Тема: «МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА НА

ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ»

Лутошкин Егор Павлович

Магистрант кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений,

Тюменский индустриальный университет, Институт геологии и

нефтегазодобычи, г. Тюмень, Российская Федерация. Место работы: ООО

«РН-Юганскнефтегаз»

Анотация: В статье рассматриваются методы увеличения нефтеотдачи

пласта на Приобском месторождении

Ключевые слова: Нефтеотдача, ГРП, ГТМ, БГС, запасы, нефть

Annotation: The article describes methods for increasing oil recovery at the

Priobskoye field

Keywords:

oil recovery, hydraulic fracturing, oil and gas, oil and gas

production, oil reserves

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА НА

ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Запасы Приобского месторождения относятся к трудноизвлекаемым по

причине

низкой

проницаемости

и

высокой

расчлененности

основных

продуктивных

горизонтов.

Разработка

месторождения

невозможна

без

системного

применения

комплекса

геолого-технологических

мероприятий.

Применяемые

мероприятия

направлены

на

вовлечение

недренируемых

запасов: гидроразрыв пласта (ГРП), зарезка боковых стволов (ЗБС), зарезка

боковых

горизонтальных

стволов

с

проведением

многостадийного

ГРП

(ЗБГС с МГРП); выравнивание выработки: направленные ГРП, применение

отдельно-раздельной закачки (ОРЗ) и ремонтно-изоляционных работ (РИР),

потокоотклоняющие технологии; интенсификацию притока: ГРП, обработку

призабойных

зон

пласта

(ОПЗ);

повышение

эффективности

разработки

краевых маломощных зон (ГС с МГРП). Основные виды ГТМ выполненные

за период 2011-2018 гг. на Приобском месторождении приведены в Таблице 1.

Таблица 1. Результаты проведения ГТМ за период 2011-2018 гг.

Вид ГТМ

Количество

скважино-

операций

Дополнительная

добыча

нефти,

тыс.т

Удельный

технологический

эффект,

тыс.т/скв.

ГРП

1497

14365

9,6

ЗБС

644

6265,8

9,8

ГС с МГРП

204

6401

31,4

ОРЗ (монтаж/ревизия)

101/382

671

3,8

РИР

28

68

2,4

Приобщение

26

19

0,7

Ввод из БД

66

103

1,6

Оптимизация

с к в а ж и н н о го

оборудования

1735

2405

1,4

ОПЗ добывающих скважин

3118

1809

0,6

ОПЗ нагнетательных скважин

674

677

1,0

Потокоотклоняющие технологии

347

799

2,3

Как видно из таблицы 1, максимальный удельный эффект получен от

бурения ГС с многостадийным ГРП (при этом эффект по данному виду ГТМ

продолжается) и при проведении мероприятий по зарезке боковых стволов

(ЗБС).

Так

же

эффективны

мероприятия

с

ГРП

на

пробуренном

фонде,

мероприятия направленные на регулирование вытеснения - ОРЗ. Кроме того,

наиболее проводимым мероприятием является применение ОПЗ добывающих

скважин,

но

с

наименьшим

удельным

эффектом

0,6

тыс.т/скв.

Работа

с

бездействующим

фондом

скважин

на

месторождении

постоянно

ведется,

удельный

эффект

от

мероприятия

составил

1,6

тыс.т/скв.

Ремонтно-

изоляционные

работы

в

связи

с

удовлетворительным

состоянием

фонда

скважин осуществляются редко по 4 - 5 скважин в год.

Рассмот рим

о сновные

ГТМ,

проводимые

на

П р и о б с ком

месторождении.

1.

ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА

Заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте

для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины. ГРП –

основное

геолого-технологическое

мероприятие,

обеспечивающее

рентабельность

дальнейшей

разработки

Приобского

месторождения.

Технология ГРП на месторождении применялась, начиная с 1992 г. Первые

операции ГРП были проведены фирмой "Юганскфракмастер". К настоящему

времени на Приобском

лицензионном участке проведено 7631 операций

ГРП.

Динамика проведения ГРП приведена на рисунке 1. Начиная с 2000 г.

ГРП (ГРП при ВНС) применяется

в качестве

способа заканчивания при

вводе

новых

скважин.

Начиная

с

2002

г.

наблюдается

тенденция

к

проведению повторных операций ГРП с увеличенной массой проппанта для

подключения дополнительных пропластков, не вовлеченных в разработку при

предыдущих ГРП, а также ввода в работу бездействующих скважин.

Рисунок 1. Динамика проведения ГРП на Приобском месторождении

Благодаря увеличению объема ГРП на низкопродуктивных пластах,

происходит постепенное выравнивание темпов отбора. На основном участке

обводненность после ГРП снижается с 68% до 58% (рисунок 2), что связано с

вовлечением ранее недренируемых пропластков, продолжительность эффекта

составила 36 месяцев.

