27,7

Удаленная зона пласта

443

807

0,1

4037,3

38,3

Проницаемость, мкм2

Призабойная зона пласта

527

1096

0,000

0,569

0,092

Удаленная зона пласта

443

807

0,000

0,134

0,127

Приведенный радиус скважины, м

443

807

0,0

987,3

12,5

Скин-эффект

443

807

-4,5

149,4

15,8

Начальное пластовое давление, приведенное к отметке ВНК составляло 12,5 МПа, начальная пластовая температура равнялась 28оС.

Как видно из приведенной таблицы, основная масса исследований по месторождению относится именно к абалакскому ярусу. Из 817 скважин, перебывавших в эксплуатации на абалакском ярусе, исследовано 574 скважины (70% фонда). Большая часть исследований выполнена на добывающем фонде. Из 161 нагнетательной скважины, принимавших участие в разработке яруса, данные исследований имеются только по 47. Всего выполнено 2107 исследований, из которых признаны кондиционными 1352. Среднее значение проницаемости удаленной зоны пласта по добывающим скважинам составило 12710-3 мкм2, что существенно ниже проницаемости, определенной на керне. Возможно это объясняется некорректностью принятых при расчетах величин работающих толщин и вязкости водонефтяной смеси. Полученная по результатам исследований нагнетательных скважин средняя проницаемость составляет 10110-3 мкм2. При более высоких, чем в добывающих скважинах, продуктивности и гидропроводности - проницаемость оказалась немного ниже.

Гистограммы проницаемости и продуктивности по результатам ГДИ скважин абалакского яруса приведены на рис.10. Почти 80% скважин по результатам ГДИ имеют проницаемость до 10010-3 мкм2.

Рисунок 10 - Гистограммы проницаемости и продуктивности по результатам ГДИ для добывающих скважин абалакского яруса

Распределение средних проницаемостей по скважинам на площади яруса приведено в приложении 2. Можно отметить, что более высокие значения связаны в основном с центральной частью залежи. Но помимо того, что эти зоны имеют наибольшие нефтенасыщенные толщины, именно в центральную часть залежи было закачено основное количество теплоносителя.

В входе исследований и анализа были проанализированы несколько причин снижения проницаемости ПЗП характерных для Ем-Ёгского месторождения по выбранным скважинам.

Также основным источником информации для анализа являться «Технологический режим работы скважин по состоянию на ноябрь месяц» а также карта текущих подвижных запасов. В результате анализа фонда скважин были подобраны 7 скважин. Данные по скважинам приведены в таблице 10, а их проектирование показано на рисунке 11.

Таблица 10 - Скважины с явным снижением проницаемости

Месторождение	№ скв.	Динамика снижения проницаемости (Д)	Динамика снижения продуктивности (мі/атм)	Остаточные запасы (тыс.т)
		2007г	2008г	2009г	2007г	2008г	2009г
ВК 3	231	0,04	0,035	0,02	0,40	0,35	0,20	19,353
ВК 3	1291	0,017	0,015	0,011	0,14	0,12	0,08	10,521
ВК 3	294	0,029	0,026	0,024	0,24	0,21	0,19	20,278
ВК 3	458	0,013	0,01	0,007	0,17	0,14	0,11	14,682
ВК 3	531	0,033	0,029	0,028	0,40	0,36	0,35	20,750
ВК 3	1233	0,017	0,016	0,013	0,24	0,23	0,20	12,445
ВК 3	544	0,02	0,011	0,007	0,26	0,17	0,13	23,320

Для поддержания пластового давления на Ем-Ёгском месторождении осуществляется закачка подтоварной (пластовой) воды в нагнетательные скважины. На дату анализа действующий фонд нагнетательных (подтоварная вода) скважин составляет 59 скважин. Закачка пластовой воды в год составляет 2,094 мил.мі./7/. Для условий нефтяных пластов Ем-Ёгского месторождения в целях сохранения устойчивой приемистости нагнетательных скважин допустимое содержание в закачиваемой воде допускает содержание

- механических примесей в (КВЧ) - не более 30-50 мг/л;

- нефтепродуктов - не более 50 мг/л;

Но входе проведенного анализа проб сточной воды было выявлено, что на Ем-Ёгском месторождении содержание механических примесей в сточной воде (КВЧ) превышает допустимые значения (см таблицу 12).

Таблица 11 - Среднее значения плотности сточной воды.
Среднее содержание нефтепродуктов и КВЧ в сточной воде с КНС за 2014г.

Месяц 2014 года	Плотность, кг/м3	Нефте-продукты, мг/дм3	КВЧ , мг/дм3
Январь	1,092	10,6	32,0
Февраль	1,116	11,0	35,4
Март	1,111	10,7	90,4
Апрель	1,105	9,6	65,3
Май	1,099	9,3	88,0
Июнь	1,091	9,4	130,3
Июль	1,097	9,3	316,3
Август	1,082	10,0	76,3
Сентябрь	1,066	8,4	63,0
В среднем за 9 месяцев	1,095	9,8	99,7

Основной причиной превышение КВЧ в подтоварной закачиваемой воде является, то что технология подготовки нефти и подтоварной воды на УПН «ВК 3» Ем-Ёгского месторождение не позволяет качественно и целенаправленно подготавливать подтоварную воду. На сегодняшний день в технологии подготовки нефти не предусмотрена работа гидрофобных фильтров, подготовка осуществляется только в результате отстоя.

