Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год.
Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости. [1]
Интегрированные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти. Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия.
По существующей классификации гидродинамических методов повышения нефтеотдачи на нефтегазоконденсатном месторождении Арниез применялись методы, относящиеся к первой группе.
Это те методы, которые чаще всего применяются на промыслах ввиду своей простоты в технологии реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы.
К первой группе относятся методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.
Ко второй группе относятся методы, направленные на вовлечение в разработку ранее недренированных или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты, степень влияния их на технико-экономические показатели разработки весьма высока и поэтому они обосновываются в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах [2].
На месторождении Арниез получили применение только методы первой группы, а именно многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы) и, как следствие, переход на другой продуктивный интервал (перестрелы)
Количественное определение эффективности ГМПН пластов, т. е. добыча нефти за счет применения гидродинамического воздействия, производится путем сравнения с показателями базового варианта.
Базовый вариант — это вариант разработки, который был бы реализован на данном объекте гидродинамического воздействия, если бы на нем не применялся рассматриваемый ГМПН пластов.
Эффект от гидродинамического воздействия за данный интервал времени определяется как разность между фактической добычей нефти и добычей нефти по базовому варианту.
Применение гидродинамических методов воздействия, относящихся к первой группе, приводит, в основном, к увеличению текущей нефтеотдачи пластов, но может в отдельных случаях повышать и конечный коэффициент извлечения нефти (если эти методы позволяют вовлечь в активную разработку слабодренируемые запасы нефти).
Методы второй группы направлены, в основном, на вовлечение в активную разработку недренируемых или слабодренируемых балансовых запасов нефти и ведут к увеличению степени извлечения нефти из недр.
Порядок проведения работ по определению эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (ГМПН) пластов
Методы расчета технологических показателей по базовому варианту подразделяются на две основные группы:
К первой группе относятся экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа.
Ко второй группе отнесены методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов (постояннодействующие геолого-технологические модели) [2].
На месторождении Арниез наличие значительной газоконденсатной части предопределяет в процессе разработки преимущественное проявление газонапорного режима. При этом определение успешности применения ГМПН по характеристикам вытеснения нефти водой, по мнению авторов, является в некоторой степени некорректным, так как преимущественно (при газонапорном режиме) предполагается вытеснение нефти газом или же в комбинации (вытеснение газом и водой).
Вследствие вышесказанного, добыча нефти по базовому варианту рассчитывается по известной формуле:
, (1)
где q- дебит нефти в прогнозный год;
i- постоянный коэффициент;
q0- максимальный дебит (амплитудный дебит).
, (2)
где Q0 — начальные извлекаемые запасы нефти.
Для анализа эффективности применения ГМПН была рассмотрена группа скважин, информация по которой была удовлетворительной, и отражала качество работ и полученные по ним результаты, характеризовавшие весь объем проведенных мероприятий по месторождению в целом.
В целом по работам КРС, направленным на увеличение текущего коэффициента нефтеотдачи, выявлено, что по скважинам получен положительный эффект, заключающийся в приросте добычи нефти при сравнении фактической добычи с базовым вариантом. Успешность составила 87,5 % от всего объема проанализированных работ. Однако данный факт не отражает экономический эффект от проведенных мероприятий, так как в анализе не проводились экономические расчеты, заключающиеся в сопоставлении прибыли от добытой нефти с расходами на проведение работ и эксплуатацию скважины.
Необходимо отметить, что после проведенных работ по ограничению водопритока ни по одной скважине не наблюдался безводный период. Данная ситуация может быть связана с некачественным проведением работ, некачественным состоянием цементного кольца в результате чего могли возникнуть перетоки воды с других интервалов и с предположительно высокой депрессией на пласт.
Таким образом, выявленные в результате анализа отрицательные результаты требуют поиска новых технологий по изоляции водопритоков и отказа от устаревших, а также проведения комплекса ГИС по определению состояния цементного кольца по всему действующему фонду скважин.
Для более эффективной работы по капитальному ремонту скважины, направленному на изоляцию водопритоков, необходимо применять новые методы по снижению обводнения продуктивных интервалов. Сущность технологии с применением инвертной дисперсии КАвцгн заключается в следующем. В скважины, по которым произошел прорыв воды по высокопроницаемым каналам, закачивается инвертная дисперсия КАвцгн, после чего призабойная зона последовательно обрабатывается соляной кислотой и нефтяным растворителем с последующей выдержкой на реакцию.
КАвцгн представляет собой стабилизированный гидрофобизированный цементно-глинистый раствор.
Для успешного применения комплексной технологии на основе реагента КАвцгн требуется правильный выбор скважин, подлежащих воздействию. Выявляются добывающие скважины, в которых произошло обводнение добываемой жидкостью до 85 % — 99 % в течение короткого времени при наличии значительных текущих дренируемых запасов нефти. Выявление таких скважин проводится гидродинамическими и промысловыми исследованиями.
Литература:
1. Сургучев М. Л. «Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи», М.Недра, 2009.
2. Ирматов Э. К. и др. Технологическая схема разработки месторождения Арниез, ОАО «УзЛИТИнефтгаз», Ташкент, 2003.
