Анализ выработки запасов нефти Батырбайского

месторождении

Раздел 1. Постановка и обоснование актуальности выбранной

темы научного исследования.

Потребление большого количества нефтепродуктов во всем мире растет

из года в год, но эффективность извлечения флюида из нефтеносных пластов

с помощью промышленных методов разработки во многих странах считается

не удовлетворительной.

Средняя нефтеотдача пластов в мире составляет 25–40 %. Например, в

странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии – 24–27 %, в Иране –

16– 17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и

России – до 40%. Остаточные запасы нефти достигают в среднем 55–75 % от

первоначальных запасов ее в недрах.

Также

в

настоящее

время

увеличилось

число

месторождений

с

трудноизвлекаемыми

запасами.

Низкие

коэффициенты

нефтеотдачи

обусловливаются

недостатком

необходимых

технологий

разработки

труднодоступных

залежей.

Исходя

из

этого,

актуальной

задачей

в

современном

мире

является

применение

новых

технологий

и

методов

повышения

нефтеотдачи

месторождений,

на

которых

традиционными

методами извлечь значительные остаточные запасы нефти невозможно. Во

всем

мире

с

каждым

годом

возрастает

интерес

к

методам

повышения

нефтеотдачи

пластов,

проводятся

лабораторные,

научные

и

полевые

исследования для выявления наиболее эффективных способов воздействия на

пласт.

Тема данного работы «Анализ выработки запасов нефти Батырбайского

месторождении». Основная задача заключалась в оценке выработки запасов

нефти

из

отдельных

пластов

и

совершенствовании

системы

разработки

пластов с целью увеличения коэффициентов нефтеотдачи.

Яснополянская

залежь

нефти

Константиновской

площади

Батырбайского

месторождения

1

является сложнопостроенной, состоящей из 7 пластов, объединенных в один

объект разработки. На сегодняшний день залежь находится на 4 стадии

разработки,

характеризующейся

плавным

снижением

добычи

нефти

и

высокой обводненностью продукции.

При анализе эксплуатации добывающих скважин показал, что не все

запасы нефти были вовлечены в разработку.

Произведен анализ методов воздействия на призабойную зону пласта

терригенных

коллекторов,

применявшихся

на

ме сторождениях,

разрабатываемых

НГДУ

«Осинскнефть».

Были

выявлены

наиболее

эффективные

методы

воздействия

на

ПЗП

скважин.

Рекомендовано

применение одного из них

- ТБО - на скважинах яснополянской залежи

Константиновской площади, имеющих большой срок выработки остаточных

извлекаемых запасов нефти.

2

Раздел 2. Зарубежный опыт применения исследуемой

технологии на месторождениях.

Мировой

опыт

свидетельствует,

что

востребованность

современных

методов

увеличения

нефтеотдачи

растет,

их

потенциал

в

увеличении

извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство,

что

себестоимость

добычи

нефти

с

применением

современных

методов

увеличения

нефтеотдачи

по

мере

их

освоения

и

совершенствования

непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью

добычи нефти традиционными методами.

Средняя нефтеотдача пластов в мире составляет 25–40 %. Например, в

странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии – 24–27 %, в Иране –

16– 17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и

России – до 40%. Остаточные запасы нефти достигают в среднем 55–75 % от

первоначальных запасов ее в недрах.

Также

в

настоящее

время

увеличилось

число

месторождений

с

трудноизвлекаемыми

запасами.

Низкие

коэффициенты

нефтеотдачи

обусловливаются

недостатком

необходимых

технологий

разработки

труднодоступных залежей.

Исходя из этого, актуальной задачей в современном мире является

применение

новых

технологий

и

методов

повышения

нефтеотдачи

месторождений, на которых традиционными методами извлечь значительные

остаточные запасы нефти невозможно.

Во

всем

мире

с

каждым

годом

возрастает

интерес

к

методам

повышения

нефтеотдачи

пластов,

проводятся

лабораторные,

научные

и

полевые

исследования

для

выявления

наиболее

эффективных

способов

воздействия на пласт.

