МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра РЭНГМ

Научно-исследовательская работа №3

Тема:

«Применение методов увеличения нефтеотдачи на

Ватьеганском месторождении»

РУКОВОДИТЕЛЬ:

профессор, д.т.н.

___________ Сохошко С.К.

ВЫПОЛНИЛ:

студент группы РМмз-17-4

__________Коршунов Н.В.

Тюмень, 2019

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

2

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................................. 3

1.Физико-химические процессы, влияющие на эффективность технологии ....... 4

2.

Лабораторные и экспериментальные данные по исследованию эффективности

технологии ................................................................................................................. 10

3.

Математические методы прогнозирования процесса разработки .................... 13

4.

Прогнозирование процесса разработки с использованием исследуемой

технологии…………………………………………………………………………..15

Заключение ........................................................................................................ ……20

Список использованных источников ……………………………………………..22

ПРИЛОЖЕНИЯ ............................................................................................................

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

3

ВВЕДЕНИЕ

Целью выполнения научно-исследовательской работы №3 являлись сбор,

систематизация

и

анализ

теоретического

материала

по

теме

научного

исследования (магистерской диссертации).

В задачи работы входило: изучить физико-химические процессы, влияющие

на эффективность технологии, математические методы прогнозирования процесса

разработки,

лабораторные

и

экспериментальные

данные

по

исследованию

эффективности

технологии

и

спрогнозировать

процесс

разработки

с

использованием исследуемой технологии.

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.

Современные

методы

повышения

нефтеизвлечения

в

той

или

иной

степени

базируются на заводнении.

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

4

1.

Физико-химические процессы, влияющие на эффективность

технологии

Важным

условием

эффективного

применения

методов

увеличения

нефтеотдачи

пластов

является

правильный

выбор

объекта

для

метода

или,

наоборот, метода – для объекта.

Методы

увеличения

нефтеотдачи

основаны

на

следующих

изменениях

характеристик и условий нахождения нефти в пласте:

- снижение межфазного натяжения на границе нефть – вытесняющий

агент;

-

снижение

отношения

подвижностей

вытесняемого

и

вытесняющего

флюидов (за счет уменьшения вязкости нефти или подвижности вытесняющего

агента);

- перераспределение находящихся в пласте нефти, воды и газ с целью

консолидации запасов нефти.

Степень проявления этих эффектов, т.е. эффективность методов увеличения

нефтеотдачи

пластов,

определяется

прежде

всего

геолого-физическими

условиями их применения.

В

настоящее

время

не

существует

общепринятого

представления

о

характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах. Эта проблема

чисто фундаментальная. Однако остаточные запасы нефти в недренируемых

пластах и неохваченных водой пропластках хорошо изучены.

По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам

количественно распределены следующим образом:

1)

нефть,

оставшаяся в

слабопроницаемых

пропластках

и

участках,

не

охваченных водой – 27%;

2) нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%;

3) нефть, оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых

скважинами – 24%;

4) капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30%

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

5

Остаточная нефть (п.п. 1-3), которая не охвачена процессом заводнения

вследствии высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных

зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всех остаточных

запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить

нефтеотдачу

пласта

за

счет

этой

части

нефти

можно

в

результате

совершенствования

существующих

систем

и

технологий

разработки

и

так

называемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Остальная часть (п.4) остается в обводненых коллекторах вследствии их

микронеоднородности и может извлекатся только в результате воздействия на нее

различных физических и физико-химических процессов и явлений.

Остаточные

запасы

нефти

ввиду

макронеоднородности

пластов,

обусловлены

малой

или

нулевой

скоростью

фильтрации

нефти

в

слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, причем, это в большей

степени вызвано загрязнением, кольматацией призабойных зон при бурении и

нагнетании воды.

Главные

силы,

действующие

в

пласте,

насыщенном

двумя

или

более

подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие

силы.

Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз

давление порядка 0,01 – 0,3 МПа. Величина поверхностных сил определяется

смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размером пор

и поровых каналов.

Вязкостные

силы

(гидродинамическое

сопротивление)

пропорционально

вязкости нефти. В очень медленных процессах переформирования насыщенности

пластов нефти и водой незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси).

Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления,

численно

равный

разности

плотностей

нефти,

газа

и

воды.

Величина

этого

градиента может составлять 0,1 – 10 МПа/м. Его действие приводит к всплытию

воды в нефти или газа в нефти.

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

6

Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления,

вызывают

уменьшение

трещин

и,

следовательно,

способствуют

остаточной

нефтенасыщенности.