Помимо этого можно добавить, что существующая система очистки подтоварной воды на КНС-10 (кустовая насосная станция) также не позволяет снизить содержание механических примесей в закачиваемой воде.

Можно добавить, что начиная с 2013 года на Ем-Ёгском месторождении были осуществлены мероприятия по интенсификации добычи нефти а конкретно переводы скважин с одного способа добычи на другой (ШГН на ЭЦН). Всего было переведено 151 скважины. Все это привело к дополнительной добычи жидкости и как следствие увеличение объемов подготовки подтоварной воды на УПН «ВК 3». Из всего выше сказанного следует, что в отсутствии гидрофобных фильтров в сырьевых резервуаров и системы очистки на КНС жидкости установка подготовки нефти не справляется с отстоем большого объема добываемой жидкости и в следствии этого в нагнетательные скважины закачивается подтоварная вода с большим содержанием механических примесей. Закачка подтоварной воды для поддержания пластового давления осуществляется нагнетательными скважинами.

Каждая пачка характеризуется отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и отделена от выше и нижележащих непроницаемыми глинистыми интервалами переменной толщины. На отдельных локальных участках эти глинистые прослои практически исчезают (не выделяются по ГИС), образуя окна слияния и тем самым обеспечивая общую гидродинамическую связанность подземного резервуара пласта ВК 3. Опробование пласта ВК 3 производилось в открытом стволе и в обсадной колонне. По основному фонду скважин не зависимо от даты их бурения, установлено единое положение ВНК для пластов абалакского яруса в интервале -996 ч (-1003м). Такая дифференциация рельефа поверхности ВНК свидетельствует о частичной гидродинамической изоляции коллекторов, но не противоречит тому, что пласт содержит единую залежь нефти..

Из выше сказанного можно сделать вывод, что между нагнетательными и добывающими скважинами имеется гидродинамическая связь в следствии этого происходит перенос механических примесей и нефтепродуктов из закачиваемой воды нагнетательных скважин в добывающие. Подтверждению этому является, то что добывающие скважины обводняются закачиваемой подтоварной водой.

К такому же выводу пришли специалисты ЗАО «ТННЦ», представив данные о распределении плотности попутно добываемой воды в продукции скважин. При этом приняты следующие граничные значения показателей плотности: пластовая вода 1,14-1,18 г/см3; вода закачиваемая (подтоварная) - 1,00-1,09 г/см3. Среди обводненных скважин: 31% добывают преимущественно закачиваемую воду; 14% - обводнены смешанным типом воды и большая часть скважин - 55% добывают пластовую воду. Перемещение нагнетаемой воды на дальние расстояния по площади и разрезу пластов абалакского яруса подтверждено гидродинамическими, трассерными исследованиями.

В результате выше сказанного, можно сделать вывод ,что в результате загрязнения призабойной зоны нагнетательных скважин ,снижается объем закачиваемой воды, в следствии этого снижается пластовое давление в добывающих скважинах , которое негативно сказывается на продуктивность скважин

Одним из источников снижения гидродинамической связи пласта со скважиной в период эксплуатации скважины является загрязнение призабойной зоны пласта во время глушения, промывок, проведения технологий обработок ОПЗ скважин.

Способствующим процессу загрязнения пласта факторами являются: снижение пластового давления, обеспечивающее условие более глубокого проникновения в пласт механических примесей с жидкостью глушения; захват шламовых накоплений и продуктов коррозии с забоя скважины; частичная декольматация прифильтровой части пласта потоком закачиваемой жидкости и перенос кольматанта в глубь пласта; Кроме того, нарушение послойной структуры пластовых флюидов при глушении скважины влияет на изменение фильтрационной характеристики пород призабойной зоны.

В среднем на Ем-Ёгском месторождении глушению в процессе подземного ремонта подвергаются 288 скважин в год. Помимо глушения 180 скважин в год подвергаются различным промывкам химическими реагентами. Также хочу добавить, что на Ем-Ёгском месторождении методами ОПЗ подвергаются 15 скважин в год. В технологии выше перечисленных операций на Ем-Ёгском месторождении применяется жидкость используемая для закачки в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления.

В связи также как и при закачки подтоварной воды в призабойную зону добывающих скважин при выполнений этих операций (глушение ,промывки химическими реагентами, технологии ОПЗ) заноситься большое содержание механических примесей, что в конечном счете приводит к снижению проницаемости ПЗП

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Выбор и обоснование применения методов для увеличения проницаемости призабойной зоны скважин Ем-Ёгского месторождения

В результате выявленных основных причин снижения проницаемости призабойной зоны скважин Ем-Ёгского месторождения, в этой главе даны обоснования предлагаемых решений по каждой причине.

1 этап. Предлагается на УПН «ВК 3» в вести в технологию подготовки нефти и подтоварной воды гидрофобные фильтры

2 этап. Дополнительно внедрить на КНС-10 (кустовая насосная станция) установку гидроциклонной очистки воды для систем ППД.

Обоснование решения заключается в том, что при соблюдении технологии подготовки нефти с использованием гидрофобных фильтров приведет снижению КВЧ а дополнительная установка гидроциклонной очистки воды снизит содержание до предельно допустимого значения: механических примесей в закачиваемой воде - не более 30-50 мг/л;

Применения этих решений позволит стабилизировать снижения проницаемости ПЗП скважин Ем-Ёгского месторождения

3 этап. Провести метод динамического нефтекислотного разрыва карбонатных пород (Гидровиброфрак).