Ввод

скважин

с ГРП

-8

-4

0

4

8

12

16

20

24

28

32

36

0

20

40

60

80

100

Параметры работы скважин по Основному участку

Дебит нефти

Дебит жидкости

Месяц относительно ГРП

Дебит жикости, нефти, т/сут

Обводненность, %

-

8

-

4

0

4

8

1

2

1

6

2

0

2

4

2

8

3

2

3

6

0

10

20

30

40

Параметры работы скважин по Горшковской площади

Дебит нефти

Дебит жидкости

Обводненность

Месяц относительно ГРП

Дебит жикости, нефти, т/сут

Обводненность, %

Рисунок 2. Динамика работы скважин до и после ГРП

Дополнительная добыча нефти от

ГРП за период 2011-2018 гг. составила

14365 тыс.т., удельный эффект – 9,6 тыс. т/скв. Эффективность приростов

снижается ввиду выхода в краевых зоны.

2.

ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЗАКАЧКА

Одновременная раздельная закачка (ОРЗ) – технология, позволяющая

через

одну

нагнетательную

скважину

вести

закачку

одновременно

в

несколько продуктивных горизонтов с регулированием расхода жидкости в

каждый пласт. Технология ОРЗ применяется при заметном преобладании

закачки в один или несколько пластов, при незадействованных или слабо

задействованных

остальных.

Применение

технологии

ОРЗ

позволяет

осуществлять более равномерную выработку запасов.

Принцип действия ОРЗ основан не только на ограничении закачки в

один из принимающих интервалов, но и на ее перераспределении, то есть, на

увеличении приемистости пласта (или пластов), приемистость которого либо

отсутствовала, либо была недостаточной. Такой эффект возможен лишь при

увеличении величины забойных давлений.

На 01.01.2018 г. на Приобском лицензионном участке компоновками

ОРЗ

оснащено

260

скважин,

т.е.

оборудовано

около

50

%

от

всего

нагнетательного многопластового фонда. Промышленное же внедрение берет

начало с 2007 г. и в среднем составляет 29 скважин в год.

Нужно

отметить,

что

за

счет

оптимизации

режима

работы

нагнетательных

скважин

удалось

повысить

эффективность

применения

технологии

ОРЗ,

и

на

01.01.2018г.

накопленная

дополнительная

добыча

нефти от регулировок составила 851,0 тыс. т (рисунок 3).

Рисунок 3. Оценка дополнительной добычи от регулировок

Таким образом, использование оборудования одновременно-раздельной

закачки

позволило

получить

дополнительную

добычу

нефти

за

счет

замедления

темпов

роста

обводненности

путем

ограничения

закачки

в

промытый

пласт

и

перераспределения

закачки

в

горизонты,

ранее

не

вовлеченные в процесс разработки.

3.

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Призабойная зона представляет собой некую часть пласта, которая

прилегает

к

стволу

скважины,

а

также

в

пределах

которой

происходят

изменения

фильтрационных

свойств

продуктивного

пласта

во

время

формирования скважины, ее эксплуатации или проведения ремонтных работ

на

ней.

Таким

образом,

можно

сделать

вывод

о

том,

что

применив

определенные

методы

воздействия

на

призабойную

зону

пласта,

можно

восстановить или повысить ее фильтрационные свойства.

Для

интенсификации

добычи

нефти

на Приобском месторожднии

применяются обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих

скважин кислотными составами в сочетании с нефтяными растворителями,

ПАВ.

В 2014-2018 гг. на Приобском лицензионном участке проведено 1000

ОПЗ

добывающих

скважин,

в

основном

проводились

комплексные

(ПАВ-кислотные,

с

добавлением

растворителей,

с

газодепрессионным

освоением и т.д.) обработки. Успешность проведения работ 62 %. В целом в

результате

ОПЗ

добывающих

скважин,

проведенных

в

2014-2018

гг.

дополнительно

добыто

592,9

тыс.т

нефти,

средняя

продолжительность

эффекта (6 месяцев), средний удельный технологический эффект составил 0,8

тыс.т нефти на скважино-обработку.

В 2014-2018 гг. на Приобском лицензионном участке проведено 285

ОПЗ

нагнетательных

скважин.

Необходимо

отметить,

что

почти

50

%

обработок проводились при переводе скважин в ППД, выводе из бездействия

или

дополнительной

перфорации.

В

результате

проведенных

ОПЗ

дополнительно добыто 58,9 тыс. т нефти, средний удельный технологический

эффект составил 1,2 тыс. т на скважино-обработку, при этом прирост добычи

нефти по окружающим добывающим скважинам получен только в результате

17 обработок.

