Геологическое

Среднее расчетное значение радиуса дренирования, м

135

3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Месторождение Амударья находится на IV стадии разработки, разрабатывается довольно длительное время (с 1966 г.) равномерно разбурено, по всей площади.
Анализ работы скважин показал, что в основном вытеснение пластовой нефти водой происходит преимущественно по отдельным трещинным каналам, а запасы нефти, приуроченные к поровым пространствам, выработке подвергаются недостаточно. В особенности при сочетании процесса вытеснения высоковязкой пластовой нефти, фильтрация таких нефтей в поровых пространствах чрезмерно мала.
Таким образом, при разработки залежей с высоковязкими нефтями, охват продуктивной толщи выработкой происходит на низком уровне, что приводит к заниженным показателям коэффициентов извлечения нефти.
По характеристики вытеснения видно, что упруговодонапорный режим дренирования залежи проявлял себе довольно активно.

2. Обоснование принятых расчетных геолого-физических моделей пластов

3.1 Обоснование расчетных моделей, принятых для расчета технологических показателей

Прогноз добычи нефти при фиксированных условиях разработки до достижения предельных значений продолжительности эксплуатации скважин рассчитывался по формуле [6]:
, (3.11)
где q(t) –дебит нефти на момент времени t;
q_a – амплитудный (начальный) дебит;
Q_изв – удельные извлекаемые (дренируемые) запасы нефти на скважину;
t – показатель времени.
За предельное значение продолжительности эксплуатации скважин принято достижение скважиной дебита нефти – 0,5 т/сут и (или) обводненности добываемой продукции – 98 %. Как показали результаты технико-экономических расчетов, эксплуатация скважин после достижения предельного значения продолжительности является экономические нецелесообразной.
Как видно из выражения (3.11), накопленный отбор нефти при неограниченной большой продолжительности эксплуатации скважины стремится к величине извлекаемых запасов:
(3.12)
Динамика изменения дебитов нефти и жидкости восстановленных и проектных скважин рассчитывалась по экспоненциальной зависимости формулы (3.11).
Определение начальных дебитов нефти и жидкости проектных и восстанавливаемых скважин базировалось на результатах исследования разведочных и эксплуатационных скважин месторождения Амударья с учетом истощенности дренируемых запасов нефти и снижения пластового давления.
Изменение пластового давления рассчитывалось по уравнению материального баланса [7].
Количество проектных скважин необходимое для полного охвата дренированием запасов нефти определялось путем деления площади нефтеносности на площадь дренирования запасов скважины в зависимости от принятого радиуса дренирования.
Для увеличения добычи нефти Заказчиком (компанией ООО «Компания Петромаруз») предложены методы воздействия на призабойную зону пласта (электровоздействие), ограничение водопритоков (селективная изоляция) и совершенствование механизированного способа добычи нефти (применение винтовых насосов).
В 2003 г. на казахстанском месторождении Узень было подвержено электровоздействию 12 скважин. Успешность обработок составила 83 % по снижению обводненности и 67 % по увеличению дебита нефти. Снижение обводненности по скважинам составило в среднем 7 %, дебит жидкости увеличился на 0,3 т на скважину в сутки, дебит нефти вырос на 1,3 т на скважину в сутки.
В 2004 г. на основании полученных в результате статистического анализа данных об обработках 2003 г. были отобраны для проведения электровоздействия еще 34 скважины. Успешность обработок составила 85 % по снижению обводненности и 94 % по увеличению дебита нефти. Обводненность снизилась в среднем на 9 %, дебит жидкости увеличился на 5 т на скважину в сутки, дебит нефти вырос на 3,2 т на скважину в сутки.
