Scientific journal

Advances in current natural sciences

ISSN 1681-7494

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 0,775

Кыртаельское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Печорском районе Республики Коми, в 15 км к юго-западу от г. Печора.

Месторождение открыто в 1969 г., разведочные работы завершены в 1976 г., в разработку введено в 1988 г. на основную залежь нефти старооскольского надгоризонта.

На месторождении открыты и в различной степени разведаны три залежи нефти в верхнеэйфельских отложениях (3, 2 и 1 пласты), две залежи нефти и одна газоконденсатнонефтяная (основной объект) в старооскольских отложениях среднего девона, три залежи (нефтяная, нефтегазоконденсатная и газоконденсатная) в песчаниках нижней пачки и две залежи (нефтегазоконденсатная и газоконденсатная) в песчаниках верхней пачки джъерских отложений верхнего девона. Залежи старооскольских отложений являются основным объектом разработки и вмещают большую часть запасов углеводородов месторождения.

На Кыртаельском месторождении в период с января 2016 г. по декабрь 2018 г. было проведено 68 геолого-технических мероприятий, в которые входила обработка скважины кислотными композициями, 8 скважино-операций по гидроразрыву пласта и 35 операций по реперфорации скважин. Ниже проведён анализ эффективности проведения ГТМ на Кыртаельском месторождении [1–3].

В статье будет проведён анализ эффективности проведения геолого-технических мероприятий на Кыртаельском месторождении и рассмотрены технологии проведения солянокислотных обработок пласта, гидроразрыва пласта и реперфорации скважин.

Материалы и методы исследования

Гидроразрыв пласта

В рассматриваемый период было проведено 8 операций по гидроразрыву пласта [4]. Информация о результатах проведения гидроразрыва пласта представлена в табл. 1.

Гидроразрывы проводились в скважинах, пласты которых характеризуются высокими коллекторскими свойствами: по геофизическим исследованиям скважин пористость колеблется от 13 до 22 %, проницаемость – от 0,002 до 0,329 мкм2. Исключение составили скважины № 4233 и 5123, пласты которых представлены низкопроницаемыми песчаниками. На рис. 1 представлена гистограмма сравнения дебита нефти по скважинам до и после проведения ГРП.

Как видно из рис. 1, по скважинам № 4233 и 5112 прирост добычи нефти незначителен (около 2 т/сут), а по скважине № 1045 наблюдается снижение добычи. Причиной неэффективной операции в скважине № 1045 является низкое пластовое давление. На работе данной скважины не сказывается влияние нагнетательных скважин № 100 и 1037. Из-за наличия на этом участке двух тектонических нарушений гидродинамическая связь с ними, видимо, отсутствует. Специальные исследования (гидропрослушивание) не проводились. По предварительным результатам закачки трассеров в нагнетательную скважину № 1037, выполненную в 2004 г., лишь 2 % объёма закачиваемой воды достигает скважины № 1045.

Таблица 1

Результаты проведения ГРП

Рис. 1. Распределение добычи нефти до и после проведения ГРП

Невысокие результаты после проведения ГРП получены в скважине № 4233 по причине расположения её в пределах залежи южного купола. Участок пласта к моменту проведения ГРП разрабатывался на естественном режиме, не была сформирована система заводнения. Средневзвешенное пластовое давление составило 10–11 МПа, что ниже начального, которое принято по данному пласту равным 16 МПа.

Дополнительная добыча нефти по всем скважинам составила 80827 т, среднее время продолжительности эффекта – 847 сут., средний прирост дебита за время эффекта 13,6 т/сут.

Из вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

1) невысокие показатели эффективности мероприятий в скважинах V объекта и отсутствие эффекта от ГРП на I объекте обусловлены в первую очередь низким уровнем энергетического состояния пластовой системы;

2) оценка эффективности мероприятий по ГРП затруднена в связи с отсутствием геофизических исследований работы скважин до и после воздействия;

3) обобщение опыта работ, проведённых на месторождении, указывает на необходимость строгого отбора скважин-кандидатов на ГРП и применение адаптированных технологий гидроразрывов по совокупности геолого-технологических критериев [5, 6].