4.

ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ

Потокоотклоняющие технологии наиболее эффективны в расчлененных

высоконеоднородных

по

проницаемости

и

нефтенасы-щенности

пластах.

Закачки

растворов

химических

реагентов

повышают

охват

пласта

заводнением

в

результате

выравнивания

профиля

приемистости

и

перераспределения потоков нагнетаемой воды в глубине пласта на макро- и

микроуровне

(поры),

а

также

способствуют

доотмыву

остаточной

нефти

вследствие снижения поверхностного натяжения вытесняющего агента на

границе с нефтью и повышения его вязкости в результате внутрипластового

образования стойких и вязких эмульсий.

На

Приобском

месторождении

в

период

с

2003

по

2018гг

были

испытаны технологии:



СПС

–

сшитые

полимерные

составы

на

основе

полимеров

акриламида (ПАА);



МСПС – модернизированный сшитый полимерный состав



МПДС – модифицированный полимер-дисперсный состав;



БП-92 – композиция на основе биополимера «продукт БП-92»,

п р е д с т а в л я ю щ е г о

с о б о й

п о л и с а х а р и д ы

З А О

«Нефтегазтехнология»;



РВ-3П-1 – термогелеобразующая система на основе алюмохлорида

и карбамида;



ОГОС – осадкогелеобразующий состав на основе жидкого стекла;



ДООС

–

дисперсный

осадкообразующий

состав

на

основе

модифицированного глинопорошка и реагента тринатрийфосфат.

Как видно из рисунка 4, в 2018 г. наметилась тенденция увеличения

числа скважино-обработок с применением технологии МПДС, что, очевидно,

оправдано,

так

как

средняя

удельная

эффективность

данной

технологии

выше, чем у остальных.

Рисунок 4. Динамика проведения работ и эффективность технологий,

применявшихся на Приобском ЛУ

Наиболее

эффективными

на

Приобском

лицензионном

участке

зарекомендовали

себя

технологии

МСПС,

МПДС

(средний

удельный

технологический эффект составляет 1,8 тыс. т нефти на скважино-обработку,)

и технологии ОГОС, ДООС (1,5 тыс. т на скважино-обработку).

5.

ЗАРЕЗКА БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Зарезка

бокового

ствола

(ЗБС) –

это

эффективная

технология,

позволяющая

увеличить

добычу

нефти

на

старых

месторождениях

и

коэффициент

извлечения

нефти

из

пластов,

вернуть

в

эксплуатацию

нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий

фонд другими методами.

ЗБС

с

МГРП

на

Приобском

месторождении

применяется

для

направленного вовлечения в разработку слабодренируемых целиков нефти.

Наиболее актуально применение наклонно-направленных скважин (ННС) для

увеличения коэффициента охвата пластов АС10, АС11, АС12 разбуренной

части, а так же для вовлечения в разработку запасов пластов, не охваченных

выработкой.

Бурение ЗБС на Приобском месторождении начато в 2007 г.

Дополнительная

добыча

нефти

от

ГС,

пробуренных

в

2011-2018

г.

составила 6401 тыс.т по 204 скв. ГС с МГРП, средний накопленный отбор на

одну горизонтальную скважину составляет 31,4 тыс.т. Средние показатели

составляют:

дебит

по

нефти

–

38,5

т/сут,

по

жидкости

–

83,5

т/сут,

обводненность – 38,0 % (таблица 2)

Таблица 2. Основные технологические показатели работы горизонтальных

скважин на опытных участках, пробуренных в 2011-2018 гг.

Дата

Кол-

во

скв.

Запускные параметры

Состояние на 01.01.2018 г.

Накоп-

ленная

добыча

нефти,

тыс.т

Накоп-

ленная

добыча

жидкос

ти, тыс.т

Дебит

жидкости,

т/сут

Дебит

нефти,

т/сут

Обв-ть,

%

Дебит

жидкости,

т/сут

Дебит

нефти,

т/сут

Обв-ть,

%

2011-

2012

4

224,2

210,3

5,3

157,4

33,8

77,6

625,6

1209,7

2013

6

236,6

215,8

5,7

161,8

37,6

78,4

630,2

1218,6

2014

11

247,7

218,7

9,9

75,2

57,4

19,5

874,9

1075,8

2015

20

209,3

174,1

16,3

56,8

40,1

27,0

972,6

1241,6

2016

28

231,0

183,8

17,6

48,5

32,2

23,2

1109,2

1390,5

2017

61

242,0

192,7

18,5

32,6

26,9

20,0

1361,7

1663,4

2018

74

217,2

164,0

20,3

52,4

41,4

20,8

826,8

1077,9

Итого

204

229,7

194,2

13,4

83,5

38,5

38,0

6401

8877,5

Накопленная добыча нефти от наклонно-направленных скважин (ННС),

пробуренных в 2011-2018 гг. составила 6265,8 тыс.т, средний отбор на одну

ННС составил 9,8 тыс.т. Средние показатели составляют: дебит по нефти –

13,3 т/сут, по жидкости – 22,3 т/сут, обводненность – 36,2 % (таблица 3)

Таблица 3. Основные технологические показатели работы ННС на опытных

участках, пробуренных в 2011-2018 гг.

