АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА В СКВАЖИНАХ ЯУНЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На Яунлорском месторождении пласт АС7-8 представлен нефтегазоконденсатной залежью. [1, с. 19]

Как правило, в процессе разработки нефтяных месторождений эффективность работы скважины напрямую связана с состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП), которая наиболее подвержена различного рода физическим, химическим и термодинамикаческим изменениям. Чаще всего фильтрующие способности породы-коллектора в ПЗП из-за воздействия технологических условий (загрязнение фильтром бурого раствора и жидкости глушения), ниже, чем на удаленной зоне пластовой залежи.

Продукция скважин, в которых имеется контакт с водоносной частью залежи и есть высокая степень неоднородности по проницаемости приводит к обводнению продукции скважин и частично или полностью отключению из разработки интервалов пластов с пониженной проницаемостью. В связи с этим возникает необходимость проведения мероприятий по увеличению фильтрационного свойства пород в ПЗП, выравнивания профилей притока и приёмистости, устранения заторможенных конусов обводнения и заколоченных перетоков воды. Как правило, такие работы проводятся не более года, поэтому они являются основным средством вывода скважин на оптимальный режим эксплуатации.

Для планирования наиболее эффективных мероприятий на прогнозный период разработки объекта АС7-8 анализ проведён по скважинам, в которых воздействия на ПЗП проведены в период эксплуатации.

Технологии по воздействию на околоскважинную зону пласта разделены на три основных вида:

- ОПЗ физико-химическими методами (физические методы, обработки химическими реагентами, депрессионные методы);

- перфорационные технологии;

- изоляционные мероприятия.

За анализируемый период на объекте проведено 4 мероприятия по воздействию на ПЗП добывающих скважин, в том числе глинокислотные ОПЗ – 2, солянокислотные ОПЗ – 2. Кратность изменения дебита нефти после воздействий составила 2,4 раза. Дебит жидкости (нефти) увеличился с 13,4 (4,6) до 22,4 (11,0) т/сут, обводнённость скважин снизилась с 69,5 до 52,3 %. Удельная эффективность воздействий составила 1082,4 т/скв.-опер., при продолжительности эффекта 124 сут. и среднем приросте дебита нефти 8,7 т/сут. В целом за счёт проведения четырёх воздействий на ПЗП дополнительно добыто 4,32 тыс.т нефти. [2, с. 25]

На нагнетательном фонде скважин проведено 116 скважиноопераций по воздействию на призабойную зону пласта, в том числе ОПЗ химическими реагентами – 87, перфорационных мероприятий – 29.  Для восстановления и увеличения приёмистости на действующем фонде нагнетательных скважин применялись следующие технологии воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП): глинокислотные ОПЗ (22 скв.-опер.), солянокислотные ОПЗ (19 скв.-опер.), ОПЗ кислотными составами (19 скв.-опер.), обработки кислотой (СКО, ГКО) с добавлением ПАВ (19 скв.-опер.), ОПЗ химреагентами совместно с перфорационными мероприятиями и РИР (8 скв.-опер.), перфорационные мероприятия (29 скв.-опер.). Средний объём закачки химических реагентов составил 7,5 м3. В результате проведённых ОПЗ химическими реагентами средняя приёмистость скважин увеличилась в 2,3 раза (с 30,0 до 69,4 м3/сут) при средней продолжительности эффекта 464 сут. За счёт проведения воздействий на ПЗП по окружающим добывающим скважинам дополнительно добыто 109,7 тыс.т нефти при удельной эффективности мероприятий 1370,8 т/скв.-опер. С учётом переходящего эффекта от ранее проведённых мероприятий дополнительная добыча оценивается на уровне 145,25 тыс.т нефти.

В результате проведённых перфорационных мероприятий средняя приёмистость скважин увеличилась в 2,1 раза (с 41,0 до 86,3 м3/сут) при средней продолжительности эффекта 362 сут. За счёт проведения воздействий на ПЗП по окружающим добывающим скважинам дополнительно добыто 21,8 тыс.т нефти при удельной эффективности мероприятий 805,7 т/скв.-опер. С учётом переходящего эффекта от ранее проведённых мероприятий дополнительная добыча нефти оценивается на уровне 24,55 тыс.т

В добывающих скважинах проведено 13 мероприятий по устранению негерметичности эксплуатационной колонны. До мероприятий дебит нефти составлял 4,7 т/сут, обводнённость продукции скважин – 94,4 %. После РИР дебит нефти увеличился до 10,0 т/сут, обводнённость снизилась до 85,2 %. За счёт мероприятий дополнительно добыто 33,95 тыс.т нефти при удельной эффективности 2611,2 т/скв.-опер. и средней продолжительности эффекта 412 суток. С учётом переходящего эффекта от ранее проведённых мероприятий дополнительная добыча нефти оценивается на уровне 38,82 тыс.т.

В нагнетательных скважинах проведено 15 мероприятий по устранению негерметичности эксплуатационной колонны и 17 мероприятий по изоляции заколонных перетоков, из них 24 совместно с ОПЗ химическими реагентами и перфорационными воздействиями. До РИР средняя приёмистость скважин составляла 34,7 м3/сут, после РИР – увеличилась до 72,4 м3/сут. За счёт проведения РИР по окружающим добывающим скважинам дополнительно добыто 21,28 тыс.т нефти при удельной эффективности 665,1 т/скв.-опер. и средней продолжительности эффекта 334 сут. С учётом переходящего эффекта от ранее проведённых мероприятий дополнительная добыча нефти оценивается на уровне 22,29 тыс.т.

Результаты оценки анализа эффективности применения различных методов воздействия на призабойную зону пласта приведены на рисунке 1.

Рисунок 1 - Удельная дополнительная добыча нефти на 1 скважинооперацию, т/скв.-опер.

Более действенными с точки зрения удельной дополнительной добычи себя зарекомендовали РИР в добывающих скважинах, менее действенные – РИР в нагнетательных скважинах. Доля в общей дополнительной добыче нефти от мероприятий по воздействию на ПЗП представлена на рисунке 2. За счет большого количества мероприятий, как видно из рисунка 2,  наибольшую долю в дополнительной добыче нефти (64%) составляет эффект от физико-химической обработки призабойной зоны в нагнетательных скважинах.

Рисунок 2 –Дополнительная добыча нефти от реализации мероприятий по воздействию на ПЗП, тыс. т.

В целом, все рассмотренные мероприятия являются эффективными и их реализация необходима для достижения проектных показателей КИН. До 2040 года по действующему варианту разработки на Яунлорском месторождении запланировано проведение более 3 тыс. мероприятий по воздействию на ПЗП. Прогнозируемая дополнительная добыча нефти от них составит 2,8 млн. т. нефти (13,4% от предполагаемой дополнительной добычи нефти, полученной за счет реализации всего комплекса геолого-технических мероприятий по воздействию на пласт). [3, с. 236]

Выводы:

1. Реализуемые на Яунлорском месторождении мероприятия по воздействию на ПЗП достаточно эффективны.
2. Для обеспечения достижения проектного значения КИН необходимо продолжать реализацию комплекса мероприятий по воздействию на пласт. В соответствии с действующим вариантом разработки до 2040г. дополнительная добыча нефти от воздействия на ПЗП прогнозируется на уровне 2,8 млн.т., что составляет 13,4% от всей дополнительной добычи нефти, полученной за счет реализации всего комплекса геолого-технических мероприятий по воздействию на пласт.