@OilManBy support@oilman.by

PROнефть: Причины снижения эффективности потокоотклоняющих технологий, на месторождениях Западной Сибири (статья)

В.Ю. Хорюшин1, А.А. Громан2
1 ООО «Газпромнефть-Оренбург»,
2 Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»
Электронный адрес: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
Ключевые слова: потокоотклоняющие технологии, ПОТ, повышение нефтеотдачи пластов, снижение эффективности, Кечимовское нефтяное месторождение, новые источники обводнения, выработка застойных зон, превентивная закачка потокоотклоняющего состава, изменение доминирующего источника обводнения
В работе рассмотрены причины снижения эффективности потокоотклоняющих технологий на месторождениях Западной Сибири, предложены инструменты нивелирования негативного эффекта.
REASONS OF DECREASING THE EFFICIENCY OF DEFLECTION TECHNOLOGIES IN WESTERN SIBERIA
PRONEFT». Professional’no o nefti, 2020, no. 4 (18), pp. 57-61
V.Yu. Khoryushin1, A.A. Groman2
1 LLC Gazpromneft-Orenburg, 2 Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
E-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
Keywords: deflection technologies, DT, enhanced oil recovery, decreasing the efficiency, Kechimovskoye oilfield, new source of water trouble, production of no flow zone, prevented treatment, changing of dominant source of water trouble
The paper considers the reasons for the decrease in the efficiency of deflection technologies in the fields of Western Siberia and proposes implements for control the negative effect.
DOI:  10.7868/S2587739920040084
 
Накопленный опыт применения потокоотклоняющих технологий (ПОТ) на нефтяных месторождениях Западной Сибири позволяет сделать вывод о том, что эффективность обработок на одних и тех же участках неуклонно снижается. Подобный вопрос в своих работах освещали Ю.В. Земцов [6; 8; 11], М.А. Силин [2], Т.А. Исмагилов [1; 3], А.Н. Куликов [4; 5], А.А. Ручкин [7], Д.Ю. Елисеев [9], Л.М. Петрова и др. [10], однако в целом причины снижения эффективности от реализации ПОТ не обобщены и не классифицированы, что, в свою очередь, не позволяет продумать инструменты по нивелированию снижающегося эффекта. Целью данной статьи является классификация основных причин снижения эффективности ПОТ, выделение основных признаков каждой группы и проработка инструментов повышения эффективности. Поставленная цель достигается посредством анализа теоретической базы трудов ведущих ученых-исследователей и эмпирической базы исследований авторов, которая представляет собой анализ примененных ПОТ период 2014–2018 гг. в Покачевском регионе. 
Всего рассмотрено 1408 скважино-операций. В данной подборке не рассматривались причины снижения эффективности, связанные с проведением ГТМ (дострелы и перестрелы продуктивных пластов, ГРП, обработка призабойной зоны пласта кислотными составами и др.) и переводом в бездействие на реагирующих (добывающих) скважинах. Предлагается разделить причины снижения эффективности ПОТ на четыре группы: 1) появление новых источников обводнения (ввод новой нагнетательной скважины на участке, изменение режима работы нагнетательных скважин на участке и т.д.); 2) выработка застойных зон; 3) превентивная закачка потокоотклоняющего состава (ПОС); 4) изменение доминирующего источника обводнения (негерметичность эксплуатационной колонны, заколонные циркуляции, конусообразование). Первая группа характеризуется изменением фильтрационных потоков за счет перевода

