Отчет по практике в ООО «РН-Пурнефтегаз»

 Количество исследованных скважин в послепроектный период представлено в таблице 6.1

Таблица 6.1 - Количество исследованных скважин

Вид исследования	Кол-во исслед-ий	Число скв.
Определение профиля, состава притока	250	199
Определение технического состояния скважины	231	194
Оценка качества цементажа эксплуатационной колонны	171	155
Оценка текущего газонасыщения	129	127
Оценка состояния внутриколонного пространства труб	5	4
Оценка дебита	17	13

 

 

Помимо исследований, отображенных в таблице, был получен опыт по проведению промыслово-геофизических исследований в добывающих скважинах, проводимых при закачке. Они проводились при переводе добывающих скважин под нагнетание, перед проведением ГРП с целью оценки их технического состояния. В 2004 г. было проведено 44 таких исследования, в 2005 г. – 8, в 2006 г. – 5 исследований, в 2007 г. – 2 исследования. Режим закачки не характерен для добывающей скважины, нагнетание и отбор по используемым диагностическим признакам не тождественны. Проведение ПГИ в добывающих скважинах в режиме закачки (за исключением случаев, когда исследования проводятся при переводе добывающей скважины в категорию нагнетательной или для оценки ее технического состояния выше изолированных перфорированных интервалов) не оправдывало себя, именно в связи с этим ежегодное количество таких исследований уменьшалось.

Определение профиля приемистости в нагнетательных скважинах должно осуществляться ежегодно в 50,0% фонда действующих нагнетательных скважин. Объем данных работ на месторождении в послепроектный период в целом выполняется. Количество ежегодно исследованных с целью определения профиля приемистости нагнетательных скважин росло и составило в 2004 г 36,0 % фонда действующих нагнетательных скважин, 2005 г. – 42,0 %, в 2006 г. – 44,0  %, в 2007 г.– 40,0%.

Технический контроль состояния нагнетательных скважин с целью оценки герметичности обсадных колонн, оценки наличия заколонных перетоков жидкости согласно обязательному комплексу должен осуществляться только по необходимости. Количество  исследованных с целью оценки технического состояния нагнетательных скважин в период с 2004 по 2007 гг. росло, в 2007 г. составило 23 (29,0 % от фонда действующих нагнетательных скважин).

Скважины, оборудованные ЭЦН, должны исследоваться в случае замены насоса при их обводнении свыше 95,0 %. Скважины, оборудованные ШГН, должны исследоваться 1 раз в год при смене насоса. За анализируемый период к смене насоса ШГН были приурочены исследования в 12 скважинах, к смене насоса ЭЦН – исследования в 24 скважинах. Наибольшее количество исследований приходится на фонтанные скважины и скважины, оборудованные ЭЦН.

Скважины, на которых запланировано проведение ремонта или ГТМ, должны исследоваться до выполняемых работ и после них. Основное количество исследований в послепроектный период на месторождении приходилось на исследования до проведения ГРП (63,0 % от общего количества скважин, в которых был выполнен ГРП) и исследования до проведения РИР (40,0 % от общего количества скважин, в которых выполнялись РИР). Исследования с целью контроля интенсификации добычи после проведенных работ выполнялись в незначительном количестве, и основной объем их выполнен после РИР (12,0 % от общего количества скважин, в которых выполнялись РИР).

Контроль за выработкой и процессами заводнения продуктивных пластов промыслово-геофизическими методами на месторождении затрудняется сложным строением продуктивных пластов, высокой степенью их неоднородности, расчлененности, эксплуатацией одной скважиной нескольких пластов, наличием многофазных потоков, неверно выбранными технологиями проведения исследований.

Виды проводимых гидродинамических исследований скважин и пластов: 1) ПС, ПЗ; 2) БК, ИК, БКЗ, ВИКИЗ, резистивиметр, МКЗ, МБК; 3) Ядерный магнитный каротаж в сильном поле; 4)Радиоактивный каротаж (2ННК, ГК) ; 5)Гамма-гамма каротаж – плотностной; 6) Акустический каротаж; 7) Кавернометрия; 8) Инклинометрия (гироскоп); 9) Гидродинамический каротаж; 10) ИПТ (испытание пластов на трубах).

7 Способы воздействия  на призабойную зону скважин 

За период 2004-2007 г. в целом по месторождению проведены следующие

геолого-технические мероприятия:

• Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – 73 скв.-операции;

• Физико-химические методы ОПЗ – 75 скв.-операций;

• Потокоотклоняющие технологии – 140 скв.-операций;

• Оптимизация работы скважин – 309 скв.-операций;

• Зарезка второго ствола – 33 скважины.

Общий прирост добычи нефти за счет методов интенсификации составил 629,6 тыс.т. К числу основных работ по интенсификации добычи нефти можно отнести гидроразрыв пласта и оптимизацию режимов эксплуатации, суммарный прирост добычи нефти по которым составил 396,7 тыс.т.. Распределение прироста добычи нефти от проведенных мероприятий за 2004-2007 г. показано на рисунке 7.1.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 7.1 – Прирост добычи от проведенных мероприятий

7.1 Анализ эффективности гидравлического разрыва пластов

Массовое проведение операций ГРП началось в 2001 г. К 01.01.07 г. на месторождении проведено 165 операций ГРП, из них 22 повторных. С 1995 года основным подрядчиком проведения ГРП являлась компания Пурнефтеотдача. В 2005 г. больше половины (60,0 %) операций ГРП выполнила компания BJ, а с 2006 – компания Schlumberger. Охват эксплуатационного фонда добывающих скважин данным методом интенсификации составляет 43,0 %.

Динамика дополнительной добычи нефти от ГРП на месторождении приведена на рисунке 7.1.1. Абсолютное большинство проведенных операций ГРП были успешными как с точки зрения кратности приростов дебитов жидкости и нефти, так и с точки зрения темпов обводнения. Успешность операций составляет 88,0 %. Продолжительность эффекта изменяется от 3 месяцев до 2 лет, в среднем составляя 11,8 месяцев.

Рисунок 7.1.1 – Динамика дополнительной добычи нефти за историю применения ГРП.

За рассматриваемый период ГРП проводились в скважинах низкодебитного фонда, в том числе и для ввода скважин из бездействия. Внедрение технологии ГРП позволило в несколько раз повысить отбор нефти из обработанных скважин на всех объектах разработки(рисунок 7.1.2)

Рисунок 7.1.2 – Распределение скважин по дебитам до и после ГРП

Кратность прироста дебитов нефти и жидкости снизилась, если в 2003 г. продолжительность эффекта составляла более 25 месяцев, то в 2007 г. – менее 20 месяцев. Характер изменения дебитов одинаков: при выходе скважин на режим дебиты нефти и жидкости снижаются на 30,0 % от максимального, полученного в первый месяц после мероприятия.

Проведение ГРП ежегодно сокращается, также снижается прирост дополнительной добычи. Так, эффективность мероприятия на одну скважину в 2004 г. составляла 3,6 тыс.т/скв, в 2007 г. – 1 тыс.т/скв. Мероприятия по гидроразрыву проводятся в основном на пластах группы ПК (56,2 %) и группы БП (26,0 %).

Кратность увеличения дебита жидкости в среднем составляет 2,2 раза. Явной зависимости кратности приростов ни от проницаемости, ни от проводимости пласта не наблюдается.

Дополнительная добыча нефти за период 2004-2007 гг. от ГРП составила 200 тыс.т, что составляет 4,0 % от всей добычи нефти за этот период.

Для анализа динамики изменения технологических показателей эксплуатации данные по добыче скважин были приведены к одной дате относительно даты проведения ГРП. Отдельно рассматривались показатели по скважинам, расположенным в нефтяной (НЗ) и водонефтяной (ВНЗ) зонах. Как видно из рисунка 7.1.3, по скважинам, расположенным в обеих зонах, динамика показателей имеет сходный характер. Анализ отборов жидкости и нефти показал, что при активности подошвенных или активных вод темпы падения дебитов жидкости более низкие в ВНЗ и продолжительность эффекта от мероприятия больше.

Рисунок 7.1.3 – Динамика технологических показателей после ГРП по зонам нефтенасыщения.

Положительный эффект от ГРП получен в 57 скважинах. В результате применения ГРП в 2004-2007 гг. значительный прирост дебита нефти и снижение обводненности зафиксирован при 42 скв.-операциях (57,6 % от общего количества скв.-операций за анализируемый период), из которых 19 скважин находятся в НЗ или ГНЗ, остальные в ВНЗ. Начальная кратность прироста дебита нефти по данной группе изменяется от 1,5 до 6 раз, в среднем составляя 3,4 раза, средняя обводненность скважин незначительно увеличилась. При установлении режима эксплуатации средний дебит нефти сохранялся постоянным на протяжении 10 месяцев. Продолжительность эффекта по скважинам данной группы от 3 до 25 месяцев. Дополнительная добыча нефти – 144,1 тыс.т (72,0 % от всей дополнительной добычи, полученной в результате ГРП за рассматриваемый период) или 3,5 тыс.т/скв.

Скважины с отрицательным эффектом от ГРП характеризуются низким приростом дебита нефти и значительным увеличением обводненности. Таких скважин 16,0 или 21,9 % от общего количества скв.-операций, из которых 7 находятся в ВНЗ, 8 в ГНЗ, а одна в НЗ. По этой группе скважин отмечается небольшой кратковременный прирост дебита нефти, который сохраняется не более трех месяцев. Средняя обводненность возрасла с 20,0 % до 50,0 % при этом следует отметить, что по отдельным скважинам содержание воды в продукции достигает 90,0 % и более.

