3.3 Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период
Для поддержания добычи нефти на Самотлорском месторождении для каждого продуктивного объекта разработана программа ГТМ. Программа включает в себя мероприятия направленные на оптимизацию использования пробуренного фонда скважин, интенсификацию притока и оптимизацию системы ППД. Для снижения объёма попутно добываемой воды и повышения охвата выработкой запасов нефти предусмотрены мероприятия по ограничению водопритока и ремонтно-изоляционные работы. Схема формирования программы ГТМ на добывающем фонде скважин представлена на рисунке 3.10.
Рисунок 3.10 – Схема формирования программы ГТМ на добывающем фонде скважин
В качестве исходной информации для формирования программы ГТМ использовались карты плотности остаточных запасов нефти по состоянию на 1.01.2012 г., карты структурных поверхностей и геологических свойств пласта, карты изобар, геолого-промысловая информация о результатах исследований и режимов эксплуатации скважин, информация о конструкции скважин и технологиях, применяемых на Самотлорском месторождении.
По результатам обобщения перечисленных материалов принималось решение о целесообразности использования той или иной технологии повышения нефтеизвлечения для конкретных объектов разработки Самотлорского месторождения.
С учётом программы работ на добывающем фонде скважин формировались рекомендации по оптимизации системы ППД. В зависимости от конкретных геологических условий и задач оптимизации отбора остаточных запасов нефти предложены корректирующие мероприятия либо по снижению объемов закачки, либо по их увеличению посредством перевода добывающих скважин под закачку воды или путем зарезки боковых стволов в случае нехватки существующего фонда.
Программа ГТМ предусматривает уплотнение сетки скважин зарезками боковых стволов и использованием транзитного фонда, мероприятия по переносу фронта нагнетания ближе к зонам отбора, перенос нагнетания в другие скважины с целью изменения фильтрационных потоков в пласте.
Кроме оптимизации текущих систем разработки объектов путем площадного регулирования сетки скважин, для повышения нефтеотдачи пластов предусмотрен комплекс мероприятий с применением ГРП, закачкой различных химреагентов, использованием потокоотклоняющих технологий, закачки воды в горизонтальные стволы, форсированного отбора жидкости и ограничения водопритока (Рисунок 3.11).
Рисунок 3.11 – Комплекс мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов
Объемы ГТМ и их ожидаемая эффективность на дальнейший срок разработки, запланированы в соответствии с результатами анализа эффективности применения геолого-технических мероприятий по всем объектам Самотлорского месторождения за период 2009-2013 гг.
Проектная программа ГТМ и удельная эффективность мероприятий являются частью технологических расчетов уровней добычи нефти. Динамика проектного количества ГТМ и объёмов дополнительной добычи по пластам за период 2014 – 2018 гг. и в целом за проектный срок приведены в таблицах 3.5 – 3.11.
Динамика дополнительной добычи нефти от мероприятий за проектный срок приведена на рисунке 3.12.
Рисунок 3.12 - Динамика дополнительной добычи нефти от ГТМ
Ниже в таблицах. приводятся краткие сведения по объему и эффективности основных ГТМ на ближайшие 2012 – 2016 гг и в целом за проектный срок разработки Самотлорского месторождения.