Результаты работ по электровоздействию на месторождении Узень в 2003 и 2004 гг. представлены в таблицах 3.13-3.14. Результаты применения обнадеживающие – дебиты нефти возрастают до 3-х раз, уменьшается обводненность продукции, приемлемый срок действия – от нескольких месяцев до нескольких десятков месяцев. При этом природа коллектора на получаемые результаты ощутимо не влияет.
Для ограничения водопритока предлагается использовать селективную изоляцию. Ярким примером является технология с применением полимерно-гелевой системы «Темпоскрин», которая готовится на скважине путем ее смешивания с пресной или минерализованной водой. Для обработки одной скважины требуется 0,2-1,2 т сухого реагента. При закачке в пласт он образует гидрогель с высокими вязко-упругими и пластическими свойствами, которые практически не деструктурируют в пластовых условиях. Положительные результаты были получены на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения в условиях пластовой температуры 35-40 °С и на глубинах до 1750 м.
Аналогичным «Темпоскрину» является кремнийорганический изоляционный материал АКОР-БН, применимый в терригенных и карбонатных коллекторах при пластовом, пропластковом, подошвенном обводнении. Работы можно проводить с подъемом и без подъема внутрискважинного оборудования в скважинах с любым способом эксплуатации.
Технологическая схема проведения ремонтно-изоляционных работ проста и исключает применение любых буферных жидкостей.
Применение кремнийорганического изоляционного материала АКОР-БН на месторождениях Западной Сибири позволяет получить 1000-1500 т дополнительно добытой нефти на скважину при средней продолжительности эффекта от 6 месяцев до 5 лет (в зависимости от вида ремонта). Очень высокое качество материалов АКОР-Б₁₀₀ (разбавляется водой без изменения свойств) позволяет использовать небольшие объемы товарного реагента. Обычно данный материал разбавляют водой в 4-5 раз, а при необходимости – значительно больше. Таким образом, его можно рассматривать как концентрированную жидкость, из 1 т получается несколько тонн рабочего состава. Это позволяет значительно снизить стоимость 1 т закачиваемого реагента, а, следовательно, и стоимость проводимых работ. Обычно на 1 скважино-операцию используют 1,5-3 м³ товарного материала, приготавливают из этого объема 6-15 м³ водного рабочего раствора.
Преимущество АКОР – возможность использования при пластовых температурах до 300 °С. Проигрышная позиция – сравнительно небольшая дополнительная добыча 1-1,5 тыс. т нефти на скважину (т.е. примерно на 3 т реагента).
Преимущества «Темпоскрин» – дополнительная добыча 2-5 тыс. т на 1 т реагента и экологическая безопасность. Проигрышная позиция – температурное ограничение (80 °С). В целях совершенствования механизированного способа добычи нефти предлагается использование винтовых насосов, получивших, на сегодняшний день, широкое распространение в мире.
Системы винтовых насосов обладают рядом отличительных особенностей, которые могут сделать их более предпочтительными для механизированной добычи по сравнению с другими имеющимися техническими средствами. Особенностями являются: высокий КПД (50-70 %), низкие капитальные затраты и расходы на электроэнергию, возможность перекачивания жидкостей с высоким уровнем вязкости, большим содержанием твердых частиц и свободного газа, низкие значения внутренних градиентов скорости сдвига, ограничивающие эмульгирование жидкости, несложный монтаж и эксплуатация, небольшие габариты и низкий уровень шума приводной установки на устье.
Таблица 3.18 – Технологическая эффективность метода электровоздействия на продуктивные пласты месторождения Узень в 2003 г.