3

Одним

из

методов

ПНП

является

гидравлический

разрыв

пласта,

который долгое время считался нетрадиционным

методом

завершения

бурении газоконденсатных скважин, но за последние 10 лет он стал одним из

передовым

методом, с

помощью

которого

добывается

большая

часть

природного газа в США.

На

основе

самых

последних

данных EIA

(Служба

энергетической

информации США) оценивает, что на извлечение газоконденсата из скважин

гидравлическим разрывом приходится около двух третей от общей добычи

газоконденсата в США. Эта доля даже больше, чем доля нефти, добываемой

с

помощью

данного

метода,

в

котором

гидравлический

разрыв

плата

составляет около половины текущей добычи нефти США.

Гидроразрыв,

часто

в

сочетании

с

бурением,

включает

принудительную

закачку жидкости под

высоким

давлением

из

ствола

скважины в породу, пока она не разорвется.

Созданные искусственные трещины в плате увеличиваются, поскольку

жидкость разрыва под высоким давлением поступает в породу. Жидкость

разрыва

содержит

расклинивающий

наполнитель,

или

мелкие,

твердые

частицы ¾ проппант,

который

заполняет

расширяющиеся

трещины.

Когда

закачка прекращается, а давление снижается, пласт пытается принять свою

первоначальную

конфигурацию,

но

расклинивающий

агент

сохраняет

трещины открытыми. Это позволяет углеводородам течь из пласта породы в

ствол скважины, а затем на поверхность.

4

Раздел 3. Отечественный опыт применения исследуемой

технологии на месторождениях.

При

разработке

мероприятий,

направленных

на

совершенствование

процесса нефтеизвлечения, рассмотрены две задачи:

Увеличение

производительности

по

скважинам

с

большим

сроком

выработки (>18 лет) остаточных запасов нефти;

Вовлечение

в

разработку

не

охваченных

процессом

дренирования

извлекаемых запасов нефти по пластам с низким расчетным КИН.

Мероприятия

по

воздействию

на

призабойную

зону

скважин

яснополянской

залежи

для

увеличения

их

производительности

на

Константиновской площади не проводились в течение последних 5 лет.

Для

оценки

возможности

применения

тех

или

иных

методов

в о зд е й с т в и я

н а

п р и з а б о й н у ю

з о н у

п л а с т а

д л я

у в е л и ч е н и я

производительности скважин произведен анализ методов, использованных на

месторождениях, эксплуатируемых НГДУ «Осинскнефть» в период 1997-

1999 г.г. (яснополянские отложения).

Термобарообработка

Термобарообработка

(ТБО)

предназначена

для

восстановления

продуктивности нефтяных скважин путем комплексного теплового, ударно-

депрессионного

и

репрессионного

воздействия

на

прискважинную

зону

пласта в интервале перфорации.

За период 1997-1999 г.г. термобарообработка скважин применялась на

яснополянских залежах Рассветного, Шумовского и Сухобизярской площади

Баклановского месторождений.

На Рассветном месторождении ТБО проведена на 17 добывающих

скважинах.

Процент

эффективных

обработок

(увеличение

дебита

нефти

после обработки) составляет 88 %. После обработок дебит нефти возрастал в

5

среднем

в

2,4

раза,

а

рост

дебита

по

жидкости

в

среднем

в

2,2

раза.

Обводненность продукции в среднем уменьшилась на 7 %.

На Шумовском месторождении ТБО проведена в 7 скважинах. Во всех

скважинах

обработки

оказались

эффективными.

Рост

дебита

нефти

и

жидкости после обработок в среднем составил соответственно в 2,5 и 2,4

раза. Снижение обводненности продукции после ТБО незначительное (0,13

%).

На

Сухобизярском

поднятии

Баклановского

месторождения

ТБО

проведена в 2 скважинах. Обе обработки оказались эффективными. Дебит

нефти возрос в среднем в 2,8 раза, а жидкости в 3 раза. В одной скважине

процент воды возрос на 15 %, в другой не изменился.

Локальный гидроразрыв пласта

Локальный

ГРП

применяется

для

создания

л о ка л ь н ы х

(малопротяженных) трещин длиной до 15 метров.

Локальный

гидроразрыв

пласта

(ЛГРП)

в

период

1997

–1999

г.г.

проводился только на Рассветном месторождении (яснополянские отложения)

в

10

добывающих

скважинах.

Для

обработки

брались

скважины

с

обводненностью 10-25 %.

Во

всех

скважинах

проведение

ЛГРП

оказалось

эффективным.

Увеличение дебита нефти после ЛГРП произошло в среднем в 2,9 раза,

дебита

жидкости

в

2,6

раза.

Обводненность

продукции

уменьшилась

в

среднем на 5,7 %.

Термоимплозионная обработка

Термоимплозионная обработка (ТИО) применяется с целью повышения

производительности добывающих скважин путем совмещающего термо- и

имплозионного (создание депрессии) воздействия на пласт.

В

период

1997-1999

г.г.

ТИО

применялась

на

2

скважинах,

эксплуатирующих

яснополянские

отложения

Рассветного

месторождения.

Эффект получен только в одной скважине №268. Дебит по нефти и жидкости

вырос, соответственно, в 1,3 и 1,2 раза. Обводненность уменьшилась на 5 %.

6

В

скв

№262

произошло

снижение

дебита

нефти

в

1,1

раза

из-за

роста

обводненности на 10 %.

Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйная

перфорация

(ГПП)

обеспечивает

надежную

гидродинамическую

связь

скважины

с

пластом,

снижение

напряжений

и

увеличение размеров фильтрационной зоны, высокое совершенство вскрытия

и, в конечном счете, повышение нефтеотдачи пласта.

ГПП

в

период

1997-1999

г.г.

проводилась

на

двух

скважинах,

эксплуатирующих

яснополянскую

залежь

Асюльской

площади

Батырбайского месторождения. Скв №260. Обводненность до ГПП 65 %.

После обработки дебит нефти увеличился незначительно, зато обводненность

выросла на 3 %.

Скв №237. Обводненность до проведения ГПП 25 %. После обработки

дебит нефти вырос в 1,9 раза, при этом произошло снижение обводненности

на 5 %.

Акустическая виброобработка

Акустическая виброобработка (АВО) предназначена для обработки

призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин путем воздействия

на

них

акустическими

волнами

с

целью

интенсификации

притока

и

приемистости.

АВО

за

1997

–

1999

г.г.

для

обработки

яснополянских

отложений

применялось на 2 скважинах Баклановского месторождения (№296,№295) и 3

скважинах Шумовского месторождения (№25, №60, № 64). На скважине №

296 после обработки произошло снижение обводенности продукции на 9 %

без роста добычи нефти. В скв №295 после обработки произошло снижение

как

дебита

нефти

так

и

дебита

жидкости

в

среднем

в

2,5

раза

при

незначительном снижении обводненности.

В

скважинах

Шумовского

месторождения

после

проведения

АВО

никаких изменений не произошло.

ГПП+ГРП

7

Гидропескоструйная перфорация + гидроразрыв пласта в период 1997-

1999 г.г. проведен в 3 скважинах, эксплуатирующих терригенные отложения

яснополянского надгоризонта. Из них 2 скважины (№44, №61) на Шумовском

месторождении и 1 (№588) на Рассветном месторождении. Дебит нефти скв

588 до обработки составлял 2,2 т/сут (жидкости 2,6 т/сут). После обработки

скважина не дала притока. Скорее всего, причина в нарушении технологии.

В скв № 44 после воздействия произошло снижение дебита по нефти в

1,6 раза, а по жидкости в 2 раза. Эффективной оказалась обработка скв 61.

