Сами газогидродинамические исследования представляли собой замеры дебитов отдельных скважин. Все параметры продукции определялись и замерялись на устье скважин.

К мероприятиям по контролю за разработкой могут относиться и регулярные исследования химического состава пластовых вод (Таблица 4.2).

Воды юрского водоносного комплекса весьма однообразны по химическому составу и представлены рассолами хлоркальциевого типа с величиной минерализации 105 g/l и выше. Плотность вод составляет в среднем 1,080 g/сm³.

Таблица 4.2 Исследования химического состава воды месторождения Арниез (дата 05.08.2008 г.-07.08.2008 г.)

Сами газогидродинамические исследования представляли собой замеры дебитов отдельных скважин с последующим разделением продукции на нефтеконденсатную смесь, газ и воду для определения выхода стабильной нефтеконденсатной смеси с 1 m³ газа. Контроль над энергетической характеристикой пласта - замеров пластового давления за период с ноября 2006 г. по март 2008 г. произведен на скважинах - в ноябре 2006 г. на №№ 17,19; в марте 2008 на скважинах №№ 14,19.

Результаты замеров дебитов скважин на режимах весьма сомнительны - у всех скважин наблюдается прямая зависимость дебита нефти от депрессии, что в условиях эксплуатации скважин с прорывом газа фактически невозможно.

Следовательно, возможность использования результатов газогидродинамических исследований для внесения корректив в проект разработки месторождения весьма ограничено.

Глава V. Оценка эффективности процесса разработки. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи

5.1 Классификация гидродинамических методов повышения Нефтеотдачи пластов (ГМПН)

По существующей классификации гидродинамических методов повышения нефтеотдачи на нефтегазоконденсатном месторождении Арниез применялись методы, относящиеся к первой группе.

Это те методы, которые чаще всего применяются на промыслах ввиду своей простоты в технологии реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы.

К первой группе относятся методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.

Ко второй группе относятся методы, направленные на вовлечение в разработку ранее недренированных или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты, степень влияния их на технико-экономические показатели разработки весьма высока и поэтому они обосновываются в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах [5].

На месторождении Арниез получили применение только методы первой группы, а именно многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы) и, как следствие, переход на другой продуктивный интервал (перестрелы)

Проанализировано 8 работ по 6 скважинам:

- по скважине № 8 в июне 2006 г.;

- по скважине № 8 в марте 2007 г.;

- по скважине № 9 в июле 2006 г.;

- по скважине № 10 в январе 2007 г.;

- по скважине № 13 в декабре 2006 г.;

- по скважине № 16 в феврале 2007 г.;

- по скважине № 37 в августе 2007 г.;

5.2 Определение эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (ГМПН) пластов

Количественное определение эффективности ГМПН пластов, т.е. добыча нефти за счет применения гидродинамического воздействия, производится путем сравнения с показателями базового варианта.

Базовый вариант - это вариант разработки, который был бы реализован на данном объекте гидродинамического воздействия, если бы на нем не применялся рассматриваемый ГМПН пластов.

Эффект от гидродинамического воздействия за данный интервал времени определяется как разность между фактической добычей нефти и добычей нефти по базовому варианту.

Применение гидродинамических методов воздействия, относящихся к первой группе, приводит, в основном, к увеличению текущей нефтеотдачи пластов, но может в отдельных случаях повышать и конечный коэффициент извлечения нефти (если эти методы позволяют вовлечь в активную разработку слабодренируемые запасы нефти).

Методы второй группы направлены, в основном, на вовлечение в активную разработку недренируемых или слабодренируемых балансовых запасов нефти и ведут к увеличению степени извлечения нефти из недр.

Порядок проведения работ по определению эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (ГМПН) пластов

Методы расчета технологических показателей по базовому варианту подразделяются на две основные группы:

К первой группе относятся экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа.

Ко второй группе отнесены методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов (постоянно-действующие геолого-технологические модели) [5].

На месторождении Арниез наличие значительной газоконденсатной части предопределяет в процессе разработки преимущественное проявление газонапорного режима. При этом определение успешности применения ГМПН по характеристикам вытеснения нефти водой, по мнению авторов, является в некоторой степени некорректным, так как преимущественно (при газонапорном режиме) предполагается вытеснение нефти газом или же в комбинации (вытеснение газом и водой).

Вследствие вышесказанного, добыча нефти по базовому варианту рассчитывается по известной формуле:

, (5.1)

где q- дебит нефти в прогнозный год;

i- постоянный коэффициент;

q₀- максимальный дебит (амплитудный дебит).

, (5.2)

где Q₀ - начальные извлекаемые запасы нефти.

