Анализ методов интенсификации добычи нефти на Приобском месторождении

       Анализируя  результаты  мероприятия  можно  сделать  вывод ,  что   прирост  добычи  напрямую  зависит  не  от  количества  дострелов , а от  общей  эффективной  мощности  пласта.   Максимальная  эфф.  мощность  в  1996 г., ее   значение   -  286 м.. ,  в  этот   же  год  -  .   максимальный     прирост      в добыче ( 13801 т.)  .

        Проследить эту  зависимость   можно  на  рис. 3.1

Рис. 3.1

       Рис.3.1 наглядно  показывает  зависимость   прироста добычи нефти при   дострелах продуктивных  коллекторов   от эфф. мощности дострела пласта , 1996 г. характеризуется  наибольшим  прироста добычи за рассматривемый  период , и наибольшей  эфф. мощностью  дострела ,  1998 г. ( как  неблагоприятный ) , самыми  наименьшими показателями . В 1997 г. прирост составил 6013 т. , эфф. мощность – 167 м,   в 1999 г. соответственно  181,4 м   и   8703,4 т. , что отчетливо показано  на рис.3.1  

     

       Динамика  изменения прироста   дебита  скважин и добычи  нефти по  годам  представлена  на рис. 3.2  , построенным  по  данным  таблицы 3.1

 

 

 

Согласно рис. 3.2  в  1996  году   максимальный  прирост дебита – 9,6 т./сут  и  максимальный  прирост  добычи – 13801 т. ,  к  1997 г.  прирост дебита  падает до 6,85 т./сут , прирост добычи до 6013 т. . Что  касается  1998 г. , то ему  соответствует  минимальный  прирост дебита и добычи ( 4,8 т./сут  и  соответственно  5000 т. ). С увеличением  количества  операций  до 55 прирост  дебита  возрос до 5,5 т./сут , прирост  добычи  до 8703,4 т.

 

         Для  более  полного  вовлечения  пластов  в работу  в  ходе   разработки  проводились мероприятия по  приобщению  пластов , т.е. в..скважине  , в которой уже были  проведены перфорационные  работы на   каком – то пласте ранее , проводят  перфорацию  вторично ,  но  уже другого пласта.

        Результаты  таких  приобщений  представлены в  таблице 3.2

 

 

Таблица 3.2

 

       Сводная таблица результатов приобщений за  период  1996 –1999  гг.

 

1996 

 

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	16	14	20	50
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	220.7	168.6	416	805.3
В среднем по 1 скважине(м.)	13.79	12.04	20.8	16.11
Средний  дебит(т/сут)	6.9	6.4	4.9	6.07
Прирост добычи (т)	9 292	6 042	5 309	20 643

 

 

 

Продолжение таблицы 3.2

 

1997

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	8	5	28	41
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	78.2	86.9	593	758.1
В среднем по 1 скважине(м.)	9.77	17.38	21.18	18.49
Средний  дебит(т/сут)	4	6.7	0	5.35
Прирост добычи (т)	6 498	5 698	0	12 196

 

Продолжение таблицы 3.2

 

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	0	0	5	5
ВОбщая эфф.мощн.дострела(м.)			0	0
среднем по 1 скважине(м.)			0	0
Средний  дебит(т/сут)	0	0	0	0
Прирост добычи (т)	0	0	0	0

 

 

Продолжение таблицы 3.2

 

1999

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	88	12	0	100
Общая эфф.мощн.дострела(м.)				819.1
В среднем по 1 скважине(м.)
Средний  дебит(т/сут)	10.5	9.4	0	9.9
Прирост добычи (т)	21272.4	2901.3	0	24173.7

 

 

 

 

По  данным  таблицы 3.2  самый  удачный  год  для  проведения   данного  метода интенсификации  является – 1999 г., т.к. 1999  год характеризуется максимальными показателями  за  весь  период . ( кол-во приобщений – 100 ,

общая  эффективная  мощность  приобщения – 819,1 м ,  прирост  добычи – 24173,7 т.) ,  Неудачный  год   по результатам  таблицы  3.1.2  для  проведения  приобщений , как  и для  дострелов – 1998 год.   В 1996  г.   прирост  добычи составил  20643 т. , число  мероприятий – 50 ,  в  1997  г. соответственно  12196 т.  и  41  приобщений . В  общем  за  4  года  количество  приобщений  на пласт  АС10  составило   порядка  112 ,   АС11 -  31 ,   АС12  -  53. ,  в  целом  за  рассматриваемый  период  было  проведено  196  приобщений.

 

         Для    оценки   зависимости   прироста  добычи  нефти  от  общей  эффективной  мощности  приобщений  для  данного  метода    ниже  представлен  рис.3.3   ( согласно  данным результатам  таблицы 3.2) .

 

 

 

 

 

 

Рис.3.3

 

Как видно  из  рис.3.3  прирост  добычи нефти  ,  как  и при  дострелах,  напрямую  зависит  от  общей зффективной  перфорированной мощности .

В  1996  г. общая  эфф.мощность  составила  805,3 м ,  прирост  - 20643 т. , к  1997  г. прирост снизился  до  12196 т. , т.к.  общая  эфф. мощность составила  758,1 м.  

 

       Ссылаясь  на таблицу  3.2   на  рис. 3.4   представлена  динамика прