Анализ разработки Локосовского месторождения

Из числа нагнетательных в пьезометрический фонд переведено 9 скважин.

Выводы

1. Проектный фонд месторождения полностью разбурен - пробурено 723 скважины, в том числе 509 добывающих, 191 нагнетательная, 14 резервыных и 9 прочих. Для бурения отсталось 3 скважины объекта БВ5.

2. Действующий добывающий фонд на месторождении составляет 215 скважин, действующий нагнетательный - 64 скважины.

3. Средние показатели работы действующего фонда скважин:

- дебит нефти - 8.1 т/сут;

- дебит жидкости - 98.1 т/сут;

- обводненность - 91.7%.

С обводненностью более 95% работает 56% действующего фонда.

4. Неработающий добывающий фонд на месторождении составляет 269 скважин, нагнетательный фонд составляет 135 скважин.

5. Накопленная добыча нефти на 1 скважину неработающего фонда составляет 60.7 тыс.т, в том числе по объектам разработки: АВ2 - 46.7 тыс.т; БВ5 - 71.1 тыс.т; БВ6 - 56.1 тыс.т.

6. Основные причины остановки скважин связаны с длительностью эксплуатации скважин (разработка месторождения ведется 30 лет), старением цементного камня и износом скважинного оборудования.

7. С 2004 года на месторождении осуществляется ввод в разработку участка прироста запасов по пластам БВ5 и БВ6. Всего за этот период пробурено и введено в добычу 18 новых скважин, из них 6 скважин с горизонтальным окончанием, в том числе в 2005 году пробурено 9 новых скважин, из них 4 с горизонтальным окончанием.

2.3 Анализ выполнения проектных решений

Как уже отмечалось выше, последним проектным документом на разработку Локосовского месторождения является «Проект разработки Локосовского месторождения», выполненный ОАО «СибНИИНП» в 2001 году (протокол №237 от 13 июля 2001г), и «Дополнение к проекту разработки Локосовского месторождения», выполнен ООО НПО «СибТехНефть» в 2004 году (протокол №468 от 11 марта 2004г.).

Сопоставление фактических показателей проводится с проектными уровнями добычи нефти и жидкости, утвержденными в варианте 3 проекта разработки 2001 года и на основе дополнений, отраженных в «Дополнительной записке» 2004 года.

Сопоставление проектных и фактических показателей в целом по месторождению и по пластам представлено в таблицах 4.1.1-4.1.4 и на рисунках П.4.1.1 - П.4.1.4. Сравнение наиболее важных показателей разработки, для которых превышение или отставание фактических параметров над проектными дано как в абсолютных значениях, так и в процентах, приведено в таблице 4.1.5 - 4.1.8. Сравнение проектных и фактически выполненных ГТМ по объектам и в целом по месторождению представлено в таблице 4.1.9.

На месторождении в целом за анализируемый период с 2001 года по 2004 год уровни добычи нефти соответствуют проекту. Суммарная добыча нефти за период на 5.2% ниже (94.1 тыс.т). В 2004 г дебиты нефти действующего фонда выше на 58% (5.7 т/сут вместо 3.6 т/сут). В то же время действующий фонд добывающих скважин ниже на 43% (205 скв. вместо 357 скв.).

Суммарная добыча жидкости за период ниже на 16.7% (5952 тыс.т). В 2004 г дебиты жидкости действующего фонда выше на 26.2% (90.8 т/сут вместо 71.9 т/сут).

Обводнённость продукции по факту стабилизировалась на отметке 94% и в 2004 году составила 93.8% вместо 95% по проекту.

Суммарные уровни закачки воды ниже на 15.6% (5550 тыс.м3). В 2004 г средняя приемистость скважины нагнетательного фонда выше на 15.3% (315 м3/сут вместо 273.2 м3/сут). При действующем нагнетательном фонде ниже на 22% (110 скв. вместо 141 скв.).

Рисунок 2.3.1

По объектам разработки ситуация выглядит следующим образом:

Объект АВ2

За анализируемый период добыча нефти по годам выше, чем было заложено в проекте, так в 2001 году превышение составляло 11.5% и к 2004 году достигло 34.4%. Суммарная добыча нефти за период превысила проектные уровни на 24.8% (80.2 тыс.т). Это объясняется массовыми переводами скважин с нижележащих объектов. Всего за период было переведено 27 скв, суммарная дополнительная добыча нефти составила 116.9 тыс.т. (29% от суммарной добычи по объекту)

Добыча жидкости изменялась от -7% (2001г) до +7.9% (2004г), всего же за период отобрано на 1.1% (86.3 тыс.т) больше, чем заложено в проекте. Наращивание добычи жидкости за счет постепенного увеличения переводов скважин с других горизонтов так же способствует удержанию уровней добычи нефти.

Несмотря на увеличение отборов жидкости, уровни закачиваемой воды снижаются с 6.8% (2001г) до 46.3% (2004г) и в сумме снижение составило 25.7% (1960 тыс. м3). Снижение объемов закачиваемой воды объясняется меньшим числом действующего нагнетательного фонда (в 2004г 12 скважин вместо 20). Тем не менее, приёмистость нагнетательных скважин находится на проектных уровнях (в 2004 году - 293 м3/сут, проект - 289 м3/сут).

На дату составления анализа дебиты нефти и жидкости превышают проектные величины на 61% и 30%, соответственно, и равны 6.1 т/сут вместо 3.8 т/сут и 116.6 т/сут вместо 90 т/сут.

Несмотря на опережающий перевод скважин с других объектов, действующий добывающий фонд скважин отстаёт от проектного на 10 скважин (16%).

Энергетическое состояние залежи удовлетворительное. Снижение пластового давления составило 10.8 атм (6% по сравнению с первоначальным).

Превышение отборов нефти за анализируемый период происходит за счет массовых переводов скважин с нижележащих объектов.

Объект БВ5

В период 2001-2004гг. уровни добычи нефти отстают от проектных и изменяются в пределах от 3.7% (2001г) до 33.8% (2003г). В 2004г отставание составило 15.5% (26.3 тыс.т.). Всего за период отобрали 533 тыс.т вместо 647 тыс.т (17.6%). Отставание в добыче нефти обусловлено низкими уровнями добычи жидкости.

Наметившаяся тенденция к снижению уровней добычи жидкости начинается с 2001 года - 4.4% и к 2004 году составила - 37.1%. Всего за период отобрали 15752 тыс.т что на 22.6% ниже проектного.

Аналогичная ситуация отмечается и с уровнями закачки воды. В 2001 году отставание составляло 6.6%, а к 2004 году оно составило 45.5%. Всего за период объем закаченного реагента составил 14974 м3, что на 22.3% меньше планируемого.

Отставание в добыче жидкости и закачке воды обусловлено меньшим действующим добывающим и нагнетательным фондом. В 2004 году отставание по фонду составило 57% и 30%, соответственно, или 74 скважины вместо 173 скважин и 29 скважин вместо 41.

Более высокие дебиты нефти и жидкости (в 2004г. 5.3 т/сут вместо 2.8 т/сут и 116.4 т/сут вместо 84.6 т/сут) не смогли компенсировать дефицит годовых уровней. Приёмистость нагнетательных скважин (360 м3/сут) находится на проектном уровне 344 м3/сут.

Ввод в эксплуатацию 2-х новых скважин из бурения (скважины утверждены в Дополнительной записке в 2004 году) так же не смог покрыть дефицит годовых уровней. Скважины вошли со средними показателями по нефти 41.2 т/сут вместо 25.8 т/сут и по жидкости 201 т/сут вместо 100 т/сут.

Энергетическое состояние залежи удовлетворительное. Пластовое давление снижено 3.3% (7.3 атм) по сравнению с первоначальным.

Снижение уровней добычи нефти происходит за счет меньшего действующего фонда и как следствие, меньших отборов жидкости.

Объект БВ6

В 2001-2002 гг. уровни добычи нефти находятся на уровне проектных. С 2003г отставание стало составлять 16.2% и к 2004 достигло отметки 18.2%. Всего за период добыли 766 тыс.т что на 65.5 тыс.т (7.9%) ниже запланированного.

Добыча жидкости так же отстаёт от проектных уровней и к 2004 году отставание составило 638 тыс.т (33.5%). Всего за период отобрано 5922 тыс.т жидкости, что на 1441 тыс.т (19.6%) меньше проектного.

Суммарная закачка воды выше проектной на 8.1%, но в 2003 году уровни закачки были ниже на 14.4%. В 2004 году объёмы закачки превысили проектные уровни на 12.7%.