Для анализа эффективности применения ГМПН была рассмотрена группа скважин (скважины №№ 8, 9, 10, 13, 16, 37), информация по которой была удовлетворительной, и отражала качество работ и полученные по ним результаты, характеризовавшие весь объем проведенных мероприятий по месторождению в целом.

По проведенному анализу можно выявить положительный или отрицательный эффект от применения ГМПН на месторождении Арниез.

Скважина № 8

Июнь 2006 г. - проведены изоляционные работы по ограничению водопритока, произведена перфорация в интервале 2806 m - 2809 m. Первоначальный суточный дебит нефти составил 18,1 t/d (таблица 6.1), что в сравнении с дебитом до проведения работ (6,7 t/d) является значительным; процент обводнения продукции в первый месяц после проведения работ не изменился и составил 42,8 %, В течение пяти месяцев после проведения изоляционных работ, обводенность постепенно росла и к концу рассматриваемого периода составила 92,8%. Газовый фактор, согласно данным добычи углеводородов, предоставляемых УДП «Мубарекнефтегаз» оставался постоянным на уровне 650 m³/t.

Продолжительность эффекта от проведенных работ составила 5 месяцев.

За период: июнь 2006 г. - октябрь 2006 г. было добыто 1986,3 t нефти, 3486,1 m³ воды, 1291,1?10³ m³ нефтяного газа.

Таблица 5.1 Результаты проведенных работ, направленных на увеличение текущего коэффициента нефтеизвлечения на месторождении Арниез

Дополнительная добыча нефти за счет проведенных работ при сравнении с базовым вариантом составила 1345,3 t (таблица 5.2).

Динамика обводненности, добычи нефти, нефтяного газа и воды приведена на рисунке 5.1.

Скважина № 8

Март 2007 г. - проведены изоляционные работы по ограничению водопритока, произведена перфорация в интервале 2792 m - 2795 m. Первоначальный суточный дебит нефти после проведенных работ составил 2,1 t/d (таблица 6.1), тогда как дебит нефти до проведения работ составлял 3,1 t/d; процент обводнения снизился на 39,1 % и составил 52,9 %. С марта по сентябрь 2007 г. обводнение продукции оставалось на одном уровне, а после наблюдалось его снижение, тогда как дебит нефти оставался на одном уровне. Сложившаяся ситуация не характерна для разработки нефтегазовых залежей, скорее всего в рассматриваемый период произошло увеличение объемов добычи свободного прорывного газа, хотя это утверждение и не подтверждено данными добычи углеводородов УДП «Мубарекнефтегаз».

Продолжительность эффекта от проведенных работ составила 18 месяцев, при этом эксплуатация данного интервала перфорации продолжается.

Суммарная добыча нефти за период (март 2007 г.- август 2008 г.) составила 5075,8 t, воды 5384,8 m³, нефтяного газа 3299,2?10³ m³.

Дополнительная добыча нефти за счет проведенных работ при сравнении с базовым вариантом составила 4544,9 t (таблица 5.2).

Динамика изменения обводненности, добычи нефти и нефтяного газа приведена на рисунке 5.2.

Скважина № 9

Июль 2006 г. - проведены изоляционные работы по ограничению водопритока, произведена перфорация в интервале 2808 m - 2811 m. Суточный дебит нефти после проведения работ составил 2,5 t/d , что несколько меньше дебита до проведения (2,8 t/d). Обводненность продукции не изменилась, т.е. эксплуатация нового интервала перфорации началась с высоким уровнем обводнения. Обводненность постепенно возрастала на протяжении всего рассматриваемого периода эксплуатации с июля 2006 г. по сентябрь 2007 г. (таблица 5.1). Газовый фактор за рассматриваемый период возрос с 5 m³/t до 500 m³/t,

Сравнение фактической добычи нефти с базовымвариантомбез применения методов ГМПН на месторождении Арниез

Таблица 5.2

Рисунок 5.1 - Показатели разработки по скважине №8 после проведения КРС (июнь 2006 г.) месторождения Арниез

Рисунок 5.2 - Показатели разработки по скважине № 8 после проведения КРС (март 2007 г.) месторождения Арниез

при этом наблюдался не постепенный рост газового фактора, а резкое увеличение добычи попутного газа с июля 2007 г., практически во сто раз.

Продолжительность эффекта от проведенных работ составила 9 месяцев.

Суммарная добыча нефти за период (июль 2006 г. - сентябрь 2007 г.) составила 1788,8 t, воды 12769,6 m³, нефтяного газа 160,3?10³ m³.

Дополнительная добыча нефти за счет проведенных работ при сравнении с базовым вариантом составила 1745,1 t (таблица 5.2).