Таблица 3.5 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ГРП
|
Объект |
Показатели по ГРП |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
За проектный срок |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
AB11-2 |
количество операций |
225 |
258 |
230 |
227 |
225 |
4834 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
626,9 |
788,0 |
864,5 |
1060,4 |
1234,0 |
32615 | |
|
AB13 |
количество операций |
13 |
11 |
10 |
8 |
6 |
841 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
10,6 |
18,9 |
26,4 |
25,2 |
28,6 |
2402 | |
|
АВ2-3 |
количество операций |
63 |
64 |
64 |
66 |
68 |
1476 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
53,2 |
127,4 |
189,2 |
243,2 |
294,9 |
4747 | |
|
АВ4-5 |
количество операций |
7 |
2 |
3 |
1 |
2 |
64 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
7,7 |
11,3 |
8,3 |
8,6 |
8,4 |
207 | |
|
АВ6-8 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0 | |
|
БВ0-4 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0.0 |
0 |
Продолжение таблицы 3.5
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
БВ8 |
количество операций |
105 |
83 |
69 |
57 |
38 |
790 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
158,5 |
342,4 |
436,3 |
491,1 |
512,7 |
5072 | |
|
БВ10 |
количество операций |
21 |
41 |
49 |
48 |
46 |
607 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
24,3 |
75,1 |
144,6 |
200,7 |
247,0 |
2538 | |
|
БВ16-22 |
количество операций |
10 |
18 |
22 |
26 |
25 |
187 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
25,1 |
80,2 |
146,9 |
218,6 |
283,9 |
2278 | |
|
ЮВ1 |
количество операций |
7 |
9 |
9 |
9 |
9 |
125 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
5,7 |
13,1 |
20,6 |
27,0 |
32,8 |
379 | |
|
Итого |
количество операций |
484 |
453 |
456 |
442 |
419 |
8924 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
572,9 |
1295,3 |
1836,8 |
2274,7 |
2642,3 |
50236 |
Таблица 3.6 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ЗБС
|
Объект |
Показатели по ЗБС |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
За проектный срок |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
AB11-2 |
количество операций |
68 |
62 |
59 |
68 |
84 |
1604 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
168,6 |
382,4 |
507,1 |
614,5 |
751,3 |
39418,3 | |
|
AB13 |
количество операций |
2 |
6 |
16 |
18 |
21 |
1036 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
4,4 |
22,3 |
64,5 |
106,9 |
145,9 |
26114,1 | |
|
АВ2-3 |
количество операций |
5 |
18 |
21 |
21 |
25 |
776 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
12,9 |
74,5 |
146,5 |
192,5 |
229,6 |
15835,6 | |
|
АВ4-5 |
количество операций |
45 |
30 |
30 |
31 |
30 |
1175 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
137,9 |
225,7 |
289,6 |
348,7 |
399,5 |
34147,1 | |
|
АВ6-8 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 | |
|
БВ0-4 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0.0 |
0.0 | |
|
БВ8 |
количество операций |
35 |
41 |
46 |
43 |
43 |
722 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
121,4 |
326,3 |
495,8 |
630,7 |
726,3 |
28392,6 | |
|
БВ10 |
количество операций |
35 |
28 |
11 |
11 |
1 |
493 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
104,7 |
185,3 |
185,8 |
177,7 |
155,3 |
12430,3 | |
|
БВ16-22 |
количество операций |
31 |
8 |
9 |
3 |
2 |
53 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
140,8 |
251,4 |
241,8 |
171,8 |
113,6 |
1313,2 | |
|
ЮВ1 |
количество операций |
11 |
22 |
20 |
15 |
5 |
219 |
|
доп. добыча нефти. тыс. т |
29,3 |
105,9 |
157,1 |
173,2 |
158,9 |
4060,3 |
Продолжение таблицы 3.6
|
Итого |
количество операций |
232 |
215 |
212 |
210 |
211 |
6078 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
720,0 |
1573,8 |
2088,2 |
2416,0 |
2680,5 |
161711,3 |
Таблица 3.7 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по переводам и приобщениям
|
Объект |
Показатели по ПИП |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
За проектный срок |
|
AB11-2 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 | |
|
AB13 |
количество операций |
32 |
41 |
36 |
39 |
28 |
1395 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
27,9 |
64,2 |
97,3 |
126,7 |
144,6 |
20301,3 | |
|
АВ2-3 |
количество операций |
33 |
47 |
43 |
38 |
38 |
613 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
-10,1 |
103,7 |
149,1 |
183,3 |
219,5 |
8906,6 | |
|
АВ4-5 |
количество операций |
27 |
18 |
10 |
4 |
5 |
583 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
38,8 |
65,6 |
74,5 |
71,0 |
68,4 |
6071,2 | |
|
АВ6-8 |
количество операций |
0 |
3 |
3 |
3 |
3 |
157 |
|
доп. добыча нефти тыс. т |
0,0 |
5,2 |