Отставание уровней добычи нефти обусловлено низкими уровнями добычи жидкости из-за несоответствия действующего добывающего фонда. В 2004 году действующий фонд ниже на 41 скважину (34%) и составляет 80 скважин вместо 121.

В 2004 году дебиты нефти и жидкости по скважинам переходящего фонда находятся на проектных уровнях (4.9 т/сут факт - 4.4 т/сут проект и 45.7 т/сут факт - 46 т/сут проект, соответственно).

На основании данных бурения поисковой скважины 30П в 2004 году были дополнительно пробурены 6 новых скважин, из них 3 скважины зависимого фонда («Дополнительная записка 2004 г»). Обводнённость новых скважин оказалась ниже, чем было заложено - 40.9% вместо 66%. Скважины вошли со средними дебитами нефти, жидкости 30 т/сут вместо 18.2 т/сут и 50.7 т/сут вместо 53.6 т/сут, соответственно.

Энергетическое состояние залежи удовлетворительное. Пластовое давление снижено на 12 атм. (5.4%) по сравнению с первоначальным.

Отставание в добыче нефти происходит за счет меньшего количества скважин действующего добывающего фонда и как следствие, меньших отборов жидкости. Бурение 6 скважин в 2004 году не смогло покрыть дефицит добычи нефти, но на 2005 год планируется пробурить ещё 3 скважины. Таким образом, за счет добычи нефти из скважин, пробуренных в 2004 году и новых скважин 2005 года, планируется превысить уровни добычи нефти на 14.8%.

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Проблема обводненности скважин

Обводнение добывающих скважин при водонапорном режиме -- процесс естественный и закономерный, происходящий вследствие продвижения ВНК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную нефтью.

Причины и пути преждевременного обводнения.

Отбор нефти может сопровождаться прорывами воды в добывающие скважины. Причинами прорывов можно назвать:

1) Проницаемостную зональную (по площади) и слоистую (по толщине пласта) неоднородность залежи; вязкостную и гравитационную неустойчивость вытеснения; особенности размещения добывающих и нагнетательных скважин;

2) Залегание подошвенной воды; наклон пласта, растекание фронта вытеснения;

3) Наличие высокопроницаемых каналов и трещин, особенно в трещиновато-пористом коллекторе;

4) Негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца.

В основном преждевременное обводнение может происходить в результате:

а) образования «языков» закачиваемой воды по площади зонально-неоднородной залежи (охват заводнением по площади);

б) конусообразования подошвенной воды;

в) опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам в неоднородном слоистом пласте (охват по толщине пласта);

г) опережающего прорыва воды по высокопроницаемым трещинам;

д) поступления воды из верхних, средних и нижних водоносных пластов вследствие негерметичности колонны и цементного кольца.

Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением пластов и скважин становится все более актуальной.

3.2 Анализ методов борьбы с обводненностью

Для борьбы с преждевременным обводнением пластов и скважин применяют первую группу методов регулирования процесса разработки. Уменьшения языко- и конусообразования вод можно достичь оптимизацией технологических режимов работы скважин, а предотвращения опережающего движения воды по высокопроницаемому пласту многопластового месторожденияприменением методов одновременно-раздельной эксплуатации .

Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов пластовой воды при обводненности до 98 % и более. Поэтому подчеркнем, что осуществление изоляционных (ремонтно-изоляционных) работ (РИР) целесообразно только в случаях преждевременного обводнения скважин. Основным назначением РИР следует считать обеспечение оптимальных условий выработки пласта для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи.

Четкое формулирование целей изоляционных работ, обоснованный выбор метода и технологии его осуществления могут быть выполнены только при наличии ясных представлений о путях обводнения скважин. Для изучения путей поступления воды применяют промыслово-геофизические методы исследования: в необсаженных скважинах - электрокаротажи; в обсаженных - методы закачки радиоактивных индикаторов (изотопов), термометрию, импульсный, нейтронно-нейтронный каротаж (ИННК), закачку азота и др. Однако, эти методы еще не всегда надежны. Поэтому вопрос о возможности изоляции притока воды зачастую приходится решать опытным путем, на основании результатов самих изоляционных работ.

