ОПТИМИЗАЦИЯ КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГТМ МЕТОДАМИ МИП НА ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ ОБЪЕКТЕ ЮС2 МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»

А.Р. Медведев

ОПТИМИЗАЦИЯ КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГТМ МЕТОДАМИ МИП НА ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ ОБЪЕКТЕ ЮС2 МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ПАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»

В статье рассматриваются вопросы по оптимизации выбора критериев скважин для проведения геолого-технических мероприятий методами МИП на основе геолого-физических характеристик залежей, а также эффективности ранее проведенных закачек. На перспективу в данной работе будут предложены корректировки объемов проведения мероприятий по воздействию на пласты.

Ключевые слова: месторождение нефти, геолого-технические мероприятия, геолого-физические характеристики, параметры залежей, залежь, нефтегазоносноть, обработка призабойной зоны, методы интенсификации притока.

Текущее положение по применению ГТМ:

За период разработки на нефтегазоконденсатном месторождении проводились мероприятия по воздействию на пласты с целью восстановления и повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин: гидравлический разрыв пласта (ГРП), обработки призабойной зоны физико-химическими методами, перфорационные и изоляционные мероприятия. На нагнетательном фонде скважин с целью повышения нефтеотдачи и увеличения охвата пластов заводнением применялись потокоотклоня-ющие и нефтеотмывающие технологии и гидродинамические методы.

Проведенный анализ показал, что за период 2015-2019 год были перевыполнены фактические мероприятия по увлечению нефтеотдачи пластов относительно проекта, а некоторые методы оказались малоэффективными на определенных залежах объекта.

Для решения данной проблемы в представленной работе были рассмотрены критерии, по которым в дальнейшем будет возможность определить скважины кандидаты для проведения ГТМ, на основе раннее проведенных операций и их эффективности. Для их определения, необходимо рассмотреть:

1.Геолого-физические характеристики каждой залежи.

2.ГТМ, проведенные в залежах и их эффективность.

3.Определение коллекторских свойств, в связи с которыми конкретные методы оказались малоэффективными.

Геолого - физические характеристики эксплуатационного объекта ЮС2:

Нефтегазоносность установлена в среднеюрских отложениях, относящихся к продуктивным отложениям тюменской свиты тюменские, пл.ЮС2).

В пласте ЮС2 выделены восемь залежей нефти пластового, сводового типа, осложненные разломами, в том числе семь залежей (1-6, 8) литологически ограниченные.

Стратиграфически пласт ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты) приурочен к кровле тюменской свиты, является базальным горизонтом верхнеюрской морской трансгрессии и датируется кел-ловейским возрастом. Фациально верхняя часть пласта представлена отложениями лагун, приливно-отливных отмелей, вдольбереговых баров, маршей, приливно-отливных дельт. В кровле пласта развиты мелководно-морские песчано-алеврито-глинистые отложения нижней предфронтальной зоны пляжа. В нижней части пласта ЮС2 отмечаются преимущественно континентальные фации - аллювиальных каналов, озерно-пойменных и болотных фаций.

Геологический разрез по пласту ЮС2 представлен в рисунке 1.

Подробные параметры залежей представлены в таблице 1.

© А.Р. Медведев, 2022.

Таблица 1

ГФХ по залежам

Параметры Размерность Продуктивные пласты

тюменские, пл.ЮС2

залежь 1 залежь 2 залежь 3

Абсолютная отметка кровли м -2624,1 -2627,7 -2642,9

Абсолютная отметка ВНК м -2700.4 -2716.0 -2670.0 -2652.0

Абсолютная отметка ГНК м - - -

Абсолютная отметка ГВК м - - -

Тип залежи пластовая, сводовая, литологически ограниченная, осложненная разломами

Тип коллектора поровый

Площадь нефте/газоносности тыс.м2 34044 11542 1939

Средняя общая толщина м 14,4 10,8 9,1

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 5,0 3,4 2,7

Средняя эффективная газонасыщенная толщина м - - -

Средняя эффективная водонасыщенная толщина м 3,1 1,0 3,8

Коэффициент пористости доли ед. 0,18 0,17 0,16

Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ доли ед. 0,68 - 0,60

Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ доли ед. 0,64 - 0,59

Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,67 0,60 0,60

Проницаемость мкм2*10-3 9,6 4,3 3,9

Коэффициент песчанистости доли ед. 0,47 0,35 0,36

Расчлененность Коэффициент вытеснения нефти водой ед. доли ед. 9 3,5 2,0

0,494 0,478 0,472

Коэффициент вытеснения нефти газом доли ед. - - -

Удельный коэффициент продуктивности по нефти м3/(сут*МПа*м) 0,22 0,21 -

Параметры Размерность Продуктивные пласты

тюменские, пл.ЮС2

залежь 4 залежь 5 залежь 6

Абсолютная отметка кровли м -2583,0 -2593,6 -2682,2

Абсолютная отметка ВНК м -2635.02690.0 -2655.0 -2690.0

Абсолютная отметка ГНК м - - -

Абсолютная отметка ГВК м - - -

Тип залежи пластовая, сводовая, литологически ограниченная, осложненная разломами

Тип коллектора поровый

Площадь нефте/газоносности тыс.м2 18284 23148 1394

Средняя общая толщина м 14,1 11,5 8,2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 3,6 2,2 2,3

Средняя эффективная газонасыщенная толщина м - - -

Средняя эффективная водонасыщенная толщина м 2,8 1,6 -

Окончание таблицы 1

Коэффициент пористости доли ед. 0,17 0,17 0,15

Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ доли ед. - 0,60 -

Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ доли ед. - 0,55 -

Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,69 0,60 0,64

Проницаемость мкм2*10-3 5,3 4,6 2,4

Коэффициент песчанистости доли ед. 0,40 0,32 0,44

Расчлененность ед. 4,9 2,9 3,0

Коэффициент вытеснения нефти водой доли ед. 0,491 0,478 0,472

Коэффициент вытеснения нефти газом доли ед. - - -

Удельный коэффициент продуктивности по нефти м3/(сут*МПа* м) 0,25 0,11 -

Продуктивные пласты

Параметры Размерность тюменские, пл.ЮС2

залежь 7 залежь 8 по пласту

Абсолютная отметка кровли м -2695,8 -2770,5 -2583,0

Абсолютная отметка ВНК м -2735.0 -2778.0 -2635.02778.0

Абсолютная отметка ГНК м - - -

Абсолютная отметка ГВК м - - -

пластовая, сводовая, пластовая, сводовая, ли-тологически ограниченная, осложненная разломами

Тип залежи ослож-нен-

ная разломами

Тип коллектора поровый

Площадь нефте/газоносности тыс.м2 13767 9253 113371

Средняя общая толщина м 16,7 19,6 13,7

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 4,4 3,1 3,7

Средняя эффективная газонасыщенная толщина м - - -

Средняя эффективная водонасыщенная толщина м 2,2 - 2,7

Коэффициент пористости доли ед. 0,17 0,17 0,18

Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ доли ед. 0,66 - -

Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ доли ед. 0,56 0,79 -

Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,62 0,79 0,66

Проницаемость мкм2*10-3 9,1 4,6 7,3

Коэффициент песчанистости доли ед. 0,29 0,26 0,42

Расчлененность ед. 6,1 3,0 4,0

Коэффициент вытеснения нефти водой доли ед. 0,482 0,503 0,492

Коэффициент вытеснения нефти газом доли ед. - - -

Удельный коэффициент продуктивности по нефти м3/(сут*МПа* м) 0,03 0,03 0,21

Рис. 1. Характерный разрез ЮС2

В данном случае были рассмотрены геологические параметры залежей, поскольку физико-химические параметры между залежами оказались идентичны.

Рассмотрим проведенные мероприятия по ГТМ

о .0

-8-

CD X

ГО

т .0

ю о ч

о; <я

3"

CD

140 120 100 80 60 40 20

0

2015

2016

2018

Без методов Гидроразрыв пласта Перфорационные методы

2017 Годы разработки

Технологии МУН

ОПЗ физико-химическими методами

Изоляционные мероприятия

2019

Рис. 2. Динамика дополнительной добычи нефти от методов воздействия на объекте ЮС2 ОПЗ в добывающих скважинах :

В таблице 2 приведены данные по динамике применения методов воздействия на призабойную зону добывающих скважин за период 2015-2019 гг.

_Таблица 2:

Вид воздействия Параметры Ед. изм. Годы разработки

2015 2016 2017 2018 2019 2015-2019

Объект ЮС2

ОПЗ физико-химическими методами

Глинокислотные ОПЗ Кол-во скв.-опер. ед. 1 2 1 4

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 680,2 726,2 521,6

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,64 1,45 2,09

Депрессионное воздействие (освоение гази-фикац. комплексом) Кол-во скв.-опер. ед.

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,01 0,01

Итого ОПЗ фи-зико-химическими методами на объекте ЮС2 Кол-во скв.-опер. ед. 1 2 1 4

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 680,2 726,2 521,6

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,01 0,64 1,45 2,10

Продолжение таблицы 2

ОПЗ химическими реагентами при ГРП, ЗБС при КРС, переводе с др. объекта Кол-во скв.-опер. ед. 1 5 12 3 1 22

Перфорационные мероприятия

Дострел Кол-во скв.-опер. ед. 1 1 2

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 203,4 10,3 106,9

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,09 0,12 0,21

Итого на объекте ЮС2 Кол-во скв.-опер. ед. 2 1 2 1 6

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 101,7 10,3 680,2 726,2 383,4

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,10 0,12 0,64 1,45 2,31

Дострелы:

По воздействию дострелами в скв.№2237 (приуроченной к 1 залежи) оказались малоэффективными (10,32 доп. нефти, тонн), предположительно из за состояния ПЗП, в то время как в скв№ 2414, находящейся в этой же залежи дострел оказался эффективным (203,4 доп. нефти, тонн).

ГКО:

По глинокислотным методам воздействия оказались эффективными, кроме скв. № 2121, приуроченной к 4 залежи (0 доп. нефти, тонн), предположительно из-за состояния ПЗП.

ОПЗ в нагнетательный скважинах:

Таблица 3

Динамика применения методов воздействия на призабойную зону нагнетательных скважин месторождения за период 2015-2019 гг._

Вид воздействия Параметры Ед. изм. Годы разработки

2015 2016 2017 2018 2019 2015-2019

Объект ЮС2

ОПЗ химическими реагентами

Глинокислот-ные ОПЗ Кол-во скв.-опер. ед. 3 4 3 6 16

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 251,7 543,8 507,3 84,6 310,0

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,17 0,65 2,02 2,12 4,96

ОПЗ кислотным составом КС-2 Кол-во скв.-опер. ед. 5 3 8

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 479,2 356,0 433,0

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 3,95 1,90 0,28 0,26 0,25 6,64

ОПЗ кислотным составом КС-1 Кол-во скв.-опер. ед. 2 2

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 410,9 410,9

Окончание таблицы 3

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,09 0,73 0,82

ОПЗ кислотным составом КС-3 Кол-во скв.-опер. ед. 1 1 2

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 396,9 197,5 297,2

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,40 0,20 0,59

Глинокислот-ные с добавлением ПАВ ОПЗ Кол-во скв.-опер. ед. 1 1

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 1346,9 1346,9

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,58 0,76 1,35

Солянокислот-ные ОПЗ Кол-во скв.-опер. ед. 1 1

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 159,7 159,7

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,84 0,44 0,16 1,43

Итого ОПЗ химическими реагентами на объекте ЮС2 Кол-во скв.-опер. ед. 6 6 5 6 7 30

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 623,8 303,8 514,4 423,5 95,3 378,2

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 5,38 3,27 1,33 2,56 3,26 15,79

Перфорационные мероприятия

Дострел Кол-во скв.-опер. ед. 1 1 2

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 253,4 33,2 143,3

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 0,25 0,03 0,29

Итого на объекте ЮС2 Кол-во скв.-опер. ед. 6 7 6 6 7 32

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 623,8 296,6 434,2 423,5 95,3 363,5

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 5,38 3,53 1,36 2,56 3,26 16,08

Дострелы:

За весь период было проведено 2 скв. опер, 1 из которых в скв№2308, приуроченной к 1 залежи оказалась малоэффективной (33,23 доп. нефти, тонн), (предположительно из-за состояния ПЗП).