Критерии

применимости

методов

определяют

диапазон

благоприятных

свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение

метода

или

получение

наилучших

технико-экономических

показателей

разработки. Эти критерии определены на основе анализа технико-экономических

показателей применения метода, обобщения опыта его применения в различных

геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и

лабораторных исследований.

Для

изучения

литолого-петрофизической

характеристики

разреза,

физических

свойств

коллекторов

и

их

нефтенасыщенности

в

разведочных,

поисковых

и

эксплуатационных

скважинах

Ватьеганского

месторождения

проводился

отбор

кернового

материала.

Извлеченный

из

скважины

керн

подвергался макроскопическому описанию, а затем готовился к транспортировке,

для дальнейшего всестороннего исследования в лабораториях ЗАО «Нефтеком»,

ООО

«ЗапСибГЦ»,

ООО

«ТехГеопроект»,

лаборатории

физики

пласта

СибНИИНП

и

Центре

исследований

керна

и

пластовых

флюидов

ООО

«КогалымНИПИнефть».

Отбор

керна

проводился

преимущественно

с

помощью

керноотборных

снарядов «Недра», «Кембрий», «Секьюрити DBS», КИМ2-195/100 и КТД4С-172-

190/40.

Весь

отобранный

керн

увязывался

с

геолого-геофизической

характеристикой разреза скважин.

Керн отбирался во всех поисковых и разведочных скважинах, пробуренных

на месторождении, а также в некоторых эксплуатационных с целью изучения и

уточнения литолого-петрографических характеристик и коллекторских свойств

продуктивных пластов. На 01.01.2019 г. отбор кернового материала произведен из

296 скважин, из них 100 поисково-разведочных, 196 эксплуатационных. Проходка

с отбором керна составила 17 088,6 пог. м, вынос керна по данным бурения –

10 744,8 пог. м (62,9 %).

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

7

Физико-химическая

характеристика

пластовых

флюидов

Ватьеганского

месторождения по состоянию на 01.01.2019 представлена в таблице 1.1.

Параметры

По месторождению

Диапазон

значений

Среднее

значение

Свойства пластовой нефти

1. Давление пластовое, МПа

16,10-29,80

21,62

2. Температура пластовая,

0

С

57,0-97,0

72,2

3. Давление насыщения нефти газом, МПа

3,20-15,00

7,53

4. Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м

3

/т

21,19-118,82

50,30

5. Газовый фактор нефти при дифференциальном

(ступенчатом) разгазировании в рабочих условиях,

м

3

/т

15,36-113,7

45,06

6. Плотность нефти в условиях пласта, кг/м

3

726,0-856,0

803,3

7. Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с

0,59-8,20

2,25

8. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, *10

-

4

/МПа

5,35-18,14

11,06

9. Плотность растворенного газа в стандартных

условиях, кг/м3

- при однократном (стандартном) разгазировании

0,800-1,380

1,026

- при дифференциальном (ступенчатом)

разгазировании

0,726-1,059

0,840

10. Плотность дегазированной нефти в стандартных

условиях, кг/м

3

- при однократном (стандартном) разгазировании

830,0-890,0

858,6

- при дифференциальном (ступенчатом)

разгазировании

790,0-887,1

852,6

11. Пересчетный коэффициент, единиц

0,773-1,124

0,901

12. Количество исследованных глубинных проб

(скважин)

227(101)

Свойства дегазированной нефти

13. Плотность дегазированной нефти по

поверхностным пробам, кг/м

3

817,2-898,0

862,5

14. Вязкость дегазированной нефти по поверхностным

пробам, мм

2

/с:

- при 20

0

С

3,85-51,87

13,97

- при 50

0

С

2,06-15,38

5,60

15. Температура застывания дегазированной нефти,

0

С

-30,0-11,0

-4,3

16. Массовое содержание, %:

- серы

0,08-1,15

0,82

- смол силикагелевых

2,85-14,51

8,26

- асфальтенов

0,30-7,21

2,29

- парафинов

1,21-5,54

2,70

17. Содержание микрокомпонентов, г/т:

- ванадий

-

-

- никель

-

-

18. Температура начала кипения,

0

С

32,3-187,0

65,0

19. Фракционный состав (объемное содержание

выкипающих), %:

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

8

Продолжение таблицы 1.1

- до 100

0

С

0,2-16,0

5,1

- до 150

0

С

1,0-28,0

14,2

- до 200

0

С

1,0-36,0

24,0

- до 250

0

С

15,0-46,0

33,6

- до 300

0

С

32,0-59,0

46,0

20. Количество исследованных поверхностных проб

(скважин)

434(337)

Поверхностные пробы нефти отбирались из выкидной линии при работе

скважин на определенном режиме и соответствующем диаметре штуцера. По

результатам анализов поверхностных проб нефть Ватьеганского месторождения

характеризуется как сернистая (0,08 – 1,15), среднее составляет 0,82 %, смолистая

(2,85 –

14,51),

среднее

составляет 8,26

%, парафинистая (1,21-5,54),

среднее

составляет 2,70 %. Плотность нефти изменяется от 817,2 до 898,0 кг/м

3

и в

среднем составляет 862,5 кг/м

3

, средняя величина кинематической вязкости при

20

0

С – 13,97 мм

2

/с, при 50

0

С – 5,60 мм

2

/с и характеризуется как лёгкая,

маловязкая, со средним содержанием светлых фракций до 46,0 %.

Лабораторные

исследования

по

определению

упругих

динамических

характеристик и удельного электрического сопротивления на образцах горных

пород проводилось в Центре исследований керна и пластовых флюидов (далее по

тексту

ЦИКиПФ)

ООО

«КогалымНИПИнефть»,

на

установке

AutoLab

2000

американской

фирмы

NER.

Данная

установка

предназначена

для

получения

комплекса петрофизической информации в пластовых и атмосферных условиях.

Физико-химические

свойства

пластовых

флюидов

Ватьеганского

месторождения изучены на основании проведенных исследований глубинных и

поверхностных

(устьевых)

проб

нефти

и

растворенного

газа.

В

качестве

методического

обеспечения

работ,

использовались

положения

действующих

нормативных документов по исследованию глубинных проб пластовой нефти

(отраслевые стандарты ОСТ 153-39.2-048 2003 «Нефть. Типовое исследование

пластовых флюидов и сепарированных нефтей»).

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

9

Ежегодно, на месторождениях в России проводится 8-10 тыс. обработок

нагнетательных скважин с удельным технологическим эффектом 1,4-1,5 тыс. т

дополнительной нефти на одну операцию.

Во

многих

нефтяных компаниях

в последние

годы

основное внимание

уделяется

применению

таких

технологий,

как

гидроразрыв

пласта

(ГРП),

форсированный

отбор

жидкости

(ФОЖ),

зарезка

боковых

стволов,

бурение

горизонтальных

скважин.

Безусловно,

данные

технологии

имеют

высокую

технико-экономическую эффективность. Однако в условиях высокообводненных

пластов,

находящихся

на

поздней

стадии

разработки

и

характеризующихся

большой степенью выработки запасов, где эффективное использование указанных

методов

ограничено,

потокорегулирующие

технологии

воздействия

на

нагнетательный

фонд

скважин

позволяют

получить

высокие

результаты:

увеличить

коэффициент

извлечения

нефти

(КИН)

на

2-15

%

и

снизить

себестоимость добычи нефти в 1,2-2 раза.

В

последнее

время

некоторые

российские

нефтяные

компании

резко

уменьшили или остановили работы по применению на объектах, находящихся на

поздних стадиях разработки, химических технологий повышения нефтеотдачи

пластов. Потери в добыче нефти от этого компенсируются широкомасштабным

применением на объектах, находящихся на более ранних стадиях эксплуатации,

таких

методов,

как

ГРП,

зарезка

вторых

стволов,

бурение

горизонтальных

скважин. Кроме того, на старых объектах стали широко применяться ФОЖ и

другие

гидродинамические

методы.

В

связи

с

этим

большой

практический

интерес

стала

представлять

оценка

последствий

прекращения

проведения

на

объектах

работ

по

регулированию

фильтрационных

потоков

с

применением

химических композиций, закачиваемых в пласт в нагнетательные скважины, с

точки зрения добычи нефти.

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

10

2.

Лабораторные и экспериментальные данные по исследованию

эффективности технологии

На сегодняшний день, большинство нефтяных месторождений Западной

Сибири

находятся

на

завершающей

стадии

разработки,

проектный

фонд

полностью реализован, обводненность добываемой продукции высокая.

С учетом низких цен на нефть эксплуатация высокобводненных объектов в

настоящее время является малоэффективной для недропользователя, а проведение

различных

геолого-технических

мероприятий,

направленных

на

снижение

обводненности дорогостоящими.

Ватьеганское

месторождение

открыто

в

1971

году,

введено

в

промышленную эксплуатацию в 1983 г.