Обоснование метода заключается в том, что он конкретно применяется для карбонатных пород залегающие на глубинах до 1200-1500 м, кем являются и сложены пласты Ем-Ёгского месторождения (пласт ВК 3). Карбонатные пласты (известняки) характеризуются преимущественным горизонтальным напластованием и соответственно гораздо меньшей прочностью на разрыв по плоскости, чем по вертикали.

Это подтверждает и расслаивание нефтенасыщенных известняков при отборе керна. При таких глубинах горное давление составляет Р = 22- 23 МПа, поэтому при его превышении наиболее вероятно образование трещин вдоль напластования. Анализ результатов исследований (см.таблицу 12) процесса проведения технологии Гидровиброфрак показывает, что создаются трещины глубиной несколько десятков метров по радиусу, скин-фактор, как правило, становится отрицательным и кратно возрастает коэффициент продуктивности скважин.

Таблица 12 - Анализ результатов исследований технологии Гидровиброфрак

параметры	До воздействия (ухудшенная зона)	После воздействия (зона воздействия)
параметры призабойной зоны
радиус зоны воздействия, м	0,5-10 и более	20-50
проницаемость, мкмІ	0,01-0,20	0,1-1,0
скин-эффект	(+)5- (-1)	-2-(-5)
показатели работы скважин
дебит нефти, т/сут	0-8	3-30
дебит жидкости, мі/сут	0-15	3-50

скин-фактор (S):

S=0; однородный пласт

S>0; ухудшенное состояние проницаемости ПЗП (засорение, кальмотаж, различные отложения)

S<0; улучшенная ПЗП (возможно за счет проведения обработок ПЗП

( СКО, наличие трещин)

Также в ходе выполнения этой работы был проведен анализ эффективности методов ОПЗ на Ем-Ёгском месторождении. По данным анализа видно, что мероприятия, связанные с обработками призабойных зон (ОПЗ) пластов добывающих скважин различными химическими реагентами имеет недостаточно высокий коэффициентом успешности. Из 771 операций, успешными модно признать только 455. Средние приросты дебитов нефти составили, 1,5 т/сут. Анализ проведения метода Гидровиброфрак на месторождении Ю1 показал хорошую эффективность метода. Средние приросты дебитов нефти составили, 3,3 т/сут.. Все это говорит о том , что метод динамического нефтекислотного разрыва карбонатных пород можно применить на месторождении ВК 3 с последующим эффектом выраженным в увеличение проницаемости ПЗП и как следствие дополнительной добычи нефти.

По причине №2

Предлагается возобновить метод импульсно -дозированного теплового воздействия с паузой (ИДТВ (П)).

В 1991 г. специалистами ВНИПИтермнефть была создана Технологическая схема Ем-Ёгского месторождения с применением высокоэффективных методов воздействия на пласт. Протоколом ЦКР Минтопэнерго РФ № 1537 от 13.05.1993 г. проектные решения утверждены в авторском варианте.

По объекту ВК 3 предусматривалось применение технологии ИДТВ(П) с последующим переходом на технологию ТЦВП. На практике не все проектные решения удалось выполнить

В большей степени применялась технология импульсно-дозированного теплового воздействия ИДТВ (П), охватившая почти всю центральную часть залежи и небольшой участок на севере залежи. Технологии ТЦВП не получила дальнейшего промышленного применения на Ем-Ёгском месторождении. Очевидно, что одним их основных препятствий дальнейшего развития технологии стало отсутствие надежного теплоизолирующего оборудования в скважинах абалакского яруса и неполных охват нагнетательных скважин внешним обустройством по подаче к ним теплоносителя.

Отметим, что закачка пара (Т - 345 0С) осуществлялась в опытном порядке в малых объемах и не получила промышленного внедрения. В основном в качестве теплоносителя использовалась подогретая пресная вода с Камского водозабора. Диапазон температуры подогрева воды варьировали от 50 до 260 0С на устье. В 2005 г. средняя температура подачи теплоносителя на устье ПНС составляла немногим более 120 0С. Применение тепловых методов позволило повысить пластовую температуру объекта. Текущая средняя температура объекта ВК 3 на 1.01.2008 г оценивается значением 34,7 0С.

Объект планомерно прогревался с внедрением тепловых методов разработки, достигнув максимальных темпов прироста Тпл в период середины 90-х годов. По результатам адаптации расчетных модельных данных на фактические данные разработки абалакского яруса, степень прогрева запасов объекта (по состоянию на 1.01.2006 г.) можно охарактеризовать следующими значениями:

-доля объема с температурой выше начальной (28 0С) 44%;

- доля объема с температурой выше 50 0С 13%;

- доля объема с температурой выше 100 0С 1,5%.

Прогрев пластовой системы позволяет снижать значение межвязкостного соотношения нефти и воды в потоке, способствуя повышению дебитов скважин и увеличению нефтеотдачи. Результатами исследований пластовой нефти Ем-Ёгского месторождения установлено, что с повышением температуры свыше 50 0С, вязкость пластовой нефти сокращается более чем в 3 раза. В целом, от намеченных в Технологической схеме, ряд элементов системы разработки, где тепловые методы реализованы в полномасштабных объемах, характеризуется повышенной выработкой запасов нефти, достигнув значений КИН - 0,44, при утвержденном 0,392.