СКО:

За весь период была проведена 1 операция в скв№ 114Р, эффективность - 159,71 доп. нефти, тонн.

ГКО+ПАВ:

За весь период была проведена 1 операция в скв№ 2242, приуроченной к 1 залежи, оказалось весьма эффективной с продолжительным эффектом (2455,01 доп. нефти, тонн, продолжительность эффекта - 1623 суток).

ОПЗ кислотными составами КС-1, КС-2, КС-3.

За весь период было проведено 12 скв. опер., среди которых были высокоэффективные результаты в скв№ 2262, 2258, 2308 (10312 доп. Нефти, тонн - 1915 суток прод. Эфф., 16638,19 доп. нефти, тонн -1819 суток прод. Эфф., 2961,92 доп. Нефти, тонн - 1085 суток прод. Эфф. Соответсвенно) приуроченных к 1 залежи, и в скв№2436, 3721 (2294,62 доп. Нефти, тонн - 414 суток прод. Эфф., 2301,34 доп. Нефти, тонн - 1043 суток прод. Эфф. Соответственно) приуроченных к 7 залежи.

ГКО:

За весь период проведено 16 скв. опер, среди которых в скв№ 2308,2219, приуроченных к 1 залежи, метод оказался малоэффективен (19,9 доп. Нефти, тонн, 0,09 доп. Нефти, тонн соответсвенно) (предположительно плохое состояние ПЗП), а в скв№2258 показал себя высокоэффективно (10078,88 доп. Нефти, тонн, 1087 суток прод. Эфф.). В залежи №4 метод показал себя малоэффективно относительно 1 залежи (506,85 ср.знач доп. Добычи).

В целом методы по воздействую на ПЗП оказались эффективными, за исключением нескольких случаем по залежам.

ВЭС:

За весь период было проведено 8 скв. опер. данный метод показал себя высокоэффективно, за исключением скважины №2418, приуроченной к 4 залежи (низкое значение доп. Добычи нефти, 153,91 относительно других скв, низкая продолжительность эффекта - 468 дней).

Проанализировав проведенные ГТМ, можно сделать выводы, что есть возможность сделать коррекцию по определенным методам в связи с их малой эффективностью.

ОПЗ в добывающих скв:

Дострел:

В скв.№ 2237 был малоэффективен.

Стоит отметить малоэффективность обработкой ГКО в 4 залежи в скв. №2121, которая не дала эффекта. Предположительно из-за состояния ПЗП, но по ГФХ 4 залежь отличается от 1, в которой данный метод оказался эффективен, проницаемостью и расчлененностью.

ОПЗ в нагнетательных скв:

Мероприятия по дострелу из 2 скв. опер. (1 и 4 залежь) оказались малоэффективными для 1 залежи. СКО оказались малоэффективны, но и были проведены в 1 количестве за весь период в 1 залежи.

ГКО: метод в целом показал себя малоэффективно в 1 и 7 залежи, только в скв. №2262, 2242,2258,2262, приуроченных к 1 залежи, метод оказался эффективен. В целом как и в добывающих скв. данный метод оказался малоэффективен для 1 залежи, так и для 7, поскольку данные залежи по ГФХ отличаются от 4, в которой данный метод оказался эффективен, проницаемостью и расчлененностью, данные по параметрам представлены в таблице 4.

Таблица 4:

Параметры Размерность Залежи

залежь 1 залежь 4 залежь 7

Абсолютная отметка кровли м -2624,1 -2583,0 -2695,8

Абсолютная отметка ВНК м -2700.4 -2716.0 -2635.02690.0 -2735.0

Площадь нефте/газоносности тыс.м2 34044 18284 -

Средняя общая толщина м 14,4 14,1 16,7

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 5,0 3,6 4,4

Средняя эффективная газонасыщенная толщина м - - -

Средняя эффективная водонасыщенная толщина м 3,1 2,8 2,2

Коэффициент пористости доли ед. 0,18 0,17 0,17

Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ доли ед. 0,68 - 0,66

Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ доли ед. 0,64 - 0,56

Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,67 0,69 0,62

Проницаемость мкм2*10-3 9,6 5,3 9,1

Коэффициент песчанистости доли ед. 0,47 0,40 0,29

Расчлененность ед. 9 4,9 6,1

Коэффициент вытеснения нефти водой доли ед. 0,494 0,491 0,482

Коэффициент вытеснения нефти газом доли ед. - - -

Удельный коэффициент продуктивности по нефти м3/(сут*МПа*м) 0,22 0,25 0,03

ОПЗ кислотными растворами КС-1, КС-2, КС-3 оказались высокоэффективными. РЕКОМЕНДАЦИИ по методам ОПЗ: на перспективу предлагаю сократить мероприятия по дострелу в 4 залежи, ГКО в 4 залежи и провести скв. опер. по методу обработки кислотными растворами КС-1,2,3, поскольку они оказались эффективны в 7 залежи (показатель расчлененность схож с 4 залежью), увеличить количество скв.опер. по закачке ГКО+ПАВ в 1 и 4 залежи.

МУН:

По методу ПГС из 4 скв. опер. на 4 залежи 2 из них оказались малоэффективными (1 из них - повторно, в скв. №2417), предположительно повлияло состояние ПЗП.

По методу ОГС скв. опер. в 1 залежи оказалась значительно эффективней, чем в 4. Ввиду различий по параметрам проницаемости и расчлененности, можно сделать вывод что для 4 залежи данный метод малоэффективен.

ПАВ:

В целом данный метод оказался эффективен, но повторные закачки в скважинах 1 и 4 залежи дали не продолжительный и малый (снижающийся) эффект. ВЭС:

За весь период данный метод показал себя высокоэффективно, за исключением скв. №2418, приуроченной к 4 залежи, предположительно из-за состояния ПЗП. Как таковой метод оказался эффективен для 4 залежи. ВЭПС:

За весь период 1 скв. операция, проведенная в 4 залежи, оказалась высокоэффективна.

Выводы.

В результате выполненной работы были определены некоторые критерии выбора скважин для проведения ГТМ на эксплуатационном объекте ЮС2, в частности в 1, 4 и 7 залежи.

Ввиду низких коллекторских свойств 4 залежи (проницаемость 5,3 мкм2 *10-3, расчлененность 4,9 единиц) следует сократить мероприятия по закачке ГКО, в тоже время стоит провести закачку кислотных составов КС, поскольку они показали высокую эффективность в 7 залежи со схожими параметрами расчлененности.

Применение данных рекомендаций на последующих этапах разработки эксплуатационного объекта ЮС2 позволит сократить затраты на проводимые ГТМ при этом фактические показатели добычи будут так же выше проектных или близки к ним.

Библиографический список

1.Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа месторождения Тюменской области. Тюмень , НИПИ Сургутнефть., 2013 г.

2.Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти месторождения Тюменской области. Тюмень , НИПИ Сургутнефть., 2013 г.

3. Технологическая схема разработки месторождения Тюменской области. Тюмень , НИПИ Сургутнефть., 2013

г.г.

4. Технологические регламенты по проведению ГТМ нефтяных месторождений ПАО «Сургутнефтегаз». Сургут, НГДУ «Б-н», 2012 г.

5.Техническая инструкция по проведению ГТМ в скважинах. Сургут, ПАО «Сургутнефтегаз».

6.Отчет по теме "Технологическая схема разработки месторождения". НГДУ «Б-н»,Том I. 2013г.

7.Отчет по теме "Технологическая схема разработки Быстринского". НГДУ «Б-н», Том 2, 2013г.

8.Отчет по заказу-наряду "Технологическая схема разработки Быстринского нефтяного месторождения" НГДУ

«Б-н».

9.УДК 622.276.6. «Методическое руководство по оценке технологической эффективности геолого - технических мероприятий.», Тюмень 2018.

10.Под редакцией М.М.Ивановой. Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник. М.:Недра, 1983, 262с.

МЕДВЕДЕВ АНДРЕЙ РОДИОНОВИЧ - магистрант, Тюменский индустриальный университет, Россия.