Анализ «неэффективных» ГРП по данной группе скважин позволил выявить несколько причин значительного роста доли воды в добываемой продукции и, как следствие, незначительных отборов нефти: заколонные перетоки; конусообразование воды за счет подтягивания подошвенных вод; распространение трещины по направлению к нагнетательной скважине.

Основной причиной перетоков (5 скважин) является низкое качество цементирования вследствие объективных геологических условий (отсутствие в разрезе в большинстве случаев выдержанных по мощности и площади непроницаемых пород).

В 6 скважинах резкий рост обводненности после ГРП связан с проникновением воды в трещину снизу и образованием конуса воды. В большинстве случаев расстояние между нижним интервалом перфорации и водоносной частью составляет менее 1,5 м песчаника в условиях контактных запасов.

Дополнительная добыча нефти скважин второй группы за период 2004-2007 гг. составляет 17 тыс.т (9,0 % от всей дополнительной добычи, полученной в результате ГРП за рассматриваемый период). Соответственно эффективность – 1,1 тыс.т/скв.

За период 2000-2007 гг. на месторождении проведено 22 повторных скважино-операций ГРП. На трех скважинах ГРП проводился в третий раз. Повторным операциям ГРП подвергались, в основном, скважины, на которых интенсификация добычи проводилась в 2001-2002 гг. и средняя продолжительность между первым и вторым ГРП анализируемых скважин составила 2-3 года. При этом по большинству скважин эффект от первого ГРП к моменту повторной операции уже завершился.

Длительность эффекта от повторных ГРП существенно ниже, эффект от повторных ГРП сохраняется в среднем в течение 10-15 месяцев. Детальные расчеты эффективности мероприятий показали, что в результате повторного ГРП дополнительно добыто 45 тыс. т нефти (2,6 тыс.т/скв.). Снижение прироста дебитов обусловлено иным механизмом прироста добычи жидкости при повторном ГРП. Если в первичных операциях ГРП прирост добычи осуществляется за счет образования трещин, то при повторном ГРП происходит, как правило, очистка призабойной зоны скважины.

Имеющиеся данные позволяют сделать технологический анализ операций только по 2006 г. Были проанализированы показатели: масса проппанта, объем жидкости разрыва, показатель Jd, скин-фактор, объем трещины, безразмерная проводимость трещины, геометрия трещины, полученные приросты дебитов нефти и жидкости.

Масса проппанта, отнесенная к эффективной мощности пласта, не превышает 4,1 т/м (в среднем 1,8 т/м), зависимости между приростами дебита нефти, дебита жидкости и относительной массой проппанта не выявлено. Средний относительный объем жидкости разрыва (подушки) составил 33,0 % от объема геля, закачанного в пласт. Операции ГРП, проведенные в 2006 г., характеризуются невысокими значениями Jd от 0,23 до 0,36 (в среднем 0,33). В среднем операции гидроразрыва достигали 94,0 % от планируемого (по дизайну) Jd. Скин-фактор достигал значений минус 4,5 (в среднем минус 3,9), что соответствовало дизайну на 96,0 %.

7.2 Проведение опытно-промышленных работ по изоляционным технологиям

Работы по отключение отдельных интервалов пласта. проведены в 18 скважинах, в т.ч. в 16 скважинах с использованием цементного раствора; в одной скважине – ВУС и в двух скважинах – пластика КС. В целом дополнительно добыто 27 тыс.т нефти.

РИР  по отключению отдельных пластов проведены в 11 скважинах с успешностью 36,0 %, дополнительно добыто 42,4 тыс.т нефти и изолировано 18 тыс.м3 воды. Низкая эффективность объясняется тем, что РИР проводились без достаточного контроля герметичности между отключаемым и ближайшим продуктивным пластами.

В течение трех лет РИР по ликвидации ЗКЦ проведены в 19 нефтяных скважинах со средней успешностью 70,0 %. Дополнительно добыто 29,5 тыс.т нефти, изолировано 21,5 тыс.т воды.

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны проведено в 9 скважинах с использованием цементных растворов. В целом РИР во всех скважинах были успешными, дополнительно добыто 51,8 тыс.т нефти.

7.3 Обработка призабойной зоны (ОПЗ)

Всего за 2004-2006 гг. на месторождении выполнено 75 скважино-операций по ОПЗ кислотными и ПАВ-содержащими составами и 10 обработок вибровоздействием, 76 % ОПЗ проводилось совместно с другими мероприятиями – вводом из бурения, из консервации, при переводе на другой пласт, дострел, смена насоса, оптимизация работы скважины.