Покровского месторождения нефть

vk.com/id446425943

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

72

Наиболее оптимальной является комбинированная технология РИР, включающая закачку полимерной гелеобразующей композиции с последующим закреплением зоны изоляции прочным тампонажным материалом.

В качестве полимерной композиции предлагается композиция ПолиРИР (VEK), в качестве докрепляющего материала предлагается применить тампонажный состав Блок-С. Тампонажный материал Блок-С представляет собой смесь минеральных вяжущих веществ и модификатора и предназначен для цементирования обсадных колонн,

наращивания цементного кольца за колонной и установки герметичных мостов в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах с максимальной статической температурой до 600С.

На первом этапе закачивается полимерная гелеобразующая композиция ПолиРИР, которая изолирует поступление воды. При давлении менее 10 МПа состав закачивается в полном объеме в продуктивный пласт, и скважина закрывается на полимеризацию состава. Вслед за ней (без разделительной оторочки) закачивается докрепляющий тампонажный состав Блок-С, который создает барьер для поступления воды, образуя герметичный цементный камень.

Рассматриваемая комбинированная технология с составами ПолиРИР и Блок-С была опробована на трех скважинах терригенных пластов месторождений Самаранефтегаз. Получен положительный эффект (успешность 100%).

Потокоотклоняющая технология с использованием состава «Карфас», состоящего из карбамида, хлорида алюминия и некоторых химических добавок, рекомендуется для вовлечения в работу слабодренируемых прослоев,

выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах карбонатных пластов.

Особенностью реагента «Карфас» является то, что он способен образовывать гели только в пластовых условиях при взаимодействии с карбонатами. Вязкость раствора «Карфас» приближена к вязкости пластовой воды, что позволяет использовать его в низкопроницаемых коллекторах. Преимуществом технологии ограничения водопритока с

Консорциум « Н е д р а »

73

использованием предлагаемого реагента является избирательность воздействия. В промытых водой зонах, где нефтенасыщенность мала и контакт с поверхностью карбонатной породы максимален, реагент образует гели с наибольшей эффективностью. В непромытых зонах, в которых нефтенасыщенность близка к начальной и ограничен контакт реагента с поверхностью пор, реагент не реагирует с породой и не образует гель. Таким образом, при обработке пласта, содержащего промытые и непромытые прослои, реагент будет работать лишь на участках с максимальной водонасыщенностью и обводненностью. Время гелеобразования составляет 10-100 мин. Этот гель имеет выраженные пластические свойства. Начальное напряжение сдвига составляет 5-500 Па. С ростом скорости сдвига вязкость раствора увеличивается в 1,5-2 раза. Остаточные факторы сопротивления пористой среды после гелеобразования реагента

«Карфас» изменяются от 7 до 15.

После применения композиции водоизолирующий экран можно ликвидировать обработкой призабойной зоны раствором соляной кислоты.

С целью увеличения нефтеотдачи терригенных пластов за счёт повышения охвата заводнением рекомендуется применение гелеобразующих составов на основе полиакриламида (СПС). Метод СПС представляет собой модификацию сшитых полимерных систем, образующихся в результате взаимодействия водорастворимого полимера с ионами многовалентных металлов. Для получения указанных композиций можно использовать полиакриламид (молекулярная масса - свыше 2 млн., степень гидролиза до 15%), сшивающим агентом должен быть поливалентный катион, например,

ион хрома (ацетат хрома), алюминия или железа.

Варьируя концентрации полимера и сшивателя можно получить так называемую «редко-сшитую» систему,

обладающую повышенной фильтруемостью, вместе с тем сохраняя необходимые свойства, присущие полимерным

Консорциум « Н е д р а »

74

гелям, а именно: вязкоупругость. В этом случае, закачка большеобъемных оторочек полимерных композиций наиболее эффективна как для увеличения охвата пласта по разрезу, так и по площади.

Для приготовления рабочих растворов можно использовать как пресную, так и минерализованную воду.

Величина приёмистости обрабатываемой скважины должна быть не меньше 150 м3/сут при давлении закачки.

Если приёмистость меньше указанной величины, то до применения данной технологии на скважине проводят мероприятия, направленные на увеличение приёмистости.

Физико-химическая сущность применения таких составов заключается в том, что гелеобразный состав,

устойчивый к размыву, образуется непосредственно в пласте в результате взаимодействия полиакриламида с ацетатом хрома, а так же с минерализованной водой. В результате происходит выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин, снижение обводнённости продукции действующих скважин и повышение темпов отбора нефти.

Консорциум « Н е д р а »

75

2.9 Оценка эффективности разработки пласта Б2’,Б2,Б3 и рекомендации для дальнейшей разработки

Анализ выработки запасов подтверждает достаточную эффективность применяемой системы разработки объекта Б-2’.Б-2.Б-3, о чем свидетельствует кривая вытеснения (рис. 2.7). Удельная накопленная добыча нефти на 1

добывающую скважину за всю историю разработки -98 тыс.т, что говорит о высокой эффективности использования пробуренного фонда.