В связи с этим, для проведения технологических расчетов потенциальных перспектив применения тепловых методов на месторождении, было принято решение о использовании в качестве метода воздействия для улучшения состояния ПЗП технологию подачи теплоносителя в пласт - технологии ИДТВ и ИДТВ(П). Отметим, что утвержденным ЦКР, вариантом разработки абалакского яруса является вариант 3а Технологической схемы 1991 г., предполагающий импульсно-дозированное тепловое воздействие.

3.2 Проектирование предлагаемых методов воздействия для увеличения проницаемости призабойных зон скважин Ем-Ёгского месторождения

В ходе выполнения данной работы были выявлены 2 основные причины снижения проницаемости призабойной зоны скважин Ем-Ёгского месторождения. Для каждой причины разработаны проектировочные решения.

По причине №1

1 этап. Для снижения содержания механических примесей и нефтепродуктов в закачиваемой воде применить технологию подготовки нефти с использованием гидрофобных фильтров и установку гидроциклонной очистки воды для систем ППД. На данный момент при подготовки нефти и подтоварной воды на УПН «ВК 3» используется метод отстоя и дегазации без прохождения сточной воды через гидрофобные фильтры. Гидрофобный фильтр представляет собой слой нефти находящийся в резервуарах и аппаратах УПН. Сточная вода водиться через лучевой перфорированный распределитель в слой нефти (гидрофобный фильтр) и, опускаясь вниз освобождается от капелек нефти и механический примесей. Вода прошедшая через слой нефти и освободившееся от основной части капельной нефти, подвергается еще и отстою в слое воды.

2 этап. Установка гидроциклонной очистки воды для систем ППД предназначена для очистки пластовой воды, не содержащей нефти от механических примесей и подачи ее под избыточным давлением на прием насосов кустовых насосных станций (КНС) системы поддержания пластового давления (ППД). Установка монтируется на площадке КНС в соответствии с проектом привязки, выполненным компетентной организацией. Устройство БТ представляет собой мобильное обогреваемое помещение, в качестве ограждающих конструкций которого использован утепленный бокс с трехслойными панелями. В БТ установлено следующее оборудование: два поднапорных насосных агрегата, два мультициклона, два фильтра с фильтрующими элементами конструкции Крапухина (ФЭК); два силовых электрических шкафа; один шкаф управления; трубопроводная обвязка с предохранительной и запорно-регулирующей арматурой; средства КИП и А.

Таблица 13 - Техническая характеристика установки очистки воды

Параметр, размер	Значение
Рабочая среда	Пластовая вода
Температура воды,ОС, в пределах	40:50
Содержание твердо взвешенных веществ на входе в установку , мг/л, не более	300
Содержание взвешенных веществ на выходе , мг/л, не более	15
Количество гидроциклонов в одном корпусе	8
Производительность одного мультициклона, м3/сут ,номинальная	2250
Тип подпорного насоса	1Д200-90а
Мощность эл.двигателя, кВт	75
Подача номинальная, м3/час	180
Напор,м	74
Количество насосов, из них рабочих	2(1)
Габаритные размеры установки (длина x ширина х высота),мм	12220х3185х4500
Масса установки, кг, не более	15000

3 этап. Метод динамического нефтекислотного разрыва карбонатных пород.

Сущность технологии заключается в комплексном воздействии на пласт, которое включает упругие колебания, гидравлическое воздействие и использование нефтекислотных эмульсий.

Технологический процесс включает 3 этапа. На 1-м этапе осуществляется предварительное виброволновое воздействие на выбранные интервалы пласта для его декольматации, разупрочнения, раскрытия существующих и создания сети новых микротрещин, на 2-м этапе - проведение разрыва пласта рабочей жидкостью через генератор колебаний, на 3-ем - продавка нефтекислотной эмульсии глубоко в пласт в поле упругих колебаний. В результате создается сеть глубоких, несмыкающихся трещин в пласте, что позволяет отказаться от закачки проппанта. Кроме того, при воздействии на карбонатные пласты, залегающие на глубинах до 1200-1500 м, возникают горизонтальные трещины при использовании агрегатов малой мощности, например типа ЦА-320М, СИН-35.

С целью получить наибольший эффект был проведен анализ распределение остаточных извлекаемых запасов нефти по скважинам. Была рассмотрена карта текущих подвижных запасов абалакского яруса пласта ВК 3(см. приложение 2).

Также основным источником информации для выбора кандидатов (скважин) для ОПЗ будет являться «Технологический режим работы скважин по состоянию на октябрь месяц», а также карта текущих подвижных запасов.

В результате анализа фонда скважин были подобраны 15 скважин. С целью минимализации рисков по проекту (неполучение запланированного эффекта) 8 скважин были исключены из списка по причине высокой кратности обработок. Данные по оставшихся 7 скважинам приведены в таблице 14, а их проектирование показано на рисунке 7.