Дата

Кол-

во

скв.

Запускные параметры

Состояние на 01.01.2018 г.

Накоп-

ленная

добыча

нефти,

тыс.т

Накоп-

ленная

добыча

жидкос

ти, тыс.т

Дебит

жидко

сти, т/сут

Дебит

нефти,

т/сут

Обв-ть,

%

Дебит

жидкости,

т/сут

Дебит

нефти,

т/сут

Обв-ть,

%

2011-

2012

8

123,6

116,5

7,1

24,5

6,0

70,2

129,2

244,8

2013

28

102,4

82,8

7,3

22,8

7,1

64,2

642,2

978,2

2014

68

99,0

89,4

8,0

28,1

20,9

21,8

1636,6

1977,8

2015

150

84,2

67,4

15,7

17,2

13,2

21,5

1631,3

2121,5

2016

112

79,3

60,7

12,5

20,4

13,3

25,0

830,6

1108,2

2017

109

83,9

65,7

20,5

20,7

14,6

26,7

752,1

960,1

2018

169

72,7

55,9

22,1

22,8

17,7

24,1

643,8

995,8

Итого

644

92,2

76,9

13,3

22,3

13,3

36,2

6265,8

8384,6

Проведение

комплекса

ГТМ

на

Приобском

лицензионном

участке

показало высокую эффективность.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.

«Проект

пробной

эксплуатации

Приобского

месторождения,

1986

г.»

(утвержден техсоветом Главтюменнефтегаза протокол № 26 от 21.05.1986 г.)

2. «Технологическая схема разработки Приобского месторождения» (СЛТ,

ЮЛТ, Верхне и Средне – Шапшинское месторождение), утвержденный ЦКР

Роснедра (протокол №5334 от 29.12.2011 г.).-УфаНИПИнефть, 2011.

3.

«Технологическая

схема

опытно-промышленной

разработки

участков

объекта АС10+АС11+АС12 Северной лицензионной территории Приобского

месторождения»,

утвержденный

ЦКР

Роснедра

(протокол

№5623

от

23.05.2013 г.).- УфаНИПИнефть, 2013.

4. «Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки

участков

объекта

АС

10

+АС

11

+АС

12

Северной

лицензионной

территории

Приобского месторождения», утвержденный ЦКР Роснедра (протокол №6031

от 23.10.2017 г.)- УфаНИПИнефть, 2017.

5.

Балуев

A.A.

Перспективы

бурения

многоствольных

скважин

на

месторождениях Сургутского района / A.A. Балуев // Нефтяное хозяйство.-

2011. -№9.

6. Булыгин Д.В. Комплексный подход к оценке эффективности и подбору

участков для бурения боковых горизонтальных стволов / Д.В. Булыгин //

Сборник

материалов

Международной

научно-практической

и

научно-

технической

конференции

«Казанская

геологическая

школа

и

ее

роль

в

развитии геологической науки в России. - Казань: НПО «Репер», 2009.

7.

Кац

Р.Определение

остаточных

извлекаемых

запасов

в

обводненных

зонах. /Р. Кац, Е. Волгин // Oil&Gas Journal Russia. - 2011.

8. Сметанин

A.B.

Комплексный

подход

к

созданию

постоянно

действующей

геолого-технологической

модели

на

примере

Вахского

месторождения / A.B. Сметанин И Научно-технический и производственный

журнал. Нефтяное хозяйство. - 2011.

9. Соловьева В.Н. Метод оценки проницаемости гидроразрыва на объектах

эксплуатации на примере Ключевого месторождения / В.Н. Соловьева, А.Г.

Усольцев // Научно-технический вестник. Роснефть. - 2008.

10. Султанов Ш.Х. Метотехнология системного анализа разработки нефтяных

месторождений

с

различными

категориями

трудноизвлекаемых

запасов

/

Ш.Х. Султанов. - Уфа: «Монография», 2009.

11.

Филиндаш

C.B.

Результаты

внедрения

технологии

зарезки

боковых

стволов на месторождениях ООО «РН - Юганскнефтегаз»/ C.B. Филиндаш//

Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2006.