Динамика изменения обводненности, добычи нефти и нефтяного газа приведена на рисунке 5.3.

Скважина № 10

Январь 2007 г. - проведены работы по ограничению водопритока, произведена перфорация в интервале 2804 m - 2807 m. После проведения работ среднесуточный дебит нефти составил 0,94 t/d (таблица 5.1), в последующие месяцы дебит возрастал и достиг своего максимального значения в июле 2007 г. (4,00 t/d), после этого наблюдается закономерное снижение. Обводненность, после проведения работ, снизалась незначительно и составила 70 %, в последующем возросла до 77 % и на протяжении всего рассматривае-мого периода оставалась на том же уровне, что не характерно для динамики обводнения. Газовый фактор согласно данным добычи углеводородов УДП «Мубарекнефтегаз» на протяжении всего времени эксплуатации проперфорированного интервала оставался неизменным и составил 745 m³/t.

Продолжительность эффекта от проведенных работ составила 9 месяцев.

Суммарная добыча нефти за период (январь 2007 г.- сентябрь 2007 г.) составила 606,6 t, воды 2150,2 m³, нефтяного газа 451,9?10³ m³.

Дополнительная добыча нефти за счет проведенных работ при сравнении с базовым вариантом составила 490,0 t (таблица 5.2).

Динамика изменения обводненности, добычи нефти и нефтяного газа приведена на рисунке 5.4.

Скважина № 13

Декабрь 2006 г. - произведены работы по ограничению водопритока; произведена перфорация в интервале 2805 m - 2808 m. Среднесуточный дебит нефти после проведения работ и перехода на другой интервал перфора-

Рисунок 5.3 - Показатели разработки по скважине №9 после проведения КРС (июль 2006 г.) месторождения

Арниез

Рисунок 5.4 - Показатели разработки по скважине №10 после проведения КРС (январь 20007 г.) месторождения Арниез

ции составил 2,7 t/d (таблица 6.1), что значительно больше дебита до начала работ. Как и по скважинам, рассмотренным ранее, новый перфорированный интервал скважины № 13 эксплуатировался с высоким процентом обводненности (82 %), в последующем обводнение продукции снижалось и к концу рассматриваемого периода составила 77 %. Снижение обводнения и практический одинаковый дебит нефти за весь рассматриваемый период (порой даже его увеличение) свидетельствует о том, что во время эксплуатации скважины произошло увеличение дебита свободного газа, как следствие и рост добычи газового конденсата.

При сравнении прогнозной добычи нефти по базовому варианту без проведения КРС было бы добыто на 524,5 t больше (таблица 5.2); продолжительность эффекта от проведенных работ оставила 10 месяцев.

За период эксплуатации с декабря 2006 г. - по сентябрь 2007 г. было добыто: нефти 1140,6 t, воды 2649,0 m³, нефтяного газа 741,3?10³ m³.

Динамика обводненности, добычи нефти и нефтяного газа за рассматриваемый период приведена на рисунке 5.5.

Декабрь 2007 г. - произведены работы по ограничению водопритока; произведена перфорация в интервале 2803 m - 2806 m. Среднесуточный дебит нефти после проведения работ и перехода на другой интервал перфорации составил 3,0 t/d (таблица 6.1), прирост дебита нефти 0,4 t/d. Обводненность составила 32,5 % против 77,1 % в месяце предшествующем началу работ. Дебит нефти за рассматриваемый период (декабрь 2007 г.- апрель 2008 г.) снизился до 1,6 t/d, обводненность возрастала и в апреле 2007 г. достигла значения 85 %. Газовый фактор согласно сведениям о добыче углеводородов УДП «Мубарекнефтегаз» составил 650 m³/t и оставался постоянным на этом уровне.

Дополнительная добыча за счет проведенных работ в сравнении с базовым вариантом составила 213,1 t (таблица 5.2).

За период эксплуатации после проведения работ по изоляции и переходу на другой интервал было добыто: нефти 437,9 t, воды 430,1 m³, нефтяного газа 284,7?10³ m³.

Динамика обводненности, добычи нефти и нефтяного газа за рассматриваемый период приведена на рисунке 5.6.