Таблица 14 - Скважины кандидаты для проведения динамического нефтекислотного разрыва пласта

Месторождение	№ скв.	Динамика снижения проницаемости (Д)	Динамика снижения продуктивности (мі/атм)	Остаточные запасы (тыс.т)
		2010г	2012г	2014г	2010г	2012г	2014г
ВК 3	231	0,04	0,035	0,02	0,40	0,35	0,20	19,353
ВК 3	1291	0,017	0,015	0,011	0,14	0,12	0,08	10,521
ВК 3	294	0,029	0,026	0,024	0,24	0,21	0,19	20,278
ВК 3	458	0,013	0,01	0,007	0,17	0,14	0,11	14,682
ВК 3	531	0,033	0,029	0,028	0,40	0,36	0,35	20,750
ВК 3	1233	0,017	0,016	0,013	0,24	0,23	0,20	12,445
ВК 3	544	0,02	0,011	0,007	0,26	0,17	0,13	23,320

по причине №2

Анализ распределения остаточных подвижных запасов нефти, полученных с использованием геолого-гидродинамического моделирования/14/, позволил выделить в северной части площади участок с наибольшей концентрацией запасов (см. приложение 1). По результатам исследований ГДИ низкие значения проницаемостей связанны в основном в северной части месторождения. (см.приложение 2) Можно отметить, что более высокие значения связаны в основном с центральной частью залежи. Именно в эти зоны (центральную часть) было закачено основное количество теплоносителя. В связи с эти область внедрения метода ИДТВ (П) будет распространяться в северной части месторождения (см рисунок 7).Закачка теплоносителя по технологии ИДТВ(П) будет проводиться в 34 скважины.



Рисунок 12 - Схема проектирования скважин для проведения метода динамического нефтекислотного разрыва и метода ИДТВ (П)

3.3 Расчет технологических показателей

Также для расчета технологических показателей разделим предлагаемые решения на 2 части согласно выявленных причин.

Добыча нефти. Добыча жидкости

1) Расчет технологических показателей при применении метода КГРП

Методика прогноза технологической эффективности

1. Расчет максимально возможного значения коэффициента продуктивности (для «незагрязненного» пласта):

(1)

где Kпл - проницаемость «незагрязненного» пласта, h - толщина пласта, пл -вязкость пластовой продукции, Rпл - радиус контура питания, Rзаб - радиус скважины.

2. Коэффициент продуктивности скважины до обработки:

(2)

где Kск - проницаемость поврежденной скин-зоны, Rск - радиус скин-зоны.

3. Максимально возможная степень восстановления продуктивности скважины:

(3)

4. Целевое значение уровня восстановления продуктивности (расчет требуемого восстановления продуктивности по экономической целесообразности или экспертно):

 (4)

где nэкс - коэффициент снижения прироста добычи, рассчитываемый по экономическим показателям или экспертно.

5. Целевое значение коэффициента продуктивности ПЗП (после обработки):

(5)

6. Дебит скважины до обработки:

(6)

Рпл - пластовое давление на последнюю дату, МПа, Рзаб - забойное давление на последнюю дату, МПа.

7. Дебит скважины после обработки

(7)

8. Дополнительная добыча за N месяцев длительности эффекта:

(8)

Таблица 15 - Скважинные данные для расчета технологических показателей

№ скв.	Рп	Нд,	Рзаб	Дебит нефти	дебит жидкости	Обвод	Нефт. толщина
кол.	атм	м	атм	т/сут	м3/сут	%	м
231	63,7	975	10	1	10	85	6,4
1291	52,8	1184	22	1	2	60	6
294	75,2	1055	12	1	11,1	88,3	4,8
458	61,8	1107	6	1	9,1	84,6	3
531	37,2	080	11	2	10	78	32,8
1233	98,9	1072	16	9	25,2	61,5	25
544	109,1	520	66	0,9	15,2	98,7	31

Результаты расчетов (см. таблицу .15)

Таблица 15 - Показатели эффективности предлагаемого метода воздействия на ПЗП

Скважины	Параметры до ОПЗ	Параметры после ОПЗ	Прирост (т/сут)	Дополнительная добыча (тыс.т)	Отработанное время (сут)	Удельной эффект по нефти (т/сут)
	нефть (т)	жидкость (мі)	нефть (т)	жидкость (мі)	нефть (т)	жидкость (мі)	нефть (т)	жидкость (мі)
231	1	10	5	19,8	4,0	9,8	1161	3129	345	3,4
291	1	2	4,9	10,5	3,9	8,5	1132	2716	345	3,3
294	1	11,1	4,8	15,7	3,8	4,6	1104	1481	345	3,2
458	1	9,1	4,7	17,5	3,7	8,4	1073	2703	345	3,1
531	2	10	5,6	17,2	3,6	7,2	1046	2304	345	3,0
1233	9	25,2	12,5	29,7	3,5	4,5	1016	1442	345	2,9
544	0,9	15,2	4,4	46,9	3,5	31,7	1015	10148	345	2,9
в целом					26,0	74,7	7547	23923	2415	3,1

2) Расчет технологических показателей при применении ИДТВ (П)

Основным инструментом расчета технологических показателей разработки выделенных объектов являются физически содержательные, трехмерные цифровые геолого-гидродинамические модели пластов, построенные с учетом геолого-физических, физико-химических, термобарических и промысловых данных о пластах, насыщающих их флюидов, исследованиях и эксплуатации скважин на месторождении. Создание моделей проводилось на тестированных программных продуктах (Petrel-2005; Eclipse100 и Eclipse300 с дополнительными опциями «nine-point» и Thermal)/15/, в соответствии с требованиями регламентирующих документов: РД 153-39-007-96/16/ и РД 153-39.0-47-00./17/.