скважин из добывающего фонда в нагнетательный, изменением режима закачки на самой скважине и на соседних нагнетательных скважинах. Подобные изменения режима разработки залежи меняют направления движения жидкости, что снижает влияние перераспределения фильтрационных потоков на эффективность выработки нефти. Выработка застойных зон – наиболее распространенная причина снижения эффективности, потому что при проведении закачки ПОС высокопроницаемый интервал закупоривается, закачка воды распределяется в низко — проницаемые интервалы, в которых остаточная нефтенасыщенность близка к начальной нефтенасыщенности. Однако со временем эта зона вырабатывается, что приводит к ситуации, когда при повторной закачке ПОС эффективность на реагирующих скважинах в виде снижения обводненности жидкости не проявляется. В работе [9] в качестве инструмента по увеличению технологической эффективности ПОТ предлагается применение составов с удаленным гелированием, однако остается открытым вопрос локализации потокоотклоняющего экрана. Наиболее эффективным и надежным решением подобной проблемы является увеличение объема ПОС на величину объема выработанного интервала. Дополнительный объем состава кольматирует поровый объем выработанной части пласта, направляя потоки жидкости в менее проницаемые интервалы, куда закачка не осуществляется при стационарном режиме заводнения. Логичным ходом является увеличение объема состава с каждой последующей закачкой ПОС. В работе [12] предлагается использовать промытый поровый объем, который определяется путем оцен — ки объема нефти по участку воздействия, добытого с момента начала заводнения и до прорыва воды в добывающих скважинах. Наиболее ярким примером снижения эффективности мероприятий по причине выработки застойной зоны является закачка ПОС в скважину №7080Н Кечимовского месторождения и реагирование на эту обработку скважины №7081Г (рис. 1). Участок приурочен к объекту АВ1–2, который состоит из пластов АВ1/3 иАВ 2, фильтрационно-емкостные (ФЕС) свойства которых значительно отличаются друг от друга. Пласт АВ1/3 – низкопроницаемый, пласт АВ 2 – высокопроницаемый. Установлено, что между нагнетательной и добывающей скважинами имеется гидродинамическая связь. Как видно из рис. 2, скважина №7080Н имеет значительную историю обработок различными по реологическим характеристикам составами. Первая обработка скважины №7080Н эмульсионно-суспензионным составом (ЭСС) в объеме 350 м 3 позволила снизить обводненность добываемой продукции на 21% (с 85 до 64%), при этом прокачка эффективного порового объема зоны дренирования нагнетательной скважины составила 0,11% (табл. 1). Врезультате первой обработки нагнетательной скважины дополнительная добыча нефти получена в объеме 6,940 тыс.т. Входе закачки ПОС технологических нарушений выявлено не было, конечное давление закачки достигло значения давления водовода. Как видно, эффективность двух последующих обработок с практически идентичным объемом закачки неуклонно снижается (с 6940 до 827 т/скв.-опер.). Аобводненность добывающей скважины не вернулась к базовому значению первой обработки – 85%. Фактически вторую и третью обработки можно считать «превентивными», т.е. направленными на поддержание текущего эффекта. Подобные обработки обладают признаками 3 группы причин снижения
 

эффективности ПОС. Тем не менее фактическая эффективность, которую можно проследить в изменении обводненности продукции скважины до и после обработки ПОС, показывает, что эта разница по 2-й и 3-й закачке снижается: 25 и 9% соответственно. Подобный феномен является косвенным показателем выработки застойной зоны. В дальнейшем на скважине №7080Н предложено увеличить прокачку порового объема ПОС до 0,16% (500 м 3 ) и перейти на состав с более высокими реологическими свойствами – гелеобразующий состав на основе полиакриламида (ПАА), технология ГОС. За счет подобных корригирующих действий удалось получить дополнительную добычу нефти в объеме 0,999 тыс.т, что превысило показатель эффективности предыдущей обработки на 0,172 тыс.т, а также позволило снизить обводненность скважины на 11% (с 81 до 70%). Ввиду того что опыт увеличения объема закачки ПОС был успешным, для последующих обработок увеличение объема было закономерным решением. Сложность, однако, возникала с подбором планового объема закачки ПОС. Предварительно объем был увеличен на 200 м 3 , что соответствует увеличению объема после 3-й закачки ПОС (с 300 до 500 м 3 ), а также было принято решение между циклами закачки сшитого ПАА закачивать мелкодисперсный наполнитель в виде мела и древесной муки для армирования тела гелевого экрана, увеличения его устойчивости к механической деструкции и уменьшения затрат на дорогостоящие химические реагенты. В результате было закачано 702 м 3 гель-дисперсного состава (ГОС-1АС) на основе ПАА, прокачка порового объема ПОС составила 0,23%, а эффективность сохранилась на уровне предыдущей обработки и составила 0,987 тыс. т дополнительной нефти. На скважине № 7081Г обводненность снизилась на 9% (с 74 до 65%). По окончании эффекта от пятой обработки скважины №7080Н в мае 2018 г. обводненность на скважине №7081Г начала расти и достигла 71%. Очевидно, что степень промытости резервуара на тот период уже отличалась от периода, в который проводилась пятая обработка составом ГОС -1АС. Накопленная закачка воды соста — вила 287 тыс. м 3 (табл. 1). Предложено было про — вести пилотную большеобъемную закачку ПОС по технологии БОГОС -1АС (технология ГОС -1АС с увеличенным объемом закачки) с прокачкой порового объема ПОС не менее 0,60%. Всего закачано 2004 м 3 состава, однако конечное давление закачки ПОС составило 95 атм при давлении нагнетания стационарной закачки воды 135 атм, что указывает на имеющийся потенциал увеличения объема закачки. В результате дополнительная добыча нефти от закачки БОГОС -1АС составила 1,822 тыс.т, а обводненность на анализируемой скважине №7081Г снизилась с 74 до 57% (на 17%). Стоит отметить, что на скважине №7081Г за всю историю эксплуатации не было такой низкой обводненности. История закачки ПОС в скважину №7080Н и реагирование скважины №7081Г демонстрируют картину выработки застойных зон как причину снижения эффективности ПОТ. Подобный опыт позволяет выработать инструмент по ликвидации подобного феномена, а также подтверждает необходимость увеличения объема закачки при проведении повторных обработок потокоотклоняющими составами.
ПРЕДЛАГАЕТСЯ РАЗДЕЛИТЬ ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ЧЕТЫРЕ ГРУППЫ: ПОЯВЛЕНИЕ НОВЫХ ИСТОЧНИКОВ ОБВОДНЕНИЯ, ВЫРАБОТКА ЗАСТОЙНЫХ ЗОН, ПРЕВЕНТИВНАЯ ЗАКАЧКА ПОТОКООТКЛОНЯЮЩЕГО СОСТАВА, ИЗМЕНЕНИЕ ДОМИНИРУЮЩЕГО ИСТОЧНИКА ОБВОДНЕНИЯ.  
 
