ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТМ НА СКВАЖИНАХ МОРТЫМЬЯ-

ТЕТЕРЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Соловьева А.В.

Тюменский индустриальный университет, г.Тюмень

На

любом

нефтяном

месторождении

в

период

эксплуатации

проводятся работы на скважинах с целью регулирования его разработки и

поддержания

целевых

уровней

добычи

нефти.

Этот

комплекс

работ

называется

геолого-технические

мероприятия

(далее

ГТМ),

за

счет

проведения которых нефтедобывающие компании обеспечивают выполнение

проектных показателей разработки месторождений.

ГТМ качественно отличаются от прочих мероприятий на нефтяных

скважинах тем, что в результате их реализации может наблюдаться прирост

добычи нефти. Вопрос о том, какие мероприятия относятся к ГТМ, а какие

нет,

решается

в

каждой

нефтяной

компании

индивидуально.

Если

рассматривать

весь

перечень

работ

производимых

на

скважине,

то

они

делятся на капитальный и текущий ремонт.

Мортымья-Тетеревское месторождение введено в разработку в 1966

году. Добыча нефти с начала разработки на 01.01.2018 составила 88,4 млн. т,

текущий

коэффициент

нефтеизвлечения

–

0,448,

отбор

от

начальных

извлекаемых запасов – 88,7 %, текущая обводненность продукции – 98,0 %,

плотность

сетки

скважин

–

26,3

га/скв.

Таким

образом,

месторождение

находится на поздней стадии разработки. В целях поддержания пластового

давления на месторождении осуществляется закачка воды. В пласты с начала

разработки закачано 611015,1 млн. м

3

воды, отбор жидкости компенсирован

на 110,8 %. Объем закачки с начала года составил – 15566,7 тыс. м

3

, текущая

компенсация – 93,3 %.

C

начала

разработки

на

Мортымья-Тетеревском

месторождении

применялись различные геолого-технические мероприятия по повышению

нефтеотдачи

пластов.

Объемы

и

виды

применяемых

технологий

определялись исходя из структуры запасов нефти месторождения.

Очевидно,

что

при

подборе

вида

ГТМ

вопрос

их

эффективности

выносится на первый план и является одной из основ целесообразности всего

проекта

по

добыче

нефти.

С

этой

целью

перечень

ГТМ

планируется

и

уточняется

при

разработке

бизнес-планов

любого

нефтедобывающего

предприятия

и

в

процессе

их

реализации

подвергается

планомерной

коррекции и уточнению по мере поступления актуальной информации по

объемам добычи с месторождения. Именно этот процесс во многом оказывает

влияние на успешность реализации проектов нефтедобычи и эффективности

экономической деятельности предприятия в целом.

Логично

предположить,

что

существует

производственная

необходимость в оценке методов и критериев эффективности ГТМ. Несмотря

на

публикацию

нескольких

руководящих

документов,

регламентирующих

подходы к оценке эффективности ГТМ, не существует однозначного мнения о

том,

какие

методы

считать

эффективными:

те,

которые

имеют

положительный общий эффект, или те, которые позволяют достичь эффекта

за счет увеличения нефтеотдачи, либо за счет интенсификации добычи нефти.

Учитывая значительные объемы проведения ГТМ на месторождениях

России,

следует

признать,

что

даже

небольшие

закономерные

ошибки

в

построении базового уровня добычи нефти могут привести к неадекватной

интерпретации

эффективности,

искаженному

подбору

и

планированию

оптимальных ГТМ и, как следствие, сопровождаться большим материальным

ущербом для нефтяной компании.

Среди

всего

разнообразия

методов

оценки

технологической

эффективности различных ГТМ, а также методов повышения нефтеотдачи

пластов, как в России, так и за рубежом выделялись экстраполяционные

методы, или методы характеристик вытеснения нефти водой. В основу этих

методов заложено построение базового уровня добычи нефти, при условии,

если

бы

ГТМ

не

проводились,

путем

экстраполяции

предыстории

и

сравнения этого уровня с фактической добычей нефти при проведении ГТМ.

На

данный

момент

как

отечественные,

так

и

зарубежные

авторы

представляли множество различных видов характеристик вытеснения или

аппроксимаций кривой добычи нефти от добычи жидкости или времени,

дающих

существенно

различные

оценки

эффекта

от

ГТМ

не

только

в

количественном,

но,

что

очень

важно

в

современных

экономических

условиях, и в качественном плане.