В предшествующей технологии ИДТВ проявляется механизм вытеснения ,связанный с многократным повторением термоциклики. В процессе ИДТВ требуется осуществлять непрерывный учет изменений граничных условий.

Механизм увеличения нефтеотдачи при ИДТВ проявляется в неоднородной трещиновато - пористой среде и заключается в интенсификации массообмена между крупными проводящими каналами (трещинами) и слабопроницаемыми матрицами (блоками) под воздействием температурных колебаний. Для реализации в модели ИДТВ данного механизма увеличения нефтеотдачи сделаны следующие предположения:

Каждый проницаемый пропласток рассматривается как среда
с двойной пористостью.

Общая пористость принимается как сумма пористостей, приходящихся на трещины и блоки .

Массообмен между трещинами и блоками происходит за счет
термокапиллярных эффектов.

Для расчета процесса вытеснения нефти используются формулы

(9)

(10)

Уравнения фильтрации для воды и нефти (9,10 ) изменяются следующим образом.

Левые части уравнений приобретают вид:

(11)

(12)

и -- выражают массообмен между трещинами и блоками в пропластке.

В правой части (11) и (12) вводится множитель показывающий, что фильтрация вдоль простирания пласта происходит по системе трещин. Объем жидкости, поступающий в высокопроницаемые каналы из окружающих низкопроницаемых включений за счет сил термического расширения, составляет

(13)

где -- поровый объем блока;

-- пористость;

-- водонасыщенность слабопроницаемых включений для пропластка

При этом, если выражение в больших круглых скобках больше нуля, происходит приток в высокопроницаемые каналы, если меньше нуля -- отток из высокопроницаемых каналов в низкопроницаемые части.

Массообмен водой выражается в виде

(14)

Массообмен нефтью

(15)

где F(S) -- функция Леверетта, выражающая долю воды в суммарном потоке; -- средняя температура на отрезке времени . Таким образом, основные особенности расчета процесса ИДТВ связаны с определением на каждом временном шаге массообмена и насыщенностей трещин и блоков жидкостями. Кроме того, в процессе ИДТВ необходимо организовать задание граничных условий в соответствии с режимом вытеснения. Из предварительного анализа определяются величины импульсов тепла и холода , а также количество циклов ИДТВ -- п.

В каждом цикле ИДТВ на этапе нагнетания теплоносителя на входе в пласт задается условие , а на этапе нагнетания холодной воды После завершения циклов ИДТВ процесс довытеснения осуществляется холодной водой. На завершающей стадии задаются условия , В технологии ИДТВ (П) в отличие от технологии ИДТВ возникает дополнительный механизм вытеснения, связанный с остановками процесса нагнетания в циклическом процессе. При математическом моделировании процесса ИДТВ (П) следует учитывать дополнительные эффекты вытеснения, связанные с проявлением перепадов давления в пласте.

Уравнения фильтрации для воды и нефти (19, 20) изменяются и их левые части приобретают вид:

(16)

(17)

где -- величины массообмена по воде и нефти между высокопроницаемыми каналами и блоками за счет эффектов перепада давления. Сложность структуры порового пространства не дает возможности непосредственного определения указанных величин. Их можно представить в следующем виде:

(18)

(19)

Из (19 ) следует, что указанные массы воды и нефти пропорциональны поровому объему блоков, проницаемости, коэффициенту подвижности, времени восстановления давления и среднему значению перепада давления . Коэффициенты пропорциональности определяются эмпирически в лабораторных условиях физического моделирования. В модели расчета процесса ИДТВ (П) предусматривается также реализация граничного условия в периоды остановок процесса нагнетания (пауз)./10/.

Результаты расчетов технологических показателей приведены в таблице 20

Коэффициент нефтеотдачи

1.) В связи с тем, что дополнительная добыча составит 7547 тыс.т., то текущий КИН увеличиться на 0,01%.

2.) Гидродинамические расчеты прогнозных показателей разработки и конечного нефтеизвлечения производились на весь объем продуктивных объектов месторождения Определение средних значений коэффициента охвата залежей вытеснением нефти проводилось обратным счетом, от полученных на гидродинамических моделях значений КИН и, определенных расчетным путем, средних значений Квыт

Таблица 16 - Расчет коэффициента КИН

Категория запасов нефти	КИН утвержденный в ГКЗ РФ, д.ед.	Расчетные коэффициенты, д.ед.
		вытеснения нефти	охвата вытеснением	КИН
А	0,392	0,661	0,696	0,460

.

Таблице 17 - Расчет технологических показателей (ИДТВ (П) + закачка подтоварной воды

Годы и периоды	Добыча нефти, тыс.т	Накопл. добыча нефти, млн.т	Добыча жидкости, тыс.т	Накопл. добыча жидкости, млн.т	Обводненность , %	Закачка рабочих агентов, млн.м3
						годовая	накопл.	тепл. год	тепл. накопл
1	2	5	8	10	12	13	14	15	16
2016	468,1	4 951,125	8 717,7	82 206,566	94,6	7,576	69,419	3,462	29,548
2017	436,9	5 388,058	8 611,2	90 817,792	94,9	7,477	76,896	3,431	32,980
2018	408,6	5 796,676	8 530,6	99 348,434	95,2	7,401	84,297	3,411	36,390
2019	385,0	6 181,671	8 481,9	107 830,374	95,5	7,353	91,651	3,403	39,793
2020	365,3	6 546,971	8 417,1	116 247,424	95,7	7,293	98,944	3,389	43,183
2021	345,3	6 892,315	8 341,6	124 589,062	95,9	7,223	106,167	3,371	46,554
2022	326,8	7 219,115	8 231,7	132 820,800	96,0	7,125	113,292	3,340	49,894
2023	310,7	7 529,842	8 134,2	140 955,021	96,2	7,037	120,329	3,313	53,206
2024	294,8	7 824,642	8 010,9	148 965,891	96,3	6,928	127,257	3,275	56,482