На снижение эффективности влияет также период проведения закачки ПОС: закачка состава в период роста обводненности добывающей скважины по причине прорыва закачиваемой воды и повторная превентивная обработка ПОС, направленная на сохранение эффекта, в частности, сформированного распределения фильтрационных потоков. Определяющим признаком данной группы является проведение повторной 

(превентивной) закачки ПОС в период, характеризующийся продолжением эффекта от предшествующей обработки. Эффективность закачки ПОС определяется как разница между фактической добычей и прогнозируемой, которая рассчитывается по характеристикам вытеснения. Известно, что прогноз дополнительной добычи формируется из базового периода, который, в свою очередь, может быть падающим (значит, прогнозируется падение добычи нефти) и растущим (прогнозируется рост добычи нефти). Растущий прогноз является следствием того, что в базовом периоде скважины добыча нефти стабилизируется либо увеличивается за счет геолого-технических мероприятий (ГТМ), в нашем случае за счет проведенной закачки ПОС. Подобное явление стоит учитывать при расчетах эффективности от проведения мероприятий по потокоотклонению, потому что игнорирование его может искажать фактическую эффективность. Четвертая группа характеризуется сменой доминирующего источника обводнения. В добывающей скважине помимо прорыва нагнетаемой воды причинами обводнения могут также являться появление заколонной циркуляции (ЗКЦ), негерметичности эксплуатационной колонны (НЭК), развитие воронки депрессии.
Появление ЗКЦ иНЭК в добывающих скважинах достаточно уверенно диагностируется: помимо роста обводненности продукции скважины, увеличивается коэффициент продуктивности (1) при отсутствии изменений параметров глубинно-насосного оборудования (ГНО) и режима закачки соседних нагнетательных скважин. Проявление воронки депрессии, или как ее еще называют «конусообразование» в наклонно-направленных скважинах (ННС) и «языкообразование» в горизонтальных скважинах (ГС), диагностируется сложнее, потому что характер обводнения схож с прорывом закачиваемой воды. Косвенно указывать на проявление воронки депрессии среди прочих факторов обводнения скважины может рост уровня водонефтяного контакта (ВНК), увеличение отборов скважины именно за счет изменения ГНО, а не за счет увеличения коэффициента продуктивности:

 
где η– коэффициент продуктивности [м³/(с ·Па)], Q – дебит скважины [м³/с], Pп – пластовое давление [Па], Pз – забойное давление [Па].
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
 
В качестве решений проблемы по каждой группе причин снижения эффективности ПОТ предлагаются следующие рекомендации:
1) при появлении новых источников обводнения рекомендуется проведение геолого-промыслового анализа участка при обновленных условиях режима работы залежи, расчет оптимальных режимов закачки и отбора жидкости на секторных геолого-гидродинамических моделях (ГГМ), оценка целесообразности проведения закачки ПОС на скважинах, переведенных в нагнетательный фонд;
2) при проявлении признаков выработки застойных зон рекомендуется проведение технико-экономической оценки увеличения объема закачиваемого состава при наличии невыработанных интервалов пласта на ГГМ;
3) в случае проведения превентивной закачки ПОС рекомендуется прибегнуть к отклонениям от утвержденной методики расчета, в частности проводить расчет «прямым счетом», продолжать проводить расчет по предыдущей обработке, а эффект новой обработки считать с момента закачки ПОС;
4) при изменении доминирующего источника обводнения рекомендуется принять меры по ликвидации эффекта от доминирующего источника обводнения, при ЗКЦ и НЭК – РИР, при формировании воронки депрессии рекомендуется провести ТЭО снижения отборов жидкости, ВИР либо РИР водонасыщенных интервалов с целью минимизации эффекта «подтягивания подстилающей воды».
Список литературы
1. Исмагилов Т.А., Ганиев И.М., Сорокин А.В., Резник Н.С., Эдель С.И. Эффективное применение потокоотклоняющей технологии на основе гелеполимерных составов в горизонтальных скважинах Ванкорского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 117–121.
 
2. Силин М.А., Елисеев Д.Ю., Куликов А.Н. Влияние геолого-технологических факторов на повышение нефтеотдачи пластов // SPE Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка, 26–28 октября, Москва, Россия. – 2010. – SPE136235.
 
3. Исмагилов Т.А. Применение потокоотклоняющих технологий с учетом механизма обводнения продукции скважин // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – С. 56–59.
 
4. Куликов А.Н. Оптимизация последовательности применения технологий ограничения водопритоков и повышения нефтеотдачи пласта в ходе разработки залежей нефти / А.Н. Куликов, М.А. Силин, JI.A. Магадова, Д.Ю. Елисеев // Территория нефтегаз. – 2013. – № 4. – С. 62–67.
 
5. Куликов А.Н., Елисеев Д.Ю., Рожков А.П. Влияние геолого-технологических факторов на эффективность физико-химических технологий ПНП и их совершенствование // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 6. – С. 59–66.
 
6. Кулагин С.Л. Эффективность МУН при различной степени выработки объекта / С.Л. Кулагин, Ю.В. Земцов, Ш.С. Галимов // Бурение и нефть. – 2011. – № 2. – С. 42–44.
 
7. Ручкин А.А. Оптимизация применения потокоотклоняющих технологий на Самотлорском месторождении / А.А. Ручкин, А.К. Ягафаров. – Тюмень: Вектор Бук, 2005. – 148 с.
 
8. Земцов Ю.В., Баранов А.В., Гордеев А.О. Обзор физико-химических МУН, применяемых в Западной Сибири, и эффективности их использования в различных геолого-физических условиях // Нефть. Газ. Новации. – 2015. – № 7. – С. 11–21.
 
9. Елисеев Д.Ю., Куликов А.Н., Силин М.А. Особенности многократного применения технологий выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин // Нефть. Газ. Новации. – 2015. – № 6. – С. 23–26.
 
10. Петрова Л.М., Аббакумова Н.А., Фосс Т.Р., Романов Г.В., Муслимов Р.Х., Крупин С.В. О повторном применении потокоотклоняющей технологии // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 9. – С. 79–81.
 
11. Рамазанов Р.Г. Эффективность и перспективы применения химических методов увеличения нефтеотдачи для стабилизации добычи нефти / Р.Г. Рамазанов, Ю.В. Земцов // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – 2002. – № 1. – С. 34–35.
 
12. Захаров В.П., Исмагилов Т.А., Телин А.Г., Силин М.А. Нефтепромысловая химия. Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. – 224 с.
 
References
1. Ismagilov T., Ganiev I., Sorokin A., Reznik N., Edel S. Effective Application of Deflection Technology Based on Gel Polymer Compositions in Horizontal Wells of the Vankor Field. Neftyanoe khozyajstvo [Oil industry]. 2017, no. 1, pp. 117–121. (In Russ.)
 
2. Silin M., Eliseev D., Kulikov A. Influence of geological and technological factors on enhanced oil recovery. SPE Rossijskaya tekhnicheskaya neftegazovaya konferencziya i vystavka (Moskva, 26–28.10.2010) [Russian Technical Oil and Gas Conference and Exhibition, Moscow, October, 26–28]. SPE. 2010. Paper-136235. (In Russ.)
 
3. Ismagilov T. Application of deflection technologies taking into account the mechanism of water cut in well production. Neftyanoe khozyajstvo [Oil industry]. 2015, no. 11, pp. 56–59. (In Russ.)
 
4. Kulikov A., Silin M., Magadova L., Eliseev D. Optimization of the sequence of application of technologies for limiting water inflows and enhancing oil recovery during the development of oil deposits. Territoriya neftegaz [Oil and gas territory]. 2013, no. 4, pp. 62–67. (In Russ.)
 
5. Kulikov A., Eliseev D., Rozhkov A. Influence of geological and technological factors on the efficiency of physical and chemical technologies of EOR and their improvement. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenij [Geology, geophysics and development of oil and gas fields]. 2011, no. 6, pp. 59–66. (In Russ.)
 
6. Kulagin S., Zemcov Y., Galimov Sh. EOR efficiency at varying degrees of production unit development. Burenie i neft. 2011, no. 2, pp. 42–44. (In Russ.)
 
7. Ruchkin A., Yagafarov A. Optimizacziya primeneniya potokootklonyayushhikh tekhnologij na Samotlorskom mestorozhdenii [Optimization of the application of flow diverting technologies at the Samotlor field]. Tyumen, Vektor book, 2005. 148 p.
 
8. Zemcov Y., Baranov A., Gordeev A. Review of physical and chemical EOR applied in Western Siberia and the effectiveness of their use in various geological and physical conditions. Neft. Gaz. Novaczii [OIL. GAZ. Novation]. 2015, no. 7, pp. 11–21. (In Russ.)
 
9. Eliseev D., Kulikov A., Silin M. Features of multiple application of technologies for leveling the injectivity profile of injection wells. Neft. Gaz. Novaczii [OIL. GAZ. Novation]. 2015, no. 6, pp. 23–26. (In Russ.).
 
10. Petrova L., Abbakumova N., Foss T., Romanov G., Muslimov R., Krupin S. About reapplying deflection technology. Neftyanoe khozyajstvo [Oil industry]. 2010, no. 9, pp. 79–81. (In Russ.)
 
11. Ramazanov R., Zemcov Y. Efficiency and prospects of application of chemical methods of enhanced oil recovery to stabilize oil production. Razrabotka i ekspluatacziya neftyanykh mestorozhdenii [Development and operation of oil fields]. 2002, no. 1., pp. 34–35. (In Russ.)
 
12. Zakharov V., Ismagilov T., Telin A., Silin M. Neftepromyslovaya khimiya. Regulirovanie filtraczionnykh potokov vodoizoliruyushhimi tekhnologiyami pri razrabotke neftyanykh mestorozhdenij [Oilfield chemistry. Regulation of filtration flows by water-isolating technologies in the development of oil fields]. Moscow, Russian State University of Oil and Gas «Gubkin University», 2010. 224 p
 

Source

Добавить комментарий

Будет полезно знать

Новаторы «Самотлорнефтегаза» подали более 10 тысяч инициатив в рамках системы непрерывных улучшенийНоваторы «Самотлорнефтегаза» подали более 10 тысяч инициатив в рамках системы непрерывных улучшений

Внедрение пакера нового поколения позволит ускорить ввод скважины в эксплуатацию НИЖНЕВАРТОВСК, 19 октября. На Самотлорском месторождении начались опытно-промышленные испытания инновационного оборудования. Впервые в истории отечественной отрасли 10-стадийный гидроразрыв пласта проводится

Росгеология не выполнила госконтракты на 4,1 млрд рублейРосгеология не выполнила госконтракты на 4,1 млрд рублей

Итого аудита расходов бюджета на воспроизводство и использование природных ресурсов озвучила Счетная палата РФ 45 госконтрактов в сфере недропользования на общую сумму 4,1 млрд руб. остаются невыполненными со стороны АО

«Газпром нефть» развивает проекты на основе долгосрочных рисковых операторских договоров«Газпром нефть» развивает проекты на основе долгосрочных рисковых операторских договоров

Совет директоров «Газпром нефти» рассмотрел информацию о ходе реализации проектов компании в рамках долгосрочных рисковых операторских договоров на месторождениях ПАО «Газпром» и задачах по их выполнению в 2021-2022 годах. В 2021-2022 гг. «Газпром нефть» — на основе долгосрочных