УВЕЛИЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ НА ПРИМЕРЕ РОДНИКОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Разработка месторождений с высокой выработкой запасов характеризуется в первую очередь высокой обводнённостью добываемой продукции и низкой плотностью остаточных запасов, что снижает к минимуму применение таких методов увеличения нефтеотдачи (МУН), как зарезка боковых стволов, ГРП, работа с призабойной зоной пласта на нефтяных скважинах из-за высокой вероятности получения крайне низких приростов дебита нефти. На данной стадии разработки ввиду низкой рентабельности также необходимо уделять особое внимание стоимости проводимых работ. Поэтому применение гидродинамических МУН, таких как программы нестационарного заводнения, периодическая эксплуатация высокообводнённых скважин или их сочетание, целесообразно и как метод увеличения нефтеотдачи, и как способ снижения затрат и повышения рентабельности разработки месторождений ввиду их незначительной стоимости.

В административном отношении Родниковое нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 50 км к северо-востоку от г. Сургута.

Месторождение открыто в 1984 году, разрабатывается с 1986 года. На месторождении выделено семь подсчётных объектов: БС₁₀⁰, БС₁₀¹, БС₁₁³, БС₁₂^1-3, ЮС₁, ЮС₂¹, ЮС₂². Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1991 году – 2546 тыс.т.

На разработку Родникового месторождения институтами СибНИИНП, ОАО «ВНИИнефть», Тюменским отделением СургутНИПИнефть было составлено девять проектных технологических документов.

С 2010 года месторождение разрабатывается на основании «Дополнения к проекту разработки Родникового месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС от 17.06.2010 №4855). Проектный документ был составлен на запасы нефти и растворённого газа, числящиеся на Государственном балансе по состоянию на 01.01.2010.

На Родниковом месторождении разрабатывается пять эксплуатационных объектов: БС₁₂^1-3 (с 1986 года), БС₁₀⁰ (с 1994 года), БС₁₀¹ (с 1995 года), ЮС₁ (с 1995 года), ЮС₂ (с 2001 года). Объект БС₁₁³ в разработку не введён.

 В настоящее время месторождение находится на последней – завершающей стадии добычи нефти.  Для данного этапа характерно: низкие темпы добычи нефти, высокая обводнённость, резкое уменьшение количества добывающих скважин.

Годовая добыча жидкости достигла своего максимума в 2007 году – 13021 тыс.т. (рис. 1). Ежегодно, после 2007 года, данный показатель снижается в следствии выбытия высокообводнённых скважин. Пик добычи нефти по месторождению был достигнут в 1991 году – 2546 тыс.т. В следствии увеличения добычи жидкости увеличивалась закачка воды – максимум 12292 тыс.м³ – в 2006 году. Один из основных показателей, характеризующих добываемую продукцию, обводнённость ежегодно увеличивается и на сегодняшний день составляет 98 %.

Современные МУН делятся на гидродинамические и химические МУН. К гидродинамическим МУН относятся:

• Циклическое заводнение;
• Форсированный отбор жидкости;
• Вовлечение в разработку недренируемых запасов;
• Барьерное и очаговое заводнение.

К химическим МУН относятся:

• Обработки призабойной зоны пласта;
• Потокоотклоняющие МУН.

Рисунок 1. График состояния разработки Родникового месторождения

У каждого из методов есть ряд преимуществ и недостатков. К преимуществам химических МУН относятся: снижение обводненности добываемой жидкости; восстановление дебита жидкости закольматированных скважин. К недостаткам: малая продолжительность эффекта; вероятность недостижения планируемого эффекта при проведении обработки; высокая стоимость химических реагентов. Гидродинамические МУН имеют большое количество преимуществ: уменьшение объема прокачиваемой через пласт воды; снижение обводненности добываемой жидкости; простота реализации; применимость в широком диапазоне пластовых условий; высокая экономическая и технологическая эффективность; отсутствие больших экономических затрат на реализацию. Недостатки: временное снижение притока по реагирующим скважинам (вследствие остановки влияющих нагнетательных скважин); вероятность не достижения планируемого эффекта при проведении мероприятия.

На Родниковом месторождении проводятся вышеперечисленные методы, на долю химических МУН приходится 65 %, гидродинамических МУН 35 %. Поскольку месторождение вступило в завершающую стадию разработки химические методы являются не рентабельными, по этой причине необходимо прибегнуть к менее затратным методам, к которым относятся гидродинамические МУН.