3.4 Сравнение эффективности технологических показателей проектируемых методов увеличение проницаемости ПЗП с другими методами

1.) Для сравнения эффективности метода динамического нефтекислотного разрыва пласта был выбран метод ПСКО, которым в 2015 году были обработаны 16 призабойных зон скважин Ем-Ёгского месторождения.(см.таблицу 18).

Таблица 18 - Сравнение эффективности методов Гидровиброфрак и метода ПСКО на Ем-Ёгском месторождении

Показатели	Динамический нефтекислотный разрыв	ПСКО
Количество проанализированных скважино-операций	7	16
Дополнительная добыча нефти, тыс.т	7,5	10,1
- на одну скважино-операцию, тыс.т (уд показатель)	1,07	0,634
Средний дебит до воздействия, т/сут
- нефти	2,2	2,0
- жидкости	11,8	4,1
Средний дебит после воздействия, т/сут
- нефти	5,9	3,5
- жидкости	22,4	13,1
Средний прирост дебита нефти, т/сут	3,7	1,5

Таким образом из таблицы видно, что наибольшая эффективность (уд. показатель на одну скважину операцию) заметно выше при обработки ПЗП методом динамического нефтекислотного разрыва который составляет 1,07 тыс.т/скважино-операцию.

2) Для сравнения эффективности метода ИДТВ (П) был взят метод циклической закачки подтоварной воды со вместо с закачкой теплоносителя 120?С при существующей системы разработки Ем-Ёгского месторождения.

Таблица 19 - Сравнение эффективности метода ИДТВ (П) на Ем-Ёгском месторождении.

Параметры	закачка теплоносителя 100?С + закачка сточной воды	ИДТВ(П) (260?С) + закачка сточной воды
Технологические показатели
Проектный срок разработки, лет	25	25
Проектные уровни:
по нефти, млн.т/год	0,576	0,588
по жидкости, млн.т/год	8,599	9,425
по закачке воды, млн.м3/год	4,797	8,077
по закачке теплоносителя, млн.м3/год	2,302	3,595
Темп отобра от НИЗ при проектном уровне добычи нефти, %	2,3	2,3
Год выхода на проектный уровень	2020	2024
Продолжительность проектного уровня, лет	1	7
Накопленные объемы за прогнозный период:
по нефти, млн.т	4,797	9,975
по жидкости, млн.т	143,703	217,774
по закачке воды, млн.м3	103,883	186,666
по закачке теплоносителя, тыс.м3	45,784	85,184
Показатели на конец прогнозного периода:
КИН	0,357	0,460
Отбор от утвержденных НИЗ, %	91,1	117,4
Среднегодовая обводненность, %	98,0	98,0
Водонефтяной фактор	9,6	11,8
Относительный отбор жидкости к Vпор	3,0	4,6
Относительный объем прокачки теплоносителем Vпор	1,1	2,1
Доля теплоносителя в общей закачке	0,48	0,49
Средняя температура объекта, 0С	39,5	80,5
Объем прогретых (свыше Тпл) Vпор, д.ед	0,60	0,89
из них свыше 50 0С	0,19	0,65

Таким образом из таблицы 19 видно ,что при реализации метода ИДТВ (П) мы достигнем увеличение нагрева объекта до 80,5?С, что создаст благоприятные условия для снижения вязкости нефти и как следствие образование АСПО в призабойной зоне скважин Ем-Ёгского месторождения. Дополнительная добыча от внедрения метода импульсно-дозированного воздействия на пласт с паузой составит 5,178 млн.т, дополнительная добыча жидкости 74,070 млн.мі

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для поддержания пластового давления на Ем-Ёгском месторождении осуществляется закачка подтоварной (пластовой) воды в нагнетательные скважины. На дату анализа действующий фонд нагнетательных (подтоварная вода) скважин составляет 59 скважин.

Основной причиной превышение КВЧ в подтоварной закачиваемой воде является, то что технология подготовки нефти и подтоварной воды на УПН «ВК 3» Ем-Ёгского месторождение не позволяет качественно и целенаправленно подготавливать подтоварную воду. На сегодняшний день в технологии подготовки нефти не предусмотрена работа гидрофобных фильтров, подготовка осуществляется только в результате отстоя.

Помимо этого можно добавить, что существующая система очистки подтоварной воды на КНС-10 (кустовая насосная станция) также не позволяет снизить содержание механических примесей в закачиваемой воде.

В результате выявленных основных причин снижения проницаемости призабойной зоны скважин Ем-Ёгского месторождения, в этой главе даны обоснования предлагаемых решений по каждой причине.

1 этап. Предлагается на УПН «ВК 3» в вести в технологию подготовки нефти и подтоварной воды гидрофобные фильтры

2 этап. Дополнительно внедрить на КНС-10 (кустовая насосная станция) установку гидроциклонной очистки воды для систем ППД.

