант, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Россия.