Реперфорация пластов

Для повышения продуктивности добывающих скважин на Кыртаельском месторождении используются перфорационные работы, в число которых входит перестрел (или реперфорация) ранее перфорированных интервалов и дострел ранее не вскрывавшихся нефтенасыщенных интервалов.

Кроме использования данных работ в качестве самостоятельного метода повышения продуктивности скважин, перфорационные работы проводятся также в составе мероприятий вторичного освоения скважин, подготовки гидроразрыва пласта и при ремонтно-изоляцион-ных работах [7].

За рассматриваемый период было проведено 35 операций по реперфорации пластов. Обычно реперфорации проводились в сочетании с другими методами обработки призабойной зоны (термобарическими, акустическими и кислотными). Результаты проведения реперфорации скважин представлены в табл. 2.

На рис. 2 показано распределение добычи нефти до и после проведения реперфорации. Дополнительная добыча нефти за счёт проведения реперфорации скважин составляет 240127 т по всем скважинам, средняя продолжительность эффекта 328 сут, прирост добычи составил 20,9 т/сут на скважину.

Таким образом, результаты реперфорации пластов указывают на высокую эффективность в условиях достаточного запаса пластовой энергии и позволяют считать реперфорацию пластов одним из основных методов интенсификации добычи нефти на перспективу [8, 9].

Таблица 2

Эффект проведения реперфорации

Анализ спиртокислотных обработок скважин

На Кыртаельском месторождении в период с января 2016 г. по декабрь 2018 г. было проведено 33 геолого-технических мероприятия, в которые входила обработка скважины кислотными композициями. Только 11 из них не сопровождались дополнительными мероприятиями. Анализируя полученные результаты можно прийти к следующим выводам: из 33 обработок скважин на 30 скважинах удалось добиться положительного эффекта, но нужно учесть, что две скважины, на которых добиться положительного эффекта не удалось, находились в бездействии. В скважине № 101 после проведения ГТМ вовсе прекратился приток жидкости.

Рис. 2. Распределение добычи нефти до и после проведения реперфорации

В среднем прирост добычи нефти от проведения ГТМ составляет 12,6 т/сут, или 49,7 %. Если не учитывать те скважины, по которым эффект от проведения ГТМ был отрицательным, то положительный эффект получается 16,3 т/сут, или 61,6 %.

Оценивать эффективность применения кислотных обработок призабойной зоны пласта, основываясь на результатах проведения ГТМ на скважинах, где помимо спиртокислотных обработок применялись другие методы, некорректно, так как сложно оценить влияние именно кислотного воздействия. Далее проанализированы данные по 11 мероприятиям, где проводилась только кислотная обработка [10]. На рис. 3 и 4 приведены сравнительные диаграммы добычи нефти и обводнённости до и после проведения спиртокислотных обработок.

Из рис. 3 видно, что 10 из 11 обработок скважин привели к увеличению дебита скважины. На одной скважине добиться положительного эффекта не удалось. Скважина № 344 находилась в текущем бездействии, что могло повлиять на результаты. Повторное проведение спиртокислотных обработок спустя 3 месяца на этой скважине дало положительный эффект.

Рис. 3. Сравнительная диаграмма дебита нефти до и после обработки скважин

Рис. 4. Сравнительная диаграмма обводнённости продукции до и после обработки скважин

Дополнительная добыча нефти после проведения спиртокислотных обработок в среднем составляет 13,1 т/сут, или 46,8 %. Дополнительная добыча по скважинам, где был получен положительный эффект, в среднем 18,3 т/сут, или 55,1 %.

Как видно из рис. 4, обводнённость продукции по всем скважинам либо не изменилась, либо увеличилась. На скважинах № 352, 246, 411, 424Г и 515Г и при вторичной обработке скважины № 344 обводнённость увеличилась менее чем на 2 %. Максимально обводнённость скважины увеличилась при первичной обработке скважины № 344 на 11 %. На это могло повлиять то, что скважина находилась в текущем бездействии. На остальных скважинах обводнённость увеличилась от 2 до 6 % [11, 12].