Проектирование

разработки

выполнено

на

базе

трехмерных

геолого-

гидродинамических моделей объектов и запасов, числящихся на госбалансе.

По

состоянию

на

01.01.2019

запасы

нефти

в

целом

по

месторождению

составляют: геологические С1 – 588,1 млн. т, С2 – 159,4 млн. т; извлекаемые С1 –

234,3 млн. т, С2 – 49,9 млн. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов – 63,2 %

при текущей обводненности 92,3 %, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения

– 0,213. Жидкости с начала разработки отобрано 931102 тыс. т, накопленный

водонефтяной фактор составил 3,4.

По

добывающим

скважинам

объект

АВ

6

выделяется

наибольшими

средними гидродинамическими параметрами: проницаемость – 55,5*10

-3

мкм

2

,

гидропроводность – 7,8 мкм

2

*см/(мПа*сек), коэффициенты продуктивности и

удельной

продуктивности

–

24,4

м

3

/(сут*МПа)

и

2,1

м

3

/(сут*МПа/м)

соответственно, среднее значение скин-фактора составило – 2,1.

Объект

АВ

7

2

выделяется

наименьшими

средними

гидродинамическими

параметрами:

проницаемость

–

4,3*10

-3

мкм

2

,

гидропроводность

–

2,2

мкм

2

*см/(мПа*сек), коэффициенты продуктивности и удельной продуктивности –

2,9 м

3

/(сут*МПа) и 0,4 м

3

/(сут*МПа/м) соответственно.

Объект АВ

1-3

характеризуется следующими средними гидродинамическими

параметрами:

проницаемость

–

17,2*10

-3

мкм

2

,

гидропроводность

–

7,1

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

11

мкм

2

*см/(мПа*сек), коэффициенты продуктивности и удельной продуктивности –

10,9 м

3

/(сут*МПа) и 1,1 м

3

/(сут*МПа/м) соответственно, среднее значение скин-

фактора составило – 0,0.

Объект АВ

7

1

характеризуется следующими средними гидродинамическими

параметрами:

проницаемость

–

27,1*10

-3

мкм

2

,

гидропроводность

–

5,2

мкм

2

*см/(мПа*сек), коэффициенты продуктивности и удельной продуктивности –

14,2 м

3

/(сут*МПа) и 0,7 м

3

/(сут*МПа/м) соответственно, среднее значение скин-

фактора составило – 0,8.

Объект АВ

8

характеризуется следующими средними гидродинамическими

параметрами:

проницаемость

–

24,0*10

-3

мкм

2

,

гидропроводность

–

8,1

мкм

2

*см/(мПа*сек), коэффициенты продуктивности и удельной продуктивности –

13,0 м

3

/(сут*МПа) и 1,5 м

3

/(сут*МПа/м) соответственно, среднее значение скин-

фактора составило – 1,6.

Объект

АВ

8

-БВ

1-2

характеризуется

следующими

средними

гидродинамическими

параметрами:

проницаемость

–

8,1*10

-3

мкм

2

,

гидропроводность – 3,2 мкм

2

*см/(мПа*сек), коэффициенты продуктивности и

удельной

продуктивности

–

5,8

м

3

/(сут*МПа)

и

0,7

м

3

/(сут*МПа/м)

соответственно, среднее значение скин-фактора составило – (-0,4).

Объект БВ

1-2

характеризуется следующими средними гидродинамическими

параметрами:

проницаемость

–

17,3*10

-3

мкм

2

,

гидропроводность

–

3,1

мкм

2

*см/(мПа*сек), коэффициенты продуктивности и удельной продуктивности –

7,5 м

3

/(сут*МПа) и 1,3 м

3

/(сут*МПа/м) соответственно, среднее значение скин-

фактора составило – 0,2.

Объект БВ

6

характеризуется следующими средними гидродинамическими

параметрами:

проницаемость

–

44,8*10

-3

мкм

2

,

гидропроводность

–

11,1

мкм

2

*см/(мПа*сек), коэффициенты продуктивности и удельной продуктивности –

23,6 м

3

/(сут*МПа) и 1,6 м

3

/(сут*МПа/м) соответственно, среднее значение скин-

фактора составило – 1,2.

Объект ЮВ

1

характеризуется следующими средними гидродинамическими

параметрами:

проницаемость

–

7,0*10

-3

мкм

2

,

гидропроводность

–

3,6

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

12

мкм

2

*см/(мПа*сек), коэффициенты продуктивности и удельной продуктивности –

8,8 м

3

/(сут*МПа) и 2,0 м

3

/(сут*МПа/м) соответственно, среднее значение скин-

фактора составило – (-2,8).