Номер скважины	НГДУ	ГУ	Блок	Горизонт	Дата воздействия	Добыча с начала года
						среднесуточная			накопл. дополнит.
						Qж, м^3/сут	Qн, т/сут	Qж, м^3		Qн, т
8306	1	83	4	13	28.09.04 г.	1	0,2	213		28
5242	1	83	4	14	30.09.04 г.	-20	-9,6	-2250		-1090
2903	1	84	4	14	27.09.04 г.	12	0,8	1305		118
1756	1	84	4	14	27.09.04 г.	2	1,9	240		271
2453	1	83	4	13	28.09.04 г.	3	3,3	667		694
1242	1	83	4	14	30.09.04 г.	-9	3,7	-1645		667
3454	3	1	3	15	18-19.10.04 г.	3	0,6	264		51
5659	3	1	3	15	17-18.10.04 г.	3	1,7	244		152
7396	3	3	3	14	18-19.10.04 г.	2	1	206		134
4071	3	61	3	17	20-21.10.04 г.	15	8,4	1771		970
6058	3	3	3	17	17-18.10.04 г.	-10	-2,9	-310		-90
5919	3	11	2а	11	23.10.04 г.	-11	2,5	-1670		381
5546	3	11	2а	15	22.10.04 г.	-4	1,8	-596		271
2843	3	11	2а	15	22.10.04 г.	14	1,5	2317		254
676	3	3	3	14	18-19.10.04 г.	-1	2,6	-96		384
2766	1	68	2	14	07.10.04 г.	3	1,2	395		147
2054	1	68	2	14	07.10.04 г.	21	11,9	3814		2129
7252	1	80	1	14	12.10.04 г.	5	4,3	922		761
7254	1	80	1	14	14.10.04 г.	1	1,1	62		81
7251	1	80	1	14	12.10.04 г.	-6	2,5	-485		201
2152	1	85	4	14	15.10.04 г.	27	5,2	4540		870
2844	1	68	2	14	06.10.04 г.	18	5,1	3583		997
5728	1	88	4а	14	05-06.10.04 г.	12	2,7	2130		463
587	1	4	4а	14	01.10.04 г.	39	17,1	8131		3546
8802	1	90	5	14	02-03.10.04 г.	20	2,8	4080		573
5953	1	85	4	14	15.10.04 г.	13	4,9	2500		947
7304	1	80	1	14	14.10.04 г.	-4	0,2	-538		34
5005	1	80	1	14	13.10.04 г.	0	0,2	0		22
5002	1	80	1	14	13.10.04 г.	-2	-0,1	-275		-9
5276	1	68	2	14	06.10.04 г.	-2	0,5	-272		69
1274	1	8S	2	14	03-04.10.04 г.	2	1,7	473		358
7367	1	90	5	13	02-03.10.04 г.	-8	0,6	-1692		118
1293	1	88	4а	14	05-06.10.04 г.	-12	-1,3	-2255		-241
4673	1	88	4а	14	03-04.10.04 г.	10	6,1	880		518
3078	3	И	2а	14	23.10.04 г.	-12	-1,4	-1435		-160

Таблица 3.19 – Технологическая эффективность метода электровоздействия на продуктивные пласты месторождения Узень в 2004 г.