После воздействия дебит по нефти вырос в 6,5 раза, а по жидкости в 6 раз.

Обводненность снизилась на 4 % и составила 2%.

Соляно-кислотные обработки

СКО применяются для повышения производительности скважин путем

увеличения

проницаемости

призабойной

зоны

пласта

при

растворении

карбонатного цемента содержащемся в терригенных коллекторах, а так же

при вводе скважин в эксплуатацию с целью очистки ПЗП.

СКО

в

течение

1997

–

1999

годов

(терригенный

коллектор)

производилось

только

в

скв

№100

Благодатного

поднятия

Баклановского

месторождения. Скважина до обработки являлась высокобводненной (86,6

%).

После обработки произошел рост обводненности до 92 %, при этом

дебит нефти не изменился.

Таким

образом,

из

методов,

применяемых

для

воздействия

на

призабойную

зону

скважин,

эксплуатирующих

терригенные

отложения

яснополянских

залежей,

наибольшей

эффективностью

обладают

ТБО

и

ЛГРП. Рост дебита нефти при ТБО происходит в среднем в 2,4 раза, а при

ЛГРП в 2,9 раза. Средняя продолжительность работы с эффектом 350 суток

в том и другом случае. Однако при применении ЛГРП возникает вероятность

прорыва воды в скважину через образовавшуюся трещину, поэтому этот

метод применяют на скважинах с низкой обводненностью, не превышающей

8

25-30 %. Так как яснополянская залежь Константиновской площади является

высокообводненной, то применение ЛГРП нецелесообразно.

Заключение.

Эффективность

извлечения

нефти

из

нефтеносных

пластов

современными,

промышленно

освоенными

методами

разработки

во

всех

не фтедобывающих

ст ранах

на

с егодня шний

день

с ч и т а е т с я

неудовлетворительной,

притом

что

потребление

нефтепродуктов

во

всем

мире

растет

из

года

в

год.

Средняя

конечная

нефтеотдача

пластов

по

различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Например,

в

странах

Латинской

Америки

и

Юго-Восточной

Азии

средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США,

Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в

зависимости

от

структуры

запасов

нефти

и

применяемых

методов

разработки.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами

разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных

геологических запасов нефти в недрах.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий

нефтедобычи,

позволяющих

значительно

увеличить

нефтеотдачу

уже

разрабатываемых

пластов,

на

которых

традиционными

методами

извлечь

значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Таким образом мировой опыт свидетельствует, что востребованность

современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов

внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость

добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и

совершенствования

непрерывно

снижается

и

становится

вполне

сопоставимой

с

себестоимостью

добычи

нефти

традиционными

промышленно освоенными методами.

9

Список использованных источников

1.

Сургучев М. Л., Жданов С. А., Малютина Г. С. О надежности

применении

методов

повышения

нефтеотдачи

пластов

(на

основе

опыта

США). / Нефт. хоз-во.- 1981.- №7.- С. 70-77.- Библиогр.: 6 назв.

2.

Блинов

А.Ф.,

Дияшев

Р.Н.

Исследование

с о вм е с т н о

эксплуатируемых пластов. / М.: Недра, 1971. - 176 с.

3.

Сургучев

М.Л.

Вторичные

и

третичные

методы

увеличения

нефтеотдачи. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

10

ОТЗЫВ

руководителя НИР студента группы Рммз-17-2

Зайцева Николая Андреевича

За период прохождения НИР Зайцев Н.А. проявил себя как грамотный,

ответственный

и

дисциплинированный

специалист.

Продемонстрировал

умение обрабатывать и анализировать полученный материал.

В

ходе

НИР

Зайцев

Н,А.

провел

анализ

выработки

запасов

нефти

Батырбайского

месторождения,

а

также

изучил

существующие

методы

увеличения нефтеотдачи пластов.

Руководитель НИР:

Доцент, к.т.н. Копытов А.Г.

Магистрант: Зайцев Н.А.

11