Рисунок 1.1 – Распределение средних значений проницаемости и

гидропроводности по основным объектам. Добывающие скважины

Рис 1.2 – Распределение средних коэффициентов продуктивности и

удельной продуктивности по основным объектам. Добывающие скважины

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

13

3.

Математические методы прогнозирования процесса разработки

Высокую достоверность получаемой информации имеют математические

методы

прогнозирования.

При

прогнозировании

наибольшее

распространение

получили методы математической экстраполяции, экономико-статистического и

экономико-математического моделирования.

Методы

математической

экстраполяции позволяют

количественно

охарактеризовать

прогнозируемые

процессы.

Он

основан

на

изучении

сложившихся

в

прошлом

закономерностей

развития

изучаемого

явления

и

распространения

их

на

будущее.

Экстраполяция

в

прогнозировании

осуществляется с помощью выравнивания статистических рядов вне их связи с

другими рядами, влияние которых учитывается в усредненном виде лишь на

основе опыта прошлого. Наиболее достоверны результаты прогнозирования при

соотношении продолжительности предшествующего периода (ретроспекции) и

периода упреждения (проспекции).

Методы и приемы математической статистики, теории вероятности дают

возможность

использовать

широкий

круг

функций

для

прогнозирования

необходимого показателя во времени.

Для применения данного метода необходимо иметь продолжительный ряд

показателей

за

прошедшей

период.

Данная

информация

изучается

и

обрабатывается.

Фактический

временной

ряд

выравнивается

путем

статистического

подбора

аппроксимирующей

функции.

Далее

разрабатывают

гипотезы изменения объекта в прогнозный период упреждения и формализуют их

в

виде

количественных

тенденций.

При

этом

значения

показателей

можно

прогнозировать не только на конец прогнозного срока, но и на промежуточных

этапах.

Наиболее

часто

применяются

при

прогнозировании

экономико-

статистические модели. Данный метод позволяет научно обосновать показатели и

нормативы,

используемые

при

планировании.

На

основе

их

рассчитывают

урожайность сельскохозяйственных культур, продуктивность животных, выход

продукции с сельскохозяйственных земель и т.д.

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

14

Экономико-статистической

моделью

называют

функцию,

связывающую

результативный

и

факторные

показатели,

выраженную

в

аналитическом,

графическом, табличном виде, построенную на основе массовых данных. Такие

функции

называют

производственными,

так

как

они

описывают

зависимость

результатов производства от имеющихся факторов.

В

результате

применения

экономико-статистической

модели,

выбраны

скважин, по которым был получен положительный эффект, выявлены следующие

критерии подбора первоочередных – скважин кандидатов для применения МУН:

1.

Геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания

и

толщины

нефтенасыщенного

пласта),

параметры

и

особенности

нефтесодержащего

коллектора

(насыщенность порового

пространства

пластовыми жидкостями, условия залегания) и другие;

2.

Технологические (размер оторочки, концентрация агентов в растворе,

размещение скважин, давление нагнетания и т. д.);

3.

Материально-технические

(обеспеченность

оборудованием,

химическими реагентами, их свойства и др.)

Следуя

данным

критериям,

были

подобраны

скважин

–

кандидаты

на

Ватьеганском месторождении для применения тех или иных методов увеличения

нефтеотдачи.

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

15

4.

Прогнозирование процесса разработки с использованием исследуемой

технологии

Потокоотклоняющие

технологии

применяются

для

перераспределения

сложившихся

фильтрационных

потоков,

происходящего

в

результате

выравнивания

профиля

приемистости

и

изоляции

водопромытых

интервалов.

Необходимость

использования

таких

технологий

определяется

значительной

неоднородностью

коллектора

по

проницаемости,

высокой

степенью

расчлененности объекта, высокой обводненностью добывающих скважин.

Потенциальный

фонд

для

внедрения

ФХМУН

оценивался

исходя

из

критериев

применимости химических технологий

и

критериев

формирования

участков.

Выявлялись

зоны

с

опережающим

обводнением,

обусловленным

прорывами

воды

от

нагнетательных

скважин,

формировались

потенциальные

участки для ФХМУН с учетом плотности текущих остаточных запасов нефти,

текущего состояния разработки, результатов исследований скважин.

Формирование системы ППД на Ватьеганском месторождении начато с 1983

г. На 01.01.2019 г. нагнетательный фонд насчитывает 1039 скважин, из них 185

скважин ограничены штуцером. Средняя обводненность по месторождению на

01.01.2019 г. составляет 92,3 %, дебит нефти – 6,8 т/сут, дебит жидкости – 87,77

т/сут.