Классификация изоляционных работ и методов изоляции

В зависимости от цели все РИР можно подразделить на три вида:

-ликвидация негерметичности обсадных колонн и цементного кольца;

-отключение отдельных пластов;

-отключение отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта, независимо от их местоположения по толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, закачиваемая), а также регулирование профиля закачки воды в нагнетательных скважинах.

Путями притока воды и ее поглощения могут быть поры, трещины, каверны и другие каналы различного размера. С технологических позиций методы изоляции притока и регулирования профиля приемистости воды целесообразно разделить по степени дисперсности изолирующих (тампонирующих) материалов на четыре группы с использованием:

1) фильтрующихся в поры пласта тампонирующих растворов;

2) суспензий тонкодисперсных тампонирующих материалов;

3) суспензий гранулированных (измельченных) тампонирующих материалов;

4) механических приспособлений и устройств.

Поступление частиц в поры зависит в основном от соотношения размеров (диаметров) пор и частиц. Если диаметр пор > 10 диаметров частиц, то дисперсные частицы свободно перемещаются по поровым каналам; при д.п < 3 д.ч. , проникновение отсутствует; при 3 < д.п / д.ч. < 10 происходит кольматация пор (намыв частиц) при фильтрации жидкости, особенно сильно проявляющаяся при д.п. < 5д.ч. Считается, что частицы свободно перемещаются по трещине, если раскрытие (ширина) трещины д.т. не менее удвоенного диаметра частиц. Отсюда следует, что к тонкодисперсным материалам относят материалы при 3 < д.п./ д.ч. < 10 для пор и 1 < д.т./д.ч < 2 для трещин, а к гранулированным--при д.т. >= 2 д.ч для трещин.

В настоящее время предложено множество различных тампонирующих материалов. Механизмы создания тампонирующих барьеров основаны на известных физических явлениях и химических реакциях (взаимодействие реагентов между собой или с пластовыми флюидами, полимеризация, поликонденсация, диспергирование, плавление, кристаллизация, кольматация, гидрофобизация и др.). Тампонирующий барьер в результате может быть представлен гелем, эмульсией, пеной, дисперсным осадком или твердым телом, при этом он должен выдерживать создаваемые в пласте градиенты давления. Эти материалы можно создавать на основе различных смол (ТСД-9, ТС-10), растворов полимеров (гипан, ПАА, метас, тампакрил и т. д.), органических соединений (вязкая дегазированная нефть; углеводородные растворители, насыщенные мазутами, битумом, парафином; эмульсии нефти, нефтесернокислотные смеси и т. д.), кремнистых соединений (силикагели) и других неорганических веществ (силикат натрия, кальцинированная сода и т. д.), а также их сочетаний.

Дисперсной средой суспензий служат жидкости на водной или углеводородной основе, а также фильтрующиеся в поры тампонирующие материалы. В качестве дисперсной фазы (наполнителей) предложено использовать частицы (порошок, гранулы, куски волокна, стружка) цемента, глины, парафина, высокоокисленных битумов, рубракса, скорлупы грецкого ореха, полиолефинов (полимеров), магния, древесных опилков, кожи, асбеста, гашеной извести, песка, гравия, утяжелителей бурового раствора, резины (резиновая крошка), а также нейлоновые шарики и др.

К механическим приспособлениям и устройствам следует отнести пакеры-пробки, взрывные пакеры, неопреновые патрубки-летучки, хвостовики или дополнительные колонны меньшего диаметра и др.

По механизму закупоривания пористой среды эти методы делятся еще на селективные и неселективные. Методы селективной изоляции подразделяют еще на две группы методов, которые основаны на использовании:

1) селективных изолирующих реагентов, образующих закупоривающий поровое пространство материал (осадок), растворимый в нефти и нерастворимый в воде;

2) изолирующих реагентов селективного действия, образующих закупоривающий поровое пространство материал только при смешении с пластовой водой и не образующих--при смешении с пластовой нефтью.

Каждый метод изоляции имеет свои области эффективного применения при проведении одного или нескольких РИР. Его выбирают в зависимости от геолого-физических особенностей продуктивного пласта или пласта-обводнителя, конструкции скважины, гидродинамических условий, существующего опыта проведения РИР на данном месторождении, оснащенности материалами, техникой и т. д. Наиболее широко применяют цементные суспензии и составы смолы ТСД-9. Первые не фильтруются в пористую среду и могут заполнять каналы размером более 0,15 мм, а вторые фильтруются в пористую среду и отвердевают во всем объеме.