Обоснование решения заключается в том, что при соблюдении технологии подготовки нефти с использованием гидрофобных фильтров приведет снижению КВЧ а дополнительная установка гидроциклонной очистки воды снизит содержание до предельно допустимого значения: механических примесей в закачиваемой воде - не более 30-50 мг/л;

Применения этих решений позволит стабилизировать снижения проницаемости ПЗП скважин Ем-Ёгского месторождения

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Авторский надзор за выполнением «Технологической схемы разработки Красноленинского месторождения в границах Ем-Ёговского лицензионного участка»: отчет о НИР / В.М. Хомик, Т.Э. Шиляева, В.И. Саунин, П.Н. Федоров, В.З. Сухер, А.В. Карасев и др. - Тюмень, 2009.

2. Амиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян A.A. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. М., 1977. 80 с. Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. (Сер. Нефтепромысл. дело).

3. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Под ред. Э.А. Ахпателова, В.А. Волкова, В.Н. Гончаровой, В.Г. Елисеева, В.И. Карасева, А.Г. Мухера, Г.П. Мясниковой, Е.А. Теплякова, Ф.З. Хафизова, А.В. Шпильмана, В.М. Южаковой. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. - 148 с.

4. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Под ред. Э.А. Ахпателова, В.А. Волкова, В.Н. Гончаровой, В.Г. Елисеева, В.И. Карасева, А.Г. Мухера, Г.П. Мясниковой, Е.А. Теплякова, Ф.З. Хафизова, А.В. Шпильмана, В.М. Южаковой. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. - 148 с.

5. Атлас месторождений нефти и газа Ханты-Мансийского автономного округа-Югры: в 2 т. // Под ред. В.А. Волкова, А.В. Шпильмана. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2013. - Т. 1. - 236 с.

6. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. -- М.: Недра. 1989. 343 с.

7. Гилязов Ш.Я. Анализ эффективности методов ОПЗ эксплуатационных и нагнетательных скважин НГДУ "Нурлатнефть" / Ш.Я. Гилязов, Р.З. Манапов, P.A. Сафиулин, Н.И. Волкова, М.Ф. Вахитов // Нефтепромысловое дело. - 2000. - № 6.

8. Ибрагимов J1.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М. Наука. 2000. 414 с.

9. Кудряшова, Л.К. Изучение литолого-фациальной модели для увеличения нефтеотдачи залежи на примере песчаных пластов тюменской свиты Красноленинского месторождения / Л. К. Кудряшова // Развитие минерально- сырьевой базы Сибири: от В.А. Обручева, М.А. Усова, Н.Н. Урванцева до наших дней: Материалы I Всероссийской геологической молодежной школы. - Томск, 2013. - С. 88-91.

10. Лобова, Г.А., Коржов, Ю.В., Кудряшова, Л.К. Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений по данным гравиразведки и геохимии (Тюменская область) / Г.А. Лобова, Ю.В. Коржов, Л.К. Кудряшова // Известия ТПУ. - 2014. - Т. 324. - №1. - С. 65-72.

11. Методического руководства по применению комплекса гидротермодинамических, гидрохимических, физико-химических и промыслово-геофизических исследований для контроля за разработкой нефтяных месторождений при тепловых методах воздействия на пласт» (РД 39-0148290-201-85).

12. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М. Недра. 1996. 379 с.

13. Обзорная карта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в масштабе 1:2000000 (Карты) / ред. А.М. Брехунцов, И.И. Нестеров, B.И. Шпильман. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1990.

14. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика М. Недра, 1973. 359 с.

15. Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газо-нефтяных месторождений. РД 153-39.0-47-00. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. - М., 2000.

16. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96. Москва, 1996 г.

17. Справочник инженера по подготовке нефти / А.Е. Лебедьков, А.В. Кан, А.Е. Андреев, Л.В. Лушникова; ООО «РН-Юганскнефтегаз». - Нефтеюганск, 2007. - 299 с.

18. Стратегия и основы технологии поисков углеводородов в доюрском основании Западной Сибири: монография / В.И. Исаев, Г.А. Лобова, Ю.В. Коржов, М.Я. Кузина, Л.К. Кудряшова, О.Г. Сунгурова. - Томск: ТПУ, 2014. -112 с

19. Сурков, В.С., Жеро, О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / В.С. Сурков, О.Г. Жеро. - Москва: Недра, 1981. - 143 с.

20. Хуснуллина, Г.Р., Биркле, Е.А., Лебедев, А.И. Гранулометрический анализ песчаников викуловской свиты (апт, нижний мел) Красноленинского месторождения (Западная Сибирь) / Г.Р. Хуснуллина, Е.А. Биркле, А.И. Лебедев // Литосфера. - 2012. - №6. - С. 90-99.

21. Шумилов В.А., Аристов В.Н., Григорьян H.A. Предохранение и восстановление проницаемости призабойной зоны при разработке месторождений Западной Сибири. М. ВНИИОЭНГ, серия «Нефтепромысл. дело» 1980, 55 с.

22. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Москва-Ижевск PXD 2001. 735 с.

Приложения

Приложение 1

Текущие подвижные запасы абалакского яруса пласта ВК 1.

Приложение 2

Карта распределения проницаемости по результатам ГДИ скважин месторождения КВ 3

Размещено на Allbest.ru