Наиболее

общим

можно

считать

гиперболический

метод

Арпса,

поскольку

из

него

с

помощью

математических

преобразований

можно

вывести многие другие зависимости. При анализе результатов зарубежных

исследований

и

научных

публикаций

можно

сделать

вывод

о

том,

что

практическая

реализация

метода

Арпса

не

всегда

успешна,

поскольку

базируется

на

построении

бидифференциальных

весьма

немонотонных

зависимостей

обводненности

продукции

или

дебита

нефти

или

требует

использования

трудоемких

численных

методов,

не

всегда

дающих

однозначные решения.

В

связи

с

этим

в

методиках

нефтяных

компаний

используются

различные

комбинации

наиболее

известных

и

наиболее

простых

двухпараметрических

зависимостей.

Многопараметрические

зависимости,

как

правило,

широко

не

используются,

так

как

они

более

сложны

в

реализации, но, с другой стороны и более надежны, поскольку позволяют

адаптироваться к условиям конкретных скважин.

Если рассматривать практическую деятельность нефтяных компаний по

оценке производительности, то можно отметить, что даже применительно к

одной скважине в различные периоды времени наиболее точными могут быть

различные аппроксимационные зависимости. Необоснованное применение

только

одной

зависимости

на

месторождениях

с

различными

геолого-

физическими

свойствами

и

особенностями

разработки

связано

с

определенным риском. Именно поэтому в методиках нефтяных компаний

расчет ведется по нескольким аппроксимационным зависимостям и из них,

как правило, по величине коэффициента корреляции, выбирается наиболее

точная оценка.

Анализ

этих

методик

позволяет

выделить

ряд

принципиальных

вопросов,

неоднозначность

решения

которых

на

практике

приводит

к

получению не только количественно, но и качественно противоположных

оценок

эффективности

ГТМ,

а

следовательно,

к

разной

трактовке

целесообразности их применения.

Абсолютная

дополнительная

добыча

нефти,

полученная

после

применения ГТМ, оценивается общим эффектом, представляющим сумму

эффекта за счет проведения ГТМ и эффекта за счет изменения коэффициента

эксплуатации скважин. Эффект ГТМ есть сумма эффекта за счет снижения

обводненности

или

увеличения

нефтеотдачи

и

эффекта

за

счет

интенсификации

добычи

жидкости.

Эффективными

считаются

те

ГТМ,

которые

имеют

положительный

эффект

от

их

проведения.

При

этом

эффективными могут быть ГТМ, обеспечивающие не только прирост добычи

нефти, но и снижение темпа ее падения. Более приоритетными считаются

ГТМ, имеющие положительный эффект от их проведения и положительный

эффект

за

счет

снижения

обводненности

продукции.

Помимо

указанных

показателей эффективности рассчитываются объем дополнительно добытой

попутной воды, дебиты нефти и жидкости, обводненность продукции, темп

снижения дебита нефти до и после проведения ГТМ.

ГТМ проводятся также и на нагнетательном фонде скважин, здесь

можно отметить такие виды работ, как очистка забоя скважины, обработка

призабойной зоны с целью увеличения приемистости и/или выравнивания

профиля приемистости, работы по ликвидации непроизводительной закачки

(негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков) и т.п.

Эффект от ГТМ, проводимых на нагнетательных скважинах, как правило,

рассчитывается

не

в

целом

по

участку

воздействия,

а

суммированием

эффектов, рассчитанных по каждой реагирующей скважине. Независимо от

вида все ГТМ, проведенные на месторождении, подлежат учету и оценке. По

каждому

ГТМ

оценивается

дополнительная

добыча

нефти

и

продолжительность достигнутого эффекта.

Оценка эффективности ГТМ на скважинах на Мортымья-Тетеревского

месторождения проводилась по результатам геолого-технологической модели

месторождения.

Подобные

модели

характеризуются

комплексным

совместным использованием геологических и гидродинамических моделей

пласта.

Использовалась

двухфазная

модель

фильтрации,

в

которой

рассматриваются два фильтрующихся флюида: вода, нефть – без учета их

реального компонентного состава (black oil model).