Ликвидация негерметичности обсадных колонн и цементного кольца.

Основная причина нарушения обсадных колонн - коррозия наружной и внутренней поверхностей труб в агрессивной среде пластовых и сточных вод. В большинстве случаев нарушения имеют вид щелей, расположенных вдоль образующей труб. Ширина щелей достигает 5 см, длина -- 1 м. Иногда негерметичны резьбовые соединения, что связано с недовинчиванием труб.

Основной причиной негерметичности цементного кольца - низкое качество цементирования обсадных колонн в скважинах, что обусловлено применением нестандартного цемента или приготовлением цементных растворов с завышенными водоцементными отношениями.

Ликвидацию негерметичности проводят закачкой растворов изоляционных материалов непосредственно в нарушение, а также через существующий интервал перфорации продуктивного пласта или интервал специально созданных отверстий. Для этого в скважину спускают НКТ до уровня нижней границы предварительно созданного цементного (смоляного) стакана (моста). Затем прокачивают расчетный объем раствора, проталкивают и вытесняют его в кольцевое пространство до выравнивания уровней в трубах и кольцевом пространстве. Дальше трубы поднимают на высоту оставляемого в колонне цементного стакана, вымывают излишек раствора (проводят контрольную срезку) и задавливают изоляционный материал за колонну. Тогда герметизируют скважину на время, необходимое для отверждения изоляционного материала, разбуривают мост (пробку) из отвержденного изоляционного материала, перфорируют пласт и осваивают скважину. При этом возможно использование извлекаемого или неизвлекаемого пакера, под которым создают цементную пробку. В последнее время при проведении РИР трубы устанавливают на 20 - 40 м выше кровли перфорированного пласта, а изоляционный материал задавливают в пласт и нарушения при закрытом затрубном пространстве.

Аналогично изолируют верхние или нижние воды, создают цементный стакан на забое или цементный мост, изолируют фильтр при возврате скважины на выше- или нижележащий пласт (возвратные работы), цементируют дополнительную колонну или хвостовик в скважине, ликвидируют перетоки закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах, а также осуществляют крепление неустойчивых пород в призабойной зоне.

С целью повышения проникающей способности цементных суспензий их затворяют на нефти (нефтецементные суспензии) или «облагораживают» вводом специальных добавок (диэтиленгликольаэросил, метоксиаэросил и др.).

Отключение отдельных пластов.

Различие геолого-физических характеристик пластов (коллекторские свойства, толщина) обусловливает разновременность их выработки (обводнения) и, следовательно, необходимость отключения каждого выработанного (обводненного) пласта с целью обеспечения нормальных условий выработки остальных.

Отключение отдельных пластов может быть достигнуто созданием в отключаемом пласте непроницаемой оторочки вокруг ствола скважины, установкой «летучек»--перекрытием интервала отключаемого пласта трубой меньшего диаметра с последующим цементированием или продольно-гофрированным патрубком, спуском пакера, а нижних пластов--еще созданием забойной пробки (непроницаемого моста).

При отключении средних или верхних пластов в интервале ниже подошвы отключаемого пласта создают в колонне искусственные пробки: песчаные, глиняные, глинопесчаные, цементные, резиновые, резинометаллические, деревянные. Применение нашли песчаные пробки, создаваемые засыпкой вручную или намывом насосным агрегатом при скорости восходящегопотокане более 4 м/с.

Для создания непроницаемых оторочек более эффективно применение фильтрующихся в поры составов смолы ТСД-9.

В случае слоистого строения пластов обводнение подошвенной водой можно рассматривать как обводнение «нижней» водой и применять соответствующую технологию отключения нижнего пласта или ликвидации негерметичности цементного кольца (заколонного пространства). В монолитных пластах необходимо создание искусственных экранов-блокад либо закачкой через специально созданные в пределах ВНК. отверстие легкофильтрующихся в пласт реагентов (гипан, нефтесернокислотная смесь и др.) на глубину до 5--10 м с последующим перекрытием цементным стаканом, либо закачкой тампонирующих материалов в предварительно созданную горизонтальную трещину гидроразрыва пласта.