Рекомендуется

применение

ФХМ

ПНП

для

регулирования

процесса

заводнения, сдерживания роста/снижения обводненности продукции добывающих

скважин,

извлечения

остаточных

подвижных

запасов

нефти

за

счет

перераспределения

фильтрационных

потоков

в

пласте

в

зоны

с

меньшей

проницаемостью за счет образования потокоотклоняющего экра-на в пласте.

Обязательными условиями проведения обработки являются:

- неравномерность профиля приемистости нагнетательной скважины;

- наличие гидродинамической связи между скважиной-кандидатом для ФХВ

и реагирующими скважинами;

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

16

-

стабильная

работа

нагнетательной

скважины

в

период

ФХВ,

с

приемистостью на момент проведения операции не менее 70 м

3

/сут. для объекта

ЮВ

1

1

и не менее 150 м

3

/сут, для объектов АВ, БВ;

- герметичность э/к и отсутствие ЗКЦ.

На Ватьеганском месторождении в 2019 году рекомендовано 160 скважин

под

обработки

потокоотклоняющими

технологиями,

а

с

учетом

проведения

повторных обработок - 241 скважинно-операция (таблица 1.2). Стоит отметить,

что

некоторые

участки

выделяются

ростом

обводненности

продукции,

но

вследствие

технологического

режима

работы

добывающих

и

нагнетательных

скважин

(приемистость,

дебит

по

жидкости,

техническое

состояние

или

геологическое строение разреза) не попадают под критерии для проведения ХМ

ПНП. Ожидаемая дополнительная добыча нефти от реализации программы ФХ

МУН 2019 года составляет 117,520 тыс. т, удельная эффективность - 737 т/скв-

опер.

Таблица 1.2 – Планируемое распределение ФХ МУН на нагнетательном

фонде Ватьеганского месторождения по технологиям

Технология

Объекты

Количество

обработок

Доп.

добыча,

тыс. т

Удельный

эффект,

тыс.

т/скв.-

опер.

Гелеобразующие на

основе ПАА

Среднетемпературные

(АВ, БВ)

56

37,600

671

Осадко-

гелеобразующие на

основе ПАА

136

113,770

837

Эмульсионно-

суспензионные (ЭСС)

11

9,360

851

Термотропные

гелеобразующие (РВ-

3П-1, РВ-3П-1МС,

ТермоГОС и т.д.)

Высокотемпературные

(ЮВ)

16

7,200

450

Термотропные

осадкообразующие

(СОТ-12)

22

9,590

436

Итого по месторождению

241

177,520

737

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

17

Поскважинная

программа

может

быть

скорректирована,

поскольку

на

текущий момент сложно спрогнозировать работу отдельных скважин на более

длительный

срок,

к

тому

же

с

учетом

других

видов

ГТМ

(БВС,

ГРП,

реперфорация, ОПЗ, оптимизация ГНО), динамика основных технологических

показателей скважин одного участка может значительно измениться.

Всего

за

ближайшие

2

года

предполагается

проведение

540

скважинно-

операций, за счет которых планируется получить 396,890 тыс. т дополнительной

добычи нефти.

На текущий момент основным объектом применения ГРП на Ватьеганском

месторождении является объект АВ

1-3

.

В условиях тонких глинистых перемычек, отделяющих нефтенасыщенную

зону от водонасыщенной или обводненной, для интенсификации добычи нефти

существует необходимость применения технологий ГРП, нацеленных на контроль

роста

трещины

по

высоте

(Применение

линейных

гелей,

комбинированных

закачек, маловязких гелей, бесполимерных жидкостей ГРП).

В условиях высокой расчлененности и неоднородности по проницаемости

остается актуальным вопрос неравномерной выработки и вовлечения в работу

ранее недренируемых запасов. В последние годы активно проводятся работы по

поиску

оптимальных

способов

селективного

воздействия

на

целевой

объект

(пласт) при отсутствии или недостаточно выраженных глинистых перемычек

между

обводненными

высокопроницаемыми

пропластками

и

целевыми

интервалами. Одним из таких способов является выполнение сопутствующих ГРП

ремонтно – изоляционных работ в интервалах с признаками опережающих темпов

обводнения,

с

последующей

интенсификацией

методом

ГРП

на

основе

маловязких и линейных гелей.