Результаты исследования и их обсуждение

В связи с тем, что отрицательный эффект при проведении спиртокислотной обработки был получен только при первичной обработке скважины № 344, вероятней всего, это произошло по причине нахождения скважины в текущем бездействии (техрежим скважины считается таким, каким он был до остановки). Также скважина № 344 подвергалась повторной обработке. Поэтому в дальнейшем анализе результаты первичной обработки не учитывались.

Рассмотрим влияние толщины пласта, вскрытого скважиной, на эффективность кислотной обработки ПЗП. График зависимости приведён на рис. 5.

Рис. 5. Зависимость дополнительной добычи нефти от толщины пласта: y – функция квадратичной зависимости; R2 – коэффициент детерминации

Как видно из рис. 5, ни прямой, ни обратной зависимости дополнительной добычи нефти от толщины пласта не существует. Видно, что минимальный прирост добычи нефти в среднем 5 т/сут достигается по скважинам с минимальной толщиной (до 25 м) и с максимальной толщиной (более 100 м). Наибольшего эффекта удалось добиться на скважинах с толщиной пласта 30–40 м.

Максимальный коэффициент детерминации был достигнут при построении полиноминальной линии тренда, он равен 0,27. Это говорит о том, что зависимости между этими параметрами практически нет.

Для более объективного сравнения рассмотрим зависимость относительного увеличения дебита скважины в процентах (эффективность ГТМ) от толщины пласта (рис. 6).

Как видно из рис. 6, минимальная эффективность (менее 20 %) была достигнута при минимальной (20 м) и максимальной (123 м) толщине пласта. Максимальная эффективность достигнута на скважинах с толщиной пласта 21–39 м.

Максимальный коэффициент детерминации был достигнут при построении полиноминальной линии тренда, он равен 0,31. Это говорит о том, что зависимости между этими параметрами практически нет.

Анализируя рис. 5 и 6, можно сделать вывод, что зависимости какого-либо отношения эффективности спиртокислотных обработок от толщины пласта, вскрываемой скважиной, практически нет, но при этом можно сказать, что максимальный результат был достигнут при толщинах пластов 30–40 м; при толщинах 40–65 м также были достигнуты высокие результаты. В диапазоне 20–30 м и 65–125 м был достигнут положительный эффект, но относительно низкий [13, 14].

Рассмотрим зависимость эффективности спиртокислотных обработок от начального дебита скважин до его обработки. На рис. 7 приведена зависимость дебита нефти скважины до и после обработки.

Как видно из рис. 7, между параметрами дебитов нефти до и после обработки прослеживается определённая линейная зависимость. Если построить линию тренда, получим коэффициент детерминации, равный 0,623, что также говорит о некой зависимости между этими параметрами.

Также стоит сравнить эффективность от проведения спиртокислотных обработок в безразмерных величинах. Для этого сравним зависимость эффективности ГТМ в процентах от начального дебита скважины (рис. 8).

Из рис. 8 видно, что зависимости между этими параметрами не существует, что и подтверждает коэффициент детерминации, равный 0,042.

Заключение

Исходя из зависимостей, представленных на рис. 7 и 8, можно сделать вывод, что всё-таки прогнозировать эффективность проведения спиртокислотных обработок, исходя из режима работы скважины, не стоит.

Рис. 6. Зависимость эффективности ГТМ от толщины пласта: y – функция квадратичной зависимости; R2 – коэффициент детерминации

Рис. 7. Зависимость дебита нефти скважины до и после обработки: y – функция линейной зависимости; R2 – коэффициент детерминации

Рис. 8. Зависимость эффективности ГТМ от начального дебита: y – функция линейной зависимости; R2 – коэффициент детерминации

Стоит отметить, что в среднем на скважинах, где проводилась только спиртокислотная обработка, эффективность составляла 55 %, а по скважинам, где проводились ГТМ, в которые входили не только спиртокислотные обработки, эффективность составила 64 %. Можно предположить, что основную долю эффективности приносят спиртокислотные обработки [15, 16].