В работе рассмотрено два варианта разработки, анализируемый период

15 лет (2017-2031гг.). Из расчетов исключены следующие виды ГТМ: бурение

новых скважин, ФХ МУН, НЗ.

В а р и а н т

б а з о в ы й -

предполагает

продолжение

разработки

месторождения

действующим

на

01.01.2017

г.

фондом

скважин

при

существующих режимах эксплуатации залежей (при этом учтены фактически

пробуренные 7 БВС в 2017 году). Общий действующий фонд скважин – 398,

в т.ч. 252 добывающих и 146 нагнетательных.

Вариант с ГТМ – предусматривает проведение ГТМ по оптимизации

системы заводнения. Общий действующий фонд скважин – 395, в т.ч. 251

добывающих и 144 нагнетательных.

Программа ГТМ на нагнетательном фонде предполагает:



ОППД – 4 скв./опер.;



РИР – 2 скв./опер.;



ремонт скважин (запуск в работу) – 5 скв./опер.;



дострелы/реперфорация – 6 скв./опер.;



изменение режима работы – 46 скв./опер.;



остановка низкоэффективных скважин – 15 скв./опер (на

01.05.2017 остановлены 4 скв.).

Программа ГТМ на добывающем фонде предполагает:



БВС – 7 скв. (факт 2017 года);



ГРП – 2 скв./опер.;



РИР – 3 скв./опер.;



запуск в работу – 3 скв./опер.;



остановка (под ОППД) – 1 скв./опер.;



остановка низкоэффективных скважин – 3 скв./опер.

Сопоставление основных технологических показателей по вариантам

разработки представлены на рисунке 1.

Рисунок 1 – Динамика основных технологических показателей по

вариантам разработки

Успешными геолого-технологическими мероприятиями, как правило,

являются ГРП, забуривание боковых стволов, кислотные обработки

призабойных зон скважин, применение потокоотклоняющих технологий. Все

эти технологии рекомендуются к применению.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.

Андронов

Ю.В.,

Стрекалов

А.В.

Исследование

применения

ансамблей

нейронных

сетей

для

повышения

качества

решения

задач

регрессии. Нефтегазовое дело. 2015. 13(1), С. 50-55.

2.

Иванов

А.В.,

Стратов

В.Д.,

Стрекалов

А.В.

Оптимизация

технологических

режимов

добычи

газоконденсата

на

Бованенковском.

Современные проблемы науки и образования. 2015. № 1.

3.

Андронов

Ю.В.,

Мельников

В.Н.,

Стрекалов

А.В.

Оценка

прогнозирующих способностей многослойного персептрона с различными

функциями

активации

и

алгоритмами

обучения.

Геология,

геофизика

и

разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. -№9, – С. 18-20.

4. Морозов В.Ю., Стрекалов А.В. Технология регулирования систем

поддержания

пластового

давления

нефтяных

промыслов

(монография).

Санкт-Петербург Недра. 2014.

5.

А.В.

Стрекалов,

А.В.

Саранча.

Результаты

применения

моделей

вычислительного комплекса немезида-гидрасим на пластах Ван-Еганского

месторождения Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2016. № 1.

С. 74-85.

6.

Стрекалов

А.В.,

Хусаинов

А.Т.,

Грачев

С.И.

Стохастико-

аналитическая

модель

гидросистемы

продуктивных

пластов

для

исследования

проводимостей

между

скважинами.

Научно-технический

журнал «Известия вузов. Нефть и газ». 2016. №.4-С.37-44.

7.

Стрекалов

А.В.,

Саранча

А.В.

Применение

нелинейных

законов

фильтрации природных поровых коллекторов в гидродинамических моделях

фундаментальные исследования. № 11/2015. Часть 6. 1114–1119 c

8.

Грачев

C.И.,

Cтрекалов

А.В.,

Cаранча

А.В.

Особенности

моделирования

трещинопоровых

коллекторов

в

свете

фундаментальных

проблем гидромеханики сложных систем. Фундаментальные исследования.

№ 4 (часть 1) 2016, стр. 23-27.

9. Глумов Д.Н., Стрекалов А.В. критерии оценки и развития режима

течения многофазной системы для численных гидродинамических моделей.

© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2016. No 6. с 117–197