Номер скважины	НГДУ	ГУ	Блок	Горизонт	Дата воздействия	Добыча с начала года
						среднесуточная		накопл. дополнит.
						Qж, м^3/сут	Qн, т/сут	Qж, м^3	Qн, т
5254	1	80	1	14	02.12.03 г.	15	2	2204	300
2001	2	80	1а	14	02.12.03 г.	-6	3,1	-907	471
4794	3	16	2а	14	03.12.03 г.	0	-0,4	4	-54
2509	3	16	2а	14	03.12.03 г.	-3	1	-343	113
577	1	83	4	15	04.12.03 г.	0	0,9	-33	82
3501	1	83	4	15	04.12.03 г.	2	1,3	155	120
1167	3	1	3	14	09.12.03 г.	2	1	390	167
1986	3	1	3	14	09.12.03 г.	10	6,2	1581	997
2159	1	83	4	14	08.12.03 г.	0	4,5	-10	683
2184	1	83	4	14	08.12.03 г.	17	3,4	2990	593
1242	1	83	4	14	09.12.03 г.	10	3,4	1756	633
5242	1	83	4	14	09.12.03 г.	-1	2,9	-160	538
3643	1	74	2	16	14.12.03 г.	7	-0,4	647	-34
3476	3	8	3	15	11.12.03 г.	13	9,2	1889	1390
4323	3	11	2а	18	13.12.03 г.	-5	-2,8	-760	-434
7033	2	43	5а	13	16.12.03 г.	-48	-13,3	-4371	-1225
7097	2	43	5а	13	16.12.03 г.	-6	-2,6	-910	-0,389
2273	2	47	5	14	17.12.03 г.	-11	-4,6	-1655	-708
5079	2	47	5	13	17.12.03 г.	-7	6,3	-1282	1154
1314	2	47	5	14	18.12.03 г.	1	2,3	205	417
2194	2	47	5	14	18.12.03 г.	-40	4,7	-5986	713
1652	2	6	5а	13	19.12.03 г.	2	3,1	335	563
8328	2	6	5а	13	19.12.03 г.	8	-2,1	1262	-314
1787	2	45	5а	13	20.12.03 г.	-17	-2	-2598	-293
5222	2	40	6	13	21.12.03 г.	-12	-3,5	-1792	-530
6641	2	40	6	13	21.12.03 г.	35	11,1	5323	1706
1362	2	45	5а	13	22.12.03 г.	-5	1,6	-414	148
3387	2	5	6	15	23.12.03 г.	-63	-11,6	-5750	-1065
7838	2	109	6а	13	23.12.03 г.	61	20,3	10476	3500
7843	2	109	6а	13	23.12.03 г.	-1	-0,5	-216	-74
654	2	5	6	15	25.12.03 г.	18	3,3	2739	501
3395	2		6	13	25-26.12.03 г.			45	176
6667	2		6	13	23.12.03 г.	-12	-1,3	-604	-593
3022	1		2	15	12-14.12.03 г.	10	6,1	369	545
4644	3		2а	18	16-17.12.03 г.	0	1,5	-383	-164
3473	3		2а	15	13-14.12.03 г.	-12	-1,4	2855	1606

Помимо вышеперечисленных, положительную оценку эффективности применения на месторождениях Узбекистана получили технологии воздействия на призабойную зону пласта (соляно-кислотная обработка) с целью интенсификации притока.

Для успешного применения соляно-кислотной обработки необходимы достоверные сведения о продуктивных характеристиках пласта и слагающих его пород, свойств насыщающих его флюидов и пластовой воды. В зависимости от характеристик подбирается компонентный состав закачиваемого соляно-кислотного раствора. К примеру, для проведения СКО на скважине № 97 месторождения Северный Уртабулак сервисная компания использовала раствор следующего состава.
В 3 м³ 15 % раствора HCl содержалось

• 
  воды – 990 литров;
  
• 
  22 % раствор соляной кислоты – 1971 литр;
  
• 
  ингибитор коррозии – 18 литров;
  
• 
  ингибитор эмульсии – 6 литров;
  
• 
  ингибитор осадкообразования – 15 литров;
  
• 
  регулирующий агент железа – 25 кг.
  

В связи с плотным строением карбонатных пород, являющихся вместилищем углеводородов, авторы считают целесообразным применять замедлители реакции. Их применение способствует более глубокому взаимодействию породы с соляной кислотой. В качестве замедлителя реакции можно использовать слабые кислоты (уксусную, лимонную, бензойную).
Необходимо отметить, что в процессе обработки призабойной зоны на скважинах месторождения Северный Уртабулак инженерами компании использовалась в качестве замедлителяреакции – бензойная кислота.
Соляно-кислотная обработка осуществлялась на скважинах №№ 39, 44, 54, 97 месторождения Северный Уртабулак.
Результаты работ по соляно-кислотной обработке представлены в таблице 3.15.
Таблица 3.20 – Эффективность геолого-технические мероприятия (ГТМ) месторождения Северный Уртабулак

№ скв.	Наименование ГТМ	Среднесуточный дебит нефти, т/сут		Время эффективности ГТМ, мес	Прирост, т/год
		до ГТМ	максимальный после ГТМ
39	СКО	10,0	20,4	11	1434,5
44	СКО	9,0	31,0	21,5	4353,5
54	СКО	13,2	25,8	15	5200,0

2.