Анализ результатов применения гидродинамических МУН указывает на большие приросты дополнительной добычи нефти от проведения циклического заводнения, так в 2014 году дополнительная добыча нефти составляла – 3201 т., в 2015 году – 2506 т., в 2016 году – 1000 т. Снижение дополнительной добычи в 2016 году, от применения циклического заводнения минимально, в связи с распределение объемов закачки в район скважин, которые в дальнейшем были выведены из эксплуатационного фонда.

Рисунок 2. Схематическая зависимость деформации от напряжения

Большая часть горных пород при отсутствии высокого всестороннего давления при быстром нагружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений хорошо подчиняется закону Гука.

 По мере увеличения напряжения на сжатие усиливается и деформация (рис. 2).  При нагрузке, соответствующей пределу прочности образца Ϭ_сж происходит его разрушение. Характер зависимости между напряжением и деформацией определяется продолжительностью действия нагрузки на образец – при медленном нагружении деформация почти всех горных пород отклоняется от закона прямой пропорциональности. При напряжениях, меньших Ϭ_s остаточной деформации не наблюдается как при мгновенной нагрузке (t=0), так и при нагрузке и разгрузке с длительной выдержкой (t=∞).

Рисунок 3. Элемент породы, под воздействием снижения пластового давления

Эффективность метода определяется:

- Гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды, (рис. 3);

- Капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды.

Подведение итогов применения циклического заводнения показало, при продолжительности полупериода 30 суток доп. добыча составила 2025 т. нефти, 60 суток – 5075 т. нефти Величина времени полупериода, прямо пропорциональна количеству дополнительной добычи нефти, чем меньше время полупериода, тем меньше дополнительная добыча нефти, соответственно, чем больше время полупериода, тем больше дополнительная добыча нефти.

Рассчитать продолжительность времени полуцикла можно используя формулу (1)

                                                 (1)

 - расстояние от фронта нагнетания (закачки) до области отбора, м;

 - средняя пьезопроводность пласта, см² /с.

Коэффициент пьезопроводности пласта (2):

                                             (2)

 - коэффициент проницаемости пласта, мкм²;

 - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с;

 - коэффициент пористости породы, доли ед.;

 - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/МПа;

 - коэффициент сжимаемости породы, 1/МПа.

Зная параметры пласта БС₁₂^1-3 Родникового месторождения найдем время полуцикла при циклическом заводнении (табл. 1).

Таблица 1.

Параметры пласта БС₁₂^1-3 Родникового месторождения

 =  – пьезопроводность пласта.

при L=1250 м.

 /86400 = 90 (сут.) – длительность полуцикла.

Исходя из данных карты нефтенасыщенности пласта БС₁₂^1-3 выделим участок с максимальной концентрацией остаточных запасов нефти, перенесём данную информацию на карту текущего состояния разработки (рис. 4).

Условные обозначения:

- скважина I-го полуцикла;

- скважина II-го полуцикла.

Рисунок 4. Фрагмент карты текущего состояния разработки пласта БС₁₂^1-3 Родникового месторождения

На сегодняшний день, от проведённых мероприятий, дополнительная добыча нефти составляет – 850 т., эффект продолжается. Максимально ожидаемая дополнительная добыча нефти - 1386 т. при максимальной продолжительности эффекта 140 суток.

Выводы.

Внедрение низкозатратных методов увеличения нефтеотдачи пластов с целью доизвлечения остаточных запасов из высокообводненных залежей на сегодняшний день очень актуально.

Величина времени полупериода при проведении мероприятий по циклическому заводнению является основополагающей высокой эффективности циклического заводнения.

Резервы рентабельности обводняющихся залежей заложены в проведении циклического заводнения.

Список литературы:

1. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. – М.: Недра, 2002. – 640 с.
2. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1968. – 301 с.
3. Сургучев М.Л., Щевцов В.А. Характеристика избирательной фильтрации в неоднородной пористой среде // НТС ВНИИ по добыче нефти, 1972. Вып. 50.
4. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования/Н.Г. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, М.З. Тазиев и др. – М.: ВНИИОЭНГ, 2000.
5. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М.: Недра, 1988.