Рисунок 5.5 - Показатели разработки по скважине №13 после проведения КРС (декабрь 2006 г.) месторождения Арниез

Рисунок 5.6 - Показатели разработки по скважине №13 после проведения КРС (декабрь 2007 г.) месторождения Арниез

Скважина № 16

Февраль 2007 г. - проведены изоляционные работы по ограничению водопритока, произведена перфорация в интервале 2323 m - 2320 m. Среднесуточный дебит нефти после проведения работ составил 29,0 t/d (таблица 6.1), что значительно выше дебита до проведения работ (2,0 t/d), прирост дебита нефти в первый месяц составил 27 t/d. В последующем дебит снизился до 3,45 t/d. Обводненность в первый месяц после проведения работ составила 30 %, против 91 % до проведения. В последующем наблюдался постепенный рост обводнения и в августе 2008 г. обводненность достигла значения 91 %. Газовый фактор не изменялся на протяжении всего рассматриваемого периода и составлял 45 m³/t.

Дополнительная добыча нефти за счет проведенных мероприятий при сопоставлении с базовым вариантом составила 5372,7 t (таблица 5.2). Налицо положительный эффект в приросте добычи нефти.

За рассматриваемый период эксплуатации (февраль 2007 г.- апрель 2008 г.) было добыто: нефти 5453,1 t, воды 14782,7 m³, нефтяного газа 245,3?10³ m³.

Динамика обводненности, добычи нефти и нефтяного газа за рассматриваемый период приведена на рисунке 5.7.

Скважина № 37

Август 2007 г. - проведены изоляционные работы по ограничению водопритока, произведена перфорация в интервале 2799 m - 2805 m. Суточный дебит нефти после проведения изоляционных работ и перехода на новый интервал перфорации составил 0,7 t/d (таблица 5.1) налицо снижение дебита в 2 раза по сравнению с месяцем до проведения работ. Обводненность не изменилась и составила 91,1 %. В последующем наблюдался планомерное увеличение дебита нефти и снижения обводненности продукции, что вероятнее всего связано с увеличением добычи свободного прорывного газа и соответс-твенно добычи жидких углеводородов.

Дополнительная добыча нефти за счет проведенных мероприятий при сопоставлении с базовым вариантом составила 926,9 t (таблица 5.2). Налицо положительный эффект в приросте добычи нефти.

За рассматриваемый период эксплуатации (август 2007 г. - август 2008 г.) было добыто: нефти 1137,2 t, воды 935,2 m³, нефтяного газа 51,1?10³ m³.

Рисунок 5.7 - Показатели разработки по скважине №16 после проведения КРС (февраль 2007 г.) месторождения Арниез

Динамика обводненности, добычи нефти и нефтяного газа за рассматриваемый период приведена на рисунке 5.8.

В целом по работам КРС, направленным на увеличение текущего коэффициента нефтеотдачи, выявлено, что по 5 скважинам (№№ 8, 9, 10, 16, 37) получен положительный эффект, заключающийся в приросте добычи нефти при сравнении фактической добычи с базовым вариантом. Успешность составила 87,5 % от всего объема проанализированных работ. Однако данный факт не отражает экономический эффект от проведенных мероприятий, так как в анализе не проводились экономические расчеты, заключающиеся в сопоставлении прибыли от добытой нефти с расходами на проведение работ и эксплуатацию скважины.

Необходимо отметить, что после проведенных работ по ограничению водопритока ни по одной скважине не наблюдался безводный период. Данная ситуация может быть связана с некачественным проведением работ, некачественным состоянием цементного кольца в результате чего могли возникнуть перетоки воды с других интервалов и с предположительно высокой депрессией на пласт.

Таким образом, выявленные в результате анализа отрицательные результаты требуют поиска новых технологий по изоляции водопритоков и отказа от устаревших, а также проведения комплекса ГИС по определению состояния цементного кольца по всему действующему фонду скважин.

Для более эффективной работы по капитальному ремонту скважины, направленному на изоляцию водопритоков, необходимо применять новые методы по снижению обводнения продуктивных интервалов. Этой проблеме посвящено большое количество работ, некоторые из них осуществлены на практике. Например, работа, проведенная ОАJ «O'ZLITINEFTGAZ» в 2007 году.

Специалистами службы РТ и ТПКС ОАJ «O'ZLITINEFTGAZ» предложена комплексная технология изоляции водопритоков с использованием инвертной дисперсии.

Сущность технологии с применением инвертной дисперсии КАвцгн заключается в следующем. В скважины, по которым произошел прорыв воды по высокопроницаемым каналам, закачивается инвертная дисперсия КАвцгн, после чего призабойная зона последовательно обрабатывается соляной кислотой и нефтяным растворителем с последующей выдержкой на реакцию.

КАвцгн представляет собой стабилизированный гидрофобизированный цементно-глинистый раствор.

Рисунок 5.8 - Показатели разработки по скважине №37 после проведения КРС (август 2007 г.) месторождения Арниез

Для успешного применения комплексной технологии на основе реагента КАвцгн требуется правильный выбор скважин, подлежащих возде...