Обоснование применения мероприятий по увеличению продуктивностью на Гремихинском месторождении нефти

Запасы Гремихинского месторождения нефти являются трудноизвлекаемыми вследствие геологического строения, неоднородности пласта, высокой вязкости нефти и содержания в ней большого количества тяжёлых углеводородов (смол, асвальтенов, парафинов и др). Гремихинское месторождение находится уже на последней стадии разработки и применение медтодов увеличения нефтеотдачи и интенсификации здесь играют большую роль.

Диаграммы распределения дебитов скважин по количеству скважин:

 

Из диаграмм можно сделать вывод, что доля малодебитных скважин очень большая, а дебиты низкие, но в период с 2010-2012 наблюдается рост дебитов вследствии применения мероприятий, повышающих продуктивность. Доля же высокодебитных скважин с периода 2011-2012 резко упала, что может говорить о снижении дебитов нефти вследствии обводнённости либо вследствии плохого состояния призабойных зон скважин в целом по месторождению.

Роль проводимых мероприятий по увеличению продуктивности растёт о чём свидетельствует диаграмма динамики добычи нефти и количества проводимых ГТМ в целом по месторождению:

 

Исходя из диаграммы наблюдается рост дополнительно добытой нефти как за счёт ГТМ текущего года, так и за счёт добытой нефти за счёт переходящего эффекта.

Исходя из вышесказанного можно сделать вывод что применение мероприятий по увеличению продуктивности скважин с каждым годом становится всё более актуальным, количество добытой нефти за счёт ГТМ растёт и способствует поддержанию или приближению к проектной добыче нефти на Гремихинском месторождении нефти.

 

Критерии подбора мероприятий по увеличению

Продуктивности скважин.

Среди широко применяемых мероприятий по увеличению продуктивности широко применяются такие мероприятия как гидравлический разрыв пласта (ГРП), технологии обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ), перфорационные работы, ремонтно-изоляционные работы (РИР) по ограничению водопритока и изоляции нарушений эксплуатационной колонны, оптимизация глубиннонасосного оборудования (ГНО), ввод скважин из бездействия и других категорий, перевод скважин на другие объекты, ввод боковых стволов и мероприятия по внедрению оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ).

 

 

для того чтобы проводить мероприятие по увеличению продуктивности скважины необходимо знать на какие параметры нужно влиять.

Анализирую математическую формулу продуктивности скважины, исходя из формулы Дюпюи:

 

можно сказать что основным параметром, поддающимуся влиянию, является проницаемость k.

Влиять на этот параметр мы можем только в зоне ПЗС. Основной характеристикойПЗС является скин-фактор(S), безразмерная величина характеризующая фильтрационное состояние ПЗС, которая находится по формуле:

Можно сделать вывод, что ПЗС находится в хорошем состоянии при значении S равной нулю, или при отрицательном её значении, что достигается путём влияния на величину проницаемости ПЗП (ks).

К основным причинам, ухудшающим ПЗС, относятся:

1)обводнённость продукции скважины

2)увеличение вязкости нефти

3)отложение минеральных солей

4)отложение АСПО

5)заиливание ПЗС

6)смыкание трещин в породах пласта за счёт создания больших депрессий в ПЗП.

Планирование кислотных обработок

Исходя из книги Б.М. Сучкова «Добыча нефти из карбонатных коллекторов», основными признаками, определяющими необходимость проведения работ по улучшению фильтрационной характеристики ПЗП, являются результаты гидродинамических исследований скважины, которые в свою очередь характеризуют фильтрационно-ёмкостные параметры ПЗП:

Ø Положительное значение скин-фактора и значительные потери давления на его преодаление

 

Ø Значительное снижение коэффициента продуктивности скважины по отношению к окружающим её скважинам

 

Ø Низкий охват пласта отбором по толщине

 

Сопоставление прогнозных данных по дополнительной добыче нефти с затратами на проведение ОПЗ и другими расходами определяет рентабельность проводимого мероприятия. Прогноз эффективности ОПЗ осуществляется по специальным программам (например, разработанной «УдмуртНИПИнефть»).

Очерёдность обработок и вид планируемого метода ОПЗ можно определить по характеру кривых восстановления давления, которые в зависимости от проницаемости ПЗС имеют три конфигурации:

 

 

 

 

Из книги Б.М. Сучкова следует что для получения результатов прогнозирования СКО были проанализированы соляно-кислотные обработки проводимые в Удмуртии за 6 лет. Анализ позволил выделить 10 наиболее важных показателей, в наибольшей степени влияющих на технологический результат проведения СКО.

 

К ним относятся:

1) кратность кислотных обработок (количество)

2) показатель снижения дебита (отношение максимального дебита за всё время эксплуатации к текущему)

3) среднее значение проницаемости по пласту

4) обводнённость продукции скважины

5) послойная неоднородность пород по проницаемости (отношение минимальной проницаемости к максимальной в том же интервале)

6) показатель изменения пластового давления

7) температурный показатель пласта (отношение пластовой температуры к температуре насыщения нефти парафином)

8) условный показатель газонасыщенности ПЗП:

 

Где Pn-давление насыщения Pz-давление на забое G-газовый фактор

10) охват пласта перфорацией (отношение перфорированной толщины ко всей толщине пласта)

 

Целесообразность кислотных обработок оценивается пороговыми значениями суммы рангов: высокую успешность обработок можно ожидать при сумме рангов в интервале более 270, среднюю- в интервале 160-230, низкую- в интервале 55-120.

 

Ранжирование признаков по горизонтали и вертикали:

 

 

 

Используя данную выше таблицу проанализируем предполагаемую успешность проведения СКО для отдельной скважины № 513:

1) кратность обработок равна 2 (50)

2) послойная неоднородность равна (54)

3) средняя проницаемость равна 275 мкм² (16)

4) около 95% (7)

5) отношение максимального дебита к текущему (18)

6) удельный расход кислотного раствора 1.1м³ на метр пласта (16)

7) отношение перфорироаной толщины ко всей толщине 1.9 (15)

8) отношение температур 1.32 (10)

9) газовый фактор 4.5 м³/тонну (4)

10) показатель изменения пластового давления (25)

По подсчётам общий ранг составляет 215, что входит в средний интервал от 160 до 230.

 

Расчёт объёма кислотного раствора:

По методике описанной в книге Б.М. Сучкова «добыча из карбонатных коллекторов»:

 

Объём кислотного раствора определяется по формуле:

Где Vп-объём порового пространства в радиусе охвата

 

Где R-радиус обработки м

Rскв-радиус скважины м

Hд-тодщина пласта м

M0-пористость д.ед

Kн-коэффициент насыщения д.ед

Рассчитывается исходя из гидродинамических исследований

ΔVi рассчитывается по формуле:

Где 0.00137 количество CaCO3, растварённого в 1 г 1-% ного раствора;

Показатель α вводится по той причине, что действующая толщина продуктивного пласта не всегда совпадает с общей его толщиной, а поэтому при закачке раствора кислоты в пласт он распространяется во всех направлениях;

 

 

В окончательном виде формула примет вид:

Расчитаем радиус проникновения кислоты в пласт:

 

q- скорость закачки кислоты в пласт м³/мин; t-время полной нейтрализации мин; Rскв-радиус скважины м; kпр-относительная проницаемость породы;

возьмём данные:

q=0.005

t-

hпл=14 м

kпр=0.275*10^-3 мкм²

Rскв=0.132

R=3.1м

Зная радиус проникновения кислоты и зная пористость можно рассчитать объём порового пространства Vп:

Рассчитываем требуемый объём кислоты:

V=9.1 м³