11,8 |
15,8 |
18,4 |
2193,2 | |
|
БВ0-4 |
количество операций |
0 |
2 |
1 |
2 |
1 |
18 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
4,0 |
8,6 |
11,7 |
13,1 |
821,0 | |
|
БВ8 |
количество операций |
39 |
38 |
40 |
39 |
40 |
711 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
51,9 |
146,5 |
197,2 |
231,1 |
254,1 |
11133,0 | |
|
БВ10 |
количество операций |
2 |
1 |
1 |
8 |
2 |
35 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
10,1 |
19,3 |
15,4 |
24,3 |
24,3 |
518,2 | |
|
БВ16-22 |
количество операций |
0 |
2 |
8 |
2 |
2 |
29 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
2,6 |
23,5 |
40,2 |
36,7 |
413,0 | |
|
ЮВ1 |
количество операций |
2 |
6 |
5 |
3 |
0 |
16 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
3,9 |
18,1 |
31,8 |
34,8 |
29,3 |
227,2 | |
|
Итого |
количество операций |
135 |
158 |
147 |
138 |
119 |
3559 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
172,7 |
429,3 |
609,1 |
738,9 |
808,4 |
50584,8 |
Таблица 3.8 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ОПЗ
|
Объект |
Показатели по ОПЗ |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
За проектный срок |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
AB11-2 |
количество операций |
154 |
236 |
241 |
251 |
239 |
12419 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
98,9 |
232,3 |
278,3 |
377,2 |
380,8 |
15397,6 |
Продолжение таблицы 3.8
|
AB13 |
количество операций |
26 |
26 |
26 |
26 |
27 |
3915 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
14,1 |
26,0 |
33,8 |
35,5 |
36,5 |
4208,3 | |
|
АВ2-3 |
количество операций |
65 |
90 |
90 |
87 |
78 |
2597 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
34,4 |
90,9 |
144,6 |
155,5 |
149,7 |
3765,4 | |
|
АВ4-5 |
количество операций |
7 |
7 |
8 |
6 |
7 |
1066 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
3,1 |
7,1 |
10,3 |
10,0 |
10,7 |
1264,4 | |
|
АВ6-8 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс.т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 | |
|
БВ0-4 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс.т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 | |
|
БВ8 |
количество операций |
38 |
48 |
48 |
45 |
46 |
1304 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
47,9 |
119,2 |
184,5 |
202,3 |
202,9 |
4108,7 | |
|
БВ10 |
количество операций |
25 |
34 |
34 |
30 |
26 |
665 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
26,3 |
79,9 |
131,9 |
153,5 |
146,7 |
2658,5 | |
|
БВ16-22 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
82 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
174,7 | |
|
ЮВ1 |
количество операций |
5 |
5 |
4 |
5 |
6 |
90 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
2,7 |
5,3 |
6,7 |
7,1 |
7,6 |
126,5 | |
|
Итого |
количество операций |
320 |
446 |
451 |
450 |
429 |
22138 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
227,4 |
560,7 |
789,9 |
941,2 |
935,0 |
31704,1 |
Таблица 3.9 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по МУН
|
Объект |
Показатели по МУН |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
За проектный срок |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
AB11-2 |
количество операций |
5 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1691 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
543,6 | |
|
AB13 |
количество операций |
0 |
0 |
10 |
20 |
20 |
10997 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
4,2 |
11,3 |
10,7 |
4687,6 | |
|
АВ2-3 |
количество операций |
0 |
5 |
14 |
18 |
24 |
9541 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
5,0 |
11,1 |
8,9 |
12,9 |
4535,1 | |
|
АВ4-5 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
5 |
0 |
6125 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
5,0 |
2,5 |
3295,8 | |
|
АВ6-8 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
290 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
169,1 | |
|
БВ0-4 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
Продолжение таблицы 3.9
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
БВ8 |
количество операций |
0 |
0 |
15 |
15 |
17 |
9107 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
9,0 |
8,5 |
8,0 |
4714,3 | |
|
БВ10 |
количество операций |
0 |
5 |
0 |
0 |
5 |
7105 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
5,0 |
2,5 |
1,0 |
4,0 |
3660,5 | |
|
БВ16-22 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 | |
|
ЮВ1 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 | |
|
Итого |
количество операций |
5 |
10 |
39 |
58 |
66 |
44856 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
10,0 |
26,8 |
34,7 |
38,1 |
21605,9 |
Таблица 3.10 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по оптимизации насосного оборудования
|
Объект |
Показатели по оптимизации |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
За проектный срок |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
AB11-2 |
количество операций |
76 |
87 |
90 |
91 |
82 |
6288 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
74,0 |
132,4 |
202,2 |
248,8 |
238,4 |
11937,9 | |
|
AB13 |
количество операций |
44 |
44 |
43 |
40 |
28 |
3160 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
58,6 |
119,4 |
168,0 |
162,7 |
134,7 |
7250,4 | |
|
АВ2-3 |
количество операций |
45 |
46 |
46 |
56 |
39 |
1491 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
51,3 |
112,2 |
161,1 |
170,7 |
162,4 |
3208,3 | |
|
АВ4-5 |
количество операций |
31 |
51 |
51 |
48 |
33 |
1895 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
39,4 |
112,9 |
182,5 |
200,2 |
173,2 |
4163,8 | |
|
АВ6-8 |
количество операций |
5 |
5 |
5 |
4 |
2 |
77 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
6,0 |
13,5 |
19,4 |
17,9 |
13,8 |
208,9 | |
|
БВ0-4 |
количество операций |
3 |
3 |
3 |
2 |
1 |
28 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
13,7 |
30,5 |
43,9 |
39,2 |
30,0 |
312,2 | |
|
БВ8 |
количество операций |
81 |
79 |
78 |
59 |
40 |
1814 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
127,0 |
263,7 |
373,0 |
347,2 |
273,7 |
5471,8 | |
|
БВ10 |
количество операций |
38 |
38 |
35 |
27 |
18 |
763 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
37,2 |
75,5 |
104,0 |
94,2 |
77,0 |
1374,3 | |
|
БВ16-22 |
количество операций |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
4 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,2 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,2 |
1,4 | |
|
ЮВ1 |
количество операций |
12 |
12 |
12 |
10 |
10 |
194 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
10,1 |
17,7 |
24,1 |
26,5 |
24,2 |
371,7 |
Продолжение таблицы 3.10
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
78 |
8 |
|
Итого |
количество операций |
336 |
366 |
364 |
338 |
253 |
15714 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
417,3 |
878,1 |
1278,7 |
1307,7 |
1127,5 |
34300,8 |
Таблица 3.11 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по РИР, ликвидации негерметичности и прочих аварий
|
Объект |
Показатели по РИР |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
За проектный срок |
|
AB11-2 |
количество операций |
75 |
51 |
52 |
52 |
54 |
2566 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
63,6 |
73,1 |
73,3 |
80,4 |
80,9 |
2895,8 | |
|
AB13 |
количество операций |
33 |
17 |
16 |
16 |
16 |
2089 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
23,5 |
24,8 |
23,5 |
25,8 |
26,2 |
2474,4 | |
|
АВ2-3 |
количество операций |
17 |
16 |
17 |
22 |
22 |
2211 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
8,7 |
19,6 |
28,6 |
34,2 |
38,9 |
2641,4 | |
|
АВ4-5 |
количество операций |
15 |
16 |
16 |
16 |
16 |
1811 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
4,1 |
10,9 |
16,0 |
19,9 |
20,3 |
1033,5 | |
|
АВ6-8 |
количество операций |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
28 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
1,1 |
2,7 |
3,7 |
4,6 |
4,5 |
53,6 | |
|
БВ0-4 |
количество операций |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 | |
|
БВ8 |
количество операций |
18 |
30 |
30 |
30 |
29 |
1406 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
4,0 |
20,6 |
30,2 |
37,1 |
37,8 |
1331,6 | |
|
БВ10 |
количество операций |
4 |
2 |
2 |
2 |
2 |
390 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
2,9 |
5,4 |
7,4 |
8,8 |
8,8 |
921,1 | |
|
БВ16-22 |
количество операций |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
19 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
0,4 |
0,6 |
1,0 |
1,3 |
1,7 |
25,2 | |
|
ЮВ1 |
количество операций |
6 |
3 |
3 |
3 |
3 |
57 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
8,1 |
11,8 |
15,0 |
17,7 |
16,4 |
266,0 | |
|
Итого |
количество операций |
171 |
138 |
139 |
144 |
145 |
10577 |
|
доп. добыча нефти, тыс. т |
116,5 |
169,5 |
198,8 |
229,7 |
235,5 |
11642,6 |
Основные выводы:
ЗБС
Наиболее эффективным видом ГТМ, основанном на вовлечении в разработку слабовырабатываемых участков залежей при отсутствии транзитного фонда является ЗБС: всего запланировано проведение 6078 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 161711 тыс. тонн.
Основными объектами для проведения ЗБС в прогнозном периоде являются АВ11-2, программа зарезок на котором предусматривает 1604 скважино-операций (26 % от общего количества ЗВС) и АВ4-5 – 1175 зарезок (19% от общего количества ЗВС).