Кроме

неравномерной

выработки

и

обводнения

целевых

пластов

на

Ватьеганском

месторождении

существует

проблема

негерметичности

эксплуатационной

колонны

(НЭК).

На

текущий

момент

по

этой

причине

в

бездействии находится более 100 скважин, и с каждым годом их количество

увеличивается. Данный фонд скважин обладает потенциалом для проведения

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

18

категории

ремонтов

по

изоляции

негерметичности

(РИР

НЭК

спуском

эксплуатационной колонны меньшего диаметра) и последующим проведением

ГРП.

Подобный

вид

ремонта

является

длительным

и

дорогостоящим

мероприятием

и

также

несет

в

себе

ряд

рисков.

В

том

числе,

помимо

вышеупомянутых

геологических

рисков,

появляются

технологические,

в

частности, ограничение по глубине спуска ГНО, что накладывает ограничения на

потенциальный дебит жидкости после ГРП.

На объекте АВ8 существует потенциал для приобщения и проведения ГРП на

ранее

не

вовлеченных

в

разработку

пропластках,

как

правило,

характеризующихся низкими значениями ФЕС.

ГРП на скважинах объекта ЮВ

1

проводится при снижении дебита жидкости

и при отсутствии высоких темпов обводнения.

На период 2018-2020 гг. предложен список из 110 скважин-кандидатов по

объектам

АВ

1-3

,

АВ

7

,

АВ

8

,

БВ

1

и

ЮВ

1

,

а

также

прогноз

показателей

эффективности ГРП.

Средние значения ожидаемых показателей эффективности ГРП по объектам

представлены в таблице (таблица 1.3), значения дополнительной добычи нефти с

учетом переходящего эффекта (таблица 1.4).

Таблица 1.3 – Средние значения ожидаемых показателей эффективности ГРП

в период 2018-2020 гг.

Год

Объект

ГРП

Количество

ГРП, ед.

Прирост дебита нефти

после ГРП, т/сут

Средняя доп.добыча

нефти, тыс.т/скв.

2018

АВ1-3

33

4.5

1.15

ЮВ1

2

4

0.83

2019

АВ1-3

29

4.7

1.22

АВ8

8

5.1

1.38

ЮВ1

1

5.3

1.68

2020

АВ1-3

31

4.5

0.61

АВ8

2

5.3

0.76

АВ7

1

4.4

0.59

БВ1

1

8.0

1.26

ЮВ1

3

5.3

0.76

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

19

Таблица 1.4 – Прогнозные значения дополнительной добычи нефти за счет

ГРП 2018-2020 гг. с учетом переходящего эффекта по объектам Ватьеганского

месторождения

Объект

Параметр \ Год

2018

2019

2020

Итого

АВ1-3

Кол-во ГРП, ед.

33

29

31

93

Доп. добыча нефти с переход. эффектом, тыс. т

20.33

36.28

35.36

91.97

АВ7

Кол-во ГРП, ед.

-

-

1

1

Доп. добыча нефти с переход. эффектом, тыс. т

-

-

0.59

0.59

АВ8

Кол-во ГРП, ед.

-

8

2

10

Доп. добыча нефти с переход. эффектом, тыс. т

-

5.78

6.8

12.58

БВ1

Кол-во ГРП, ед.

-

-

1

1

Доп. добыча нефти с переход. эффектом, тыс. т

-

-

1.26

1.26

ЮВ1

Кол-во ГРП, ед.

2

1

3

6

Доп. добыча нефти с переход. эффектом, тыс. т

1.04

1.37

3.19

5.6

Итого

Кол-во ГРП, ед.

35

38

38

111

Доп. добыча нефти с переход. эффектом, тыс. т

21.36

43.44

47.2

112.0

По предложенным скважинам средний ожидаемый дебит нефти после ГРП

составляет 4,6 т/сут, дополнительная добыча нефти за 1 год после ГРП – 0,64 тыс.

т/скв., за время эффекта – 1,01 тыс. т/скв.

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

20

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, в результате анализа теоретического материала по теме

научного исследования (магистерской диссертации) можно сделать вывод, что за

последние 10 лет утвержденные проектные решения по применению методов

увеличения нефтеотдачи на Ватьеганском месторождении выполняются в полном

объеме.

Всего за ближайшие 2 года предполагается проведение 540 скважинно-

операций, за счет которых планируется получить 396,890 тыс. т дополнительной

добычи нефти.

