В условиях истощения традиционных запасов углеводородного сырья и роста доли трудноизвлекаемых запасов особую актуальность приобретают методы интенсификации добычи нефти. Даже на месторождениях, находящихся на зрелой стадии разработки, применение геолого-технологических мероприятий позволяет поддержать уровень добычи, вовлекать в разработку ранее неработающие интервалы и повышать конечный коэффициент нефтеизвлечения.
Одно из длительно разрабатываемых месторождений Краснодарского края характеризуется сложным геологическим строением, неоднородностью коллекторов и значительной обводненностью продукции на ряде участков. В таких условиях эффективность разработки во многом определяется правильным выбором и своевременным применением методов интенсификации добычи.
Целью данной работы является анализ эффективности основных геолого-технологических мероприятий (ГТМ), применяемых на рассматриваемом месторождении, а также выявление наиболее результативных методов интенсификации добычи углеводородного сырья на различных эксплуатационных объектах.
Геолого-промысловая характеристика месторождения
Рассматриваемое месторождение представлено многопластовой залежью, приуроченной к терригенным коллекторам различного возраста. Продуктивные пласты отличаются значительной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу. Для коллекторов характерны линзовидное строение, наличие слабопроницаемых пропластков и зон ухудшенных коллекторских свойств [1].
Нефтегазоносность связана с отложениями неогенового и палеогенового возраста. В верхней части разреза продуктивность контролируется рядом разновозрастных терригенных горизонтов, тогда как в нижележащих толщах она обусловлена системой линзовидных песчано-алевритовых тел и отдельных стратиграфических уровней накопления углеводородов.
Эксплуатация месторождения ведется в условиях неоднородного распределения проницаемости, наличия зон остаточной нефти, роста обводненности продукции и снижения дебитов действующих скважин [3].
Указанные особенности обуславливают необходимость систематического применения ГТМ, направленных как на восстановление работоспособности фонда скважин, так и на вовлечение в разработку новых дренируемых объемов.
Характеристика применяемых методов интенсификации добычи
По имеющейся информации, известно о 1000 различных геолого-технологических мероприятиях, выполненных на месторождении.
К основным видам ГТМ относятся:
- бурение боковых стволов (ЗБС);
- выводы скважин из бездействия (ВБД);
- гидроразрыв пласта (ГРП);
- дострелы и переносы фильтра;
- кислотные обработки призабойной зоны (КОПЗ);
- обработки призабойной зоны поверхностно-активными веществами (ОПЗ ПАВ);
- паротепловые обработки призабойной зоны;
- ремонтно-изоляционные работы (РИР);
- смены насосного оборудования и способов эксплуатации.
Каждый из перечисленных методов решает конкретные промысловые задачи: увеличение площади дренирования, восстановление фильтрационных свойств, снижение гидравлического сопротивления, ограничение притока воды либо оптимизация режима эксплуатации скважин и т.д. [2].
Методика оценки эффективности геолого-технологических мероприятий
Для количественной оценки эффективности применяемых методов в работе использован показатель удельной эффективности, рассчитываемый как отношение дополнительной добычи нефти к количеству выполненных операций:
где, E – эффективность проведенного мероприятия;
Q – количество дополнительной добычи нефти, тыс. т;
n – количество операций.
Данный подход позволяет корректно сравнивать различные виды ГТМ между собой, исключая влияние различного числа операций и выявляя наиболее результативные методы с точки зрения прироста добычи на одну операцию.
Анализ эффективности применяемых методов
В целом по месторождению наибольшее количество операций приходится на паротепловые обработки призабойной зоны, число которых превышает 200. Это связано с относительной простотой реализации метода и возможностью его многократного применения на одной и той же скважине. Наименьшее количество операций – менее 15 – выполнено в рамках ремонтно-изоляционных работ, что объясняется их высокой стоимостью и узкой областью применения [4].
Наибольшая суммарная дополнительная добыча нефти получена за счет выводов скважин из бездействия, которая превышает 350 тыс. т. Это указывает на наличие значительного резерва добычи, связанного с вовлечением простаивающего фонда скважин. Минимальная дополнительная добыча – менее 10 тыс. т – зафиксирована при выполнении ремонтно-изоляционных работ.
Ниже приведена таблица эффективности применяемых геолого-технологических мероприятий (ГТМ) для различных объектов.Таблица 1. Эффективность применяемых геолого-технологических мероприятий
Сопоставление полученных значений эффективности позволяет сделать вывод о том, что на рассматриваемом месторождении наибольший эффект обеспечивают методы, направленные на увеличение зоны дренирования пласта, прежде всего бурение боковых стволов.
Методы, ориентированные на воздействие на призабойную зону, в большинстве случаев демонстрируют ограниченную эффективность, что связано с быстрым эффектом, но его непродолжительным характером и высокой чувствительностью к геологическим условиям.
Заключение
В результате проведенного анализа эффективности геолого-технологических мероприятий, применяемых на рассматриваемом месторождении, установлено, что месторождение характеризуется высокой степенью неоднородности коллекторов, что требует дифференцированного подхода к выбору методов интенсификации добычи с учетом особенностей отдельных эксплуатационных объектов.
Наиболее эффективным методом является бурение боковых стволов, обеспечивающее максимальный прирост добычи нефти на одну операцию за счет увеличения зоны дренирования пласта и вовлечения слаборазрабатываемых участков.
Существенный вклад в дополнительную добычу нефти вносят выводы скважин из бездействия, что свидетельствует о наличии резервов добычи, связанных с оптимизацией фонда скважин и восстановлением их работоспособности.
Методы воздействия на призабойную зону целесообразно применять выборочно, с учетом геолого-фильтрационных характеристик пластов и текущего состояния разработки.
Полученные результаты могут быть использованы при планировании дальнейших геолого-технологических мероприятий, выборе приоритетных направлений интенсификации добычи и оптимизации системы разработки рассматриваемого месторождения.
Литература
1. Колесников Б.П., Магомадов А.С., Арушанян Р.Р., Григорьев Б.А. Физико-математическое моделирование и экспериментальные исследования коэффициента теплопроводности нефтегазоносных горных пород // Вести газовой науки. – 2022. – № 3. – С. 168–173.
2. Попова Г.Г., Панюшкин В.Т., Северин К.Е., Максимович В.Г., Сахаров Д.И., Пономарева Ю.В. Мониторинг основных нефтяных месторождений Краснодарского края и сравнительная характеристика нефтяных шламов, образующихся в процессе их эксплуатации // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2012. – № 3. – С. 293–300.
3. Тарасюк В.М. Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений // Берегиня.777.СОВА. – 2014. – № 2. – С. 121–125.
4. Цветков Л.Д., Цветкова Н.Л. Сланцевая нефть России // Вести газовой науки. – 2013. – № 5. – С. 219–229.
5. Яртиев А.Ф. Природные битумы – уникальное энергетическое сырье // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – № 12. – С. 293–297.
6. Закиров Э.С., Закиров С.Н., Индрупский И.М., Аникеев Д.П. Регулирование разработки нефтяных и газовых месторождений // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2018. – № 2. – С. 1–16.
7. Гилязетдинов Р.А., Кулешова Л.С., Мухаметшин В.В. Использование комплексной дифференциации и кластеризации геолого-промысловой информации при прогнозировании продуктивности залежей Южно-Татарского свода // Журнал «Горная промышленность» – 2024. – № 5. – С. 172–176.