Увеличено количество мероприятий ЗБС на объектах АВ13 , АВ2-3 и БВ8 в зонах концентрации остаточных запасов нефти и сформированной системой поддержания пластового давления, с целью полной выработки, доизвлечения остаточных запасов и достижения проектных показателей по объектам.
ГРП
До настоящего времени ГРП являлся наиболее применяемым и дающим максимальный прирост добычи нефти видом ГТМ на фонде пласта. В прогнозируемом периоде объемы мероприятий по традиционному ГРП уменьшены ввиду снижения рентабельности из-за повышенной начальной обводненности продукции. Всего запланировано проведение 8924 скважино-операции, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 49736 тыс. тонн. Основным объектом для проведения ГРП остается АВ11-2 , на котором планируется проведение 4834 скважино-операции (54 % от общего количества ГРП) с планируемой доп. добычей нефти 32115 тыс. тонн (65% доп. добычи от всех ГТМ на данном объекте). Это объясняется тем, что ГРП на объекте АВ11-2 является наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи из-за особенностей геологического строения объекта АВ11-2 и его низких коллекторских свойств.
Возвраты и приобщения без дополнительных мероприятий
Возвраты и приобщение способствуют вовлечению в разработку застойных и слабодренируемых участков при минимальных затратах на ГТМ. В прогнозном периоде запланировано проведение 3559 возвратов и приобщений без дополнительных мероприятий, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 50585 тыс. тонн. Основными объектами для проведения данного вида ГТМ планируются: АВ13 – 1395 скважино-операций (39 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти – 20301 тыс.т и БВ8 – 711 скважино-операция (20 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти – 11133 тыс.т.
ОПЗ
Обработка призабойной зоны пласта традиционно является наименьшим по эффективности видом ГТМ из вышеперечисленных, и направлена, в основном, на поддержание базовой добычи путем снятия скин-фактора в обрабатываемых скважинах при проведении ГКО и СКО. В прогнозном периоде запланировано 22138 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 31704 тыс. тонн. Основными объектами для проведения ОПЗ планируются: АВ11-2 – 12419 скважино-операциq (56 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти – 15398 тыс.т. и АВ13 – 3915 скважино-операций (18 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти – 4208 тыс.т. Это связано с увеличением количества скважин на объектах АВ11-2 и АВ13, подвергнутых ранее гидроразрыву, и требующих дальнейшей стимуляции притока из-за снижения дебита после ранее проведенного мероприятия.
Оптимизация
Важными аспектами планирования оптимизации, заслуживающими особого внимания ввиду достаточно высоких показателей успешности и удельной дополнительной добычи нефти, являются энергетическое состояние объекта, близость подошвенной воды и газовой шапки, соотношение забойного давления и давления насыщения нефти. В прогнозном периоде запланировано проведение 15714 скважино-операций с ожидаемой дополнительной добычей на уровне 34301 тыс. тонн. Основной объем оптимизаций планируется на объектах: АВ11-2 – 6288 скважино-операций (40 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча – 11938 тыс.т и АВ13 – 3160 скважино-операций (20 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча – 7250 тыс.т.
РИР, ЛНЭК
Проведение ремонтно-изоляционных работ, ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн, ликвидации аварий, запланировано в количестве 10577 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 11643 тыс. тонн. Основной объем данных мероприятий в прогнозном периоде планируется на объекте АВ11-2 – 2566 скважино-операций (24 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча – 2896 тыс.т. На объектах АВ13 и АВ2-3 планируется провести по 2089 операций и 2211 операций (20 % и 21 % от общего количества) соответственно. Это связано с большим количеством скважин, простаивающих по причине негерметичности эксплуатационной колонны, а также с наличием в кровельной части объектов АВ13 и АВ2-3 невыработанных запасов нефти, которые возможно вовлечь в разработку с помощью технологии селективной изоляции.
МУН
Как известно, главными причинами невозможности достижения проектного уровня вытеснения нефти закачиваемой водой является:
- Капиллярное удержание части содержащейся в пласте нефти
- Недостаточный объем прокачки воды через определенные участки залежи
Неполный охват пласта заводнением вследствие его геологической или технической (приобретенной) неоднородности
Для увеличения коэффициента нефтеотдачи применяют различные способы – например, форсированный отбор жидкости из сильно обводненных пластов, отклонение потоков закачиваемой воды, химические методы выравнивающие подвижности нефти и воды или снижающие остаточную нефтенасыщенность на капиллярном уровне и прочее.