Эксплуатация

высокообводненных

и

малодебитных

скважин

ухудшает

экономические показатели эксплуатации объектов и является малоэффективной

для недропользователя, а применение мероприятий, таких как запуск скважин в

эксплуатацию после длительного простоя, на объектах, находящихся на поздней

стадии разработки, позволяет сократить рост неработающего фонда скважин,

снизить обводненность

и

увеличить дебит нефти, улучшить

технологические

показатели работы участков, не дает возможности вернуться к уже достигнутым

ранее показателям после первичного воздействия.

Высокую

достоверность

получаемой

информации

позволяют

получить

применение

математических

методов

прогнозирования.

При

прогнозировании

наибольшее распространение получили методы математической экстраполяции,

экономико-статистического и экономико-математического моделирования.

Многочисленные

исследования

подтверждают:

чем

позднее

будет

осуществляться

корректировка

системы

разработки

методами

увеличения

нефтеотдачи пластов, тем ниже промысловые результаты. При этом необратимо

ухудшаются

не

только

текущие

технико-экономические

показатели,

но

и

снижается экономически оправданная нефтеотдача по сравнению с потенциально

достигаемой при использовании новых технологий. Для этого в первую очередь

необходимо

определить

участки

пласта,

характеризующиеся

устойчивой

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

21

тенденцией

снижения

добычи

нефти

и

роста

обводненности

добываемой

продукции.

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

22

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.

1.

Протокол

№

4783

от

17.12.2009

г.

заседания

нефтяной

секции

Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР

Роснедра).

2.

Протокол

№

1860-дсп

от

27.02.2009

г.

заседания

Государственной

комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ Роснедра).

3.

Об

утверждении

требований

к

структуре

и

оформлению

проектной

документации

на

разработку

месторождений

углеводородного

сырья:

Приказ

МПР

и

экологии

РФ

от

8.07.2010

г.

№

254//

Справочно-правовая

система

«Гарант»: [Электронный ресурс] / НПП «Гарант-Сервис».

4.

Юшков И.Р., Хижняк Г.П, Илюшин П.Ю. Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений : учеб.-метод. пособие / – Пермь : Изд-во

Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – 177с.

5.

Гнездов, A.B. Краткий анализ технологий и результатов гидроразрыва

пласта Текст. / A.B. Гнездов, Р.Ф. Ильгильдин // Нефтепромысловое дело. - 2008.-

№ 11.-С. 78-80.

6.

Регламент

комплексного

контроля

за

разработкой

нефтяных

и

газонефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / «ЛУКОЙЛ-

Западная Сибирь» - Когалым, 2001 г.

7.

Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти: учебник для вузов. –

М.: Альянс, 2005. – 510с.

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

23

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПЛАН МАГИСТРАНТА

по выполнению научно-исследовательской работы №3

ФИО: Коршунов Никита Вадимович

Индивидуальный рабочий план магистранта по НИР №3 (форма)

Дата

Основные виды деятельности

15.02.2019 -

25.02.2019

1.

Физико-химические

процессы,

влияющие

на

эффективность технологии

05.03.2019-

30.03.2019

2.

Лабораторные и экспериментальные данные по

исследованию эффективности технологии

09.04.2019-

28.04.2019

3.

Математические

методы

прогнозирования

процесса разработки.

04.05.2019-

30.05.2019

4.

Прогнозирование

процесса

разработки

с

использованием исследуемой технологии.

Научный руководитель _______________________/ Сохошко С.К.

Магистрант ____________________/ Коршунов Н.В.

Коршунов

Никита

Вадимович

,

РМмз

– 17-4

Отчет

о

НИР

: «

Применение

методов

увеличения

нефтеотдачи

на

Ватьеганском

месторождении

»

Руководитель

:

профессор

,

д

.

т

.

н

.

Сохошко

С

.

К

.

24

ОТЗЫВ

о результатах выполнения научно-исследовательской работы №3 студента

группы РМмз-17-4 Коршунова Н.В.

В ходе выполнения научно-исследовательской работы, пройденной на базе

университета, студент выполнил сбор, систематизацию и анализ теоретического

материала по выбранной теме

,

изучил физико-химические процессы, влияющие на

эффективность технологии, математические методы прогнозирования процесса

разработки,

анализировал

лабораторные

и

экспериментальные

данные

по

исследованию

эффективности

применяемой

технологии

и

спрогнозировал

процесс разработки с использованием исследуемой технологии.

Подготовленная научно-исследовательская работа полностью соответствует

всем требованиям, изложенным в образовательных стандартах, и заявленной теме

исследования в целом, работа заслуживает оценки «отлично».

Научный руководитель магистерской диссертации

профессор, д.т.н. Сохошко С.К. ________________