К настоящему времени извлечено 15431 тыс.т (86,2% от НИЗ), нефти (текущий КИН – 0,473 при утвержденном

0,549), вместе с тем, учитывая высокую обводненность действующего фонда скважин и перевод их на другие горизонты,

доизвлечение остаточных запасов потребует проведение дополнительных мероприятий, к которым относятся:

совершенствование системы заводнения, ремонтно-изоляционные работы, а также бурение боковых стволов. Данные мероприятия позволят максимально вовлечь в разработку остаточные запасы нефти.

Характеристики вытеснения по залежам нефти пласта Б-2 месторождений Самарской области

Консорциум « Н е д р а »

76

Рис. 2.7

Выводы

Разработка пласта Б-2 была начата в 1951 г. с вводом из бурения четырех разведочных скважин: №2, 3, 8, 9. В результате интенсивного разбуривания, к 1960 г. на залежи в эксплуатации пребывало 118 действующих добывающих скважин – максимальное количество за весь период разработки. В этом же году (1959 г.) был достигнут максимум в добыче нефти – 940,4 тыс. тонн (5% от НИЗ).

В разработке объекта выделяются четыре стадии:

Консорциум « Н е д р а »

77

- первая – рост добычи нефти, при возрастающем фонде скважин, до максимальной величины – 940,4 тыс. тонн в

1959 г., удержание этой величины в течение двух лет («полочка»),

-затем вторая, непродолжительная стадия сравнительно стабильных отборов нефти на уровне 870-670 тыс. тонн.

-третья стадия характеризуется плавным снижением отборов нефти до 19,4 тыс. тонн в 1996 г, обводненность достигла 93 %.

-начиная с 1997 г., залежь вступила в завершающую стадию разработки, когда, благодаря мероприятиям, проводимым по фонду скважин, удается сохранять добычу нефти на уровне 30-40 тыс.т. В течение последних трех лет на объекте по скважинам геолого-технологические мероприятия проводились в небольшом объеме: в 2009 г. ОПЗ, ППР

вскв.203, 719. В 2011 г. осуществлен ПВЛГ скв.754 с В-3 и проведен ППР ГНО в скв.719. В 2012 г. приобщение пласта к пласту В-3 в скважине №751. Как следствие низкого охвата скважин ГТМ, наблюдается снижение добычи нефти в 2012 г. до 27,3 тыс.т. В результате перевода высокообводненных скважин на другие горизонты, в пьезометрический фонд объемы попутно добываемой воды удалось сократить в 2012 г. до 25 тыс.т.

За 2014 г. из объекта добыто 32,994 тыс.т нефти и 654,807 тыс.т жидкости при текущей обводненности 95,0%. Фонд добывающих скважин составил 10 единиц. Дебиты составляли 6,8 т/сут по нефти и 135,8 т/сут по жидкости.

Годовая закачка воды составила 284,3 тыс.м3. Фонд нагнетательных скважин 3 единицы, текущая средняя приемистость которых 259,6 м3/сут. Текущая компенсация отборов закачкой – 49,8%.

По состоянию на 01.01.2015 г. из объекта Б-2’,Б-2,Б-3, добыто 15431,9 тыс.т нефти и 66140,4 тыс.т жидкости. Степень выработки достигла 86,2% при обводненности 95,0%. Текущий КИН составил 0,473.

Накопленная закачка по объекту составила 63106,1 тыс.м3, накопленная компенсация отборов закачкой – 101,0%.

Консорциум « Н е д р а »

78

За весь период разработки в добывающем фонде находилась 162 скважины, в т.ч. 146 – пробурено, 16 возвращено с других горизонтов. Нагнетательный фонд состоял из 50 скважин, в т.ч. 20 - пробурено, 30 - переведены из числа добывающих.

По состоянию на 01.01.2015 г. разработка залежи пл.Б-2’,Б-2,Б-3 осуществлялась 10-ю добывающими скважинами: №44, 79, 105, 126, 149, 617, 9713, 719, 751, 4403, из них в одной (№751) совместно с пл.В-3. В бездействующем фонде – 1 добывающая скважина №3074. В пьезометрическом фонде находились 29 скважин. Закачка воды осуществлялась через три нагнетательных скважины: №№8, 129, 142. В бездействующем фонде – 1 нагнетательная скважина №114. В ликвидации числятся 56 скважин.

Средний дебит действующих на 01.01.2015 г. скважин по нефти – 6,8 т/сут, по жидкости – 135,8 т/сут, обводненность 95%.

Учитывая, что текущее пластовое давление в целом по залежи несколько ниже начального в дальнейшем, при условии наращивания отборов жидкости по объекту, необходимо усиливать систему ППД, т.к. текущее состояние системы заводнения не является оптимальным для обеспечения эффективного доизвлечения остаточных запасов углеводородов.

За весь период было составлено 18 технологических документов на разработку Покровского месторождения. Последним проектным документом является работа «Технологический проект разработки Покровского нефтяного

месторождения Самарской области», выполненная ООО «СамараНИПИнефть» в 2013 г. Основными целями и задачами проектирования являлась выдача рекомендаций по дальнейшей разработке месторождения, на базе уточненных геологических моделей. Проектные решения по объекту Б-2’,Б-2,Б-3 следующие:

Консорциум « Н е д р а »