В таблице 3.12 представлен перечень перспективных МУН для применения на Самотлорском месторождении. Всего на месторождении предлагается провести 44856 скважино-операций, с суммарным эффектом в виде дополнительной нефти в объеме 21606 тыс. т.
Таблица 3.12 – Перспективы применения отдельных методов увеличения нефтеотдачи на месторождении
|
Метод |
Краткое описание |
Критерии применения |
Рекомендация в ТПР |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Газовые |
Газовое воздействие |
Наличие остаточных запасов. необходима соответствующая инфраструктура |
Применение технологии нецелесообразно, в связи с отсутствием необходимой инфраструктуры. Требуются значительные затраты на ее восстановление |
|
Водогазовое воздействие | |||
|
Закачка МВГС | |||
|
Химические методы |
Закачка ПЩС, ПАВ |
Наличие остаточных запасов. Хорошая гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами,подтвержденная индикаторными исследованиями |
Предусматривается на всех пластах кроме БВ0-4, БВ16-22, ЮВ1 |
|
Хим. методы ВПП | |||
|
Закачка БП-92 |
Не предусматривается, применение технологии не окупается дополнительно добытой нефтью |
Продолжение таблицы 3.12
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Химические методы |
Закачка Bright WaterTM |
Комплекс критериев, в т.ч.: Кпр=100мД...ЗД Kп>0,17, Тпл=50...900С |
Предусматривается ОПР 2-х участков пластов АВ2-3 и БВ101-2 тиражирование - по результатам ОПР |
|
Гидродинамические методы |
Циклическое заводнение |
Сформированная система разработки, хорошая гидродинамическая связь между высоко- и низкопроницаемыми зонами |
Не предусматривается, в связи с преобладанием избирательного заводнения |
|
Форсированный отбор |
На Самотлорском месторождении применение тех или иных методов диктуется геолого- физическими свойствами пластов, существующей системой разработки, наличием соответствующей инфраструктуры. Почти на всех пластах имеются зоны с разбалансированной системой разработки, в которых велика вероятность образования целиков нефти. Актуальность применения МУН определяется также наличием хорошей гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами по большинству пластов.
Использование отмывающих технологий выглядит перспективным только на отдельных локализованных участках с высокой концентрацией запасов. Применение циклического заводнения нецелесообразно в виду отсутствия сформированных систем разработки по большинству эксплуатационных объектов. Водогазовое воздействие (в т.ч. мелкодисперсные смеси) показало хорошую технологическую эффективность на месторождении. Применение этого метода ограничивается отсутствием инфраструктуры по подводу газа к нагнетательным скважинам и необходимого экономического обоснования успешности применения.
На текущей стадии разработки месторождения в условиях низкой эффективности закачки наиболее целесообразно применение методов выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, в частности технологий основанных на образовании вязкого геля в пласте. Использование гелеобразующих систем на Самотлорском месторождении показало высокую технолгическую эффективность за все время применения, начиная с 1994 года - в среднем 2,3 тыс. т дополнительной нефти в расчете на одну добывающую скважину. В настоящее время известно несколько десятков различных модификаций и товарных форм этой технологии. На основе опыта не только Самотлора, но и других месторождений среднего Приобья, можно рекомендовать следующие составы:
- Водорастворимый полимер (гидролизованный полиакриламид)
- Полимердисперсный состав (раствор полимера и бетонитовой глины в воде в равных концентрациях 0,1-0,2%)
- Полимерсшитый состав (полакриламид + соли поливалентынх металлов)
- Модифицированный полимерсшитый состав Темпоскрин
- Гелеобразующие составы типа «ГАЛКА», «ГАЛКА-термогель» (хлористый алюминий + карбамид)
- Гелеобразующие составы на основе полимеров биологического происхождения (водорастворимые полимеры производных целлюлозы и продукты жизнедеятельности бактерий)
Как правило, основным недостатком гелеобразующих технологий является малая жесткость геля и небольшой срок его существования в пластовых условиях. Кроме гелеобразующих технологий можно рекомендовать технологии образующие в пласте барьеры в виде жесткого нерастворимого осадка. Этот метод применяется на последней стадии разработки, когда отключение промытых зон не может нанести существенного ущерба и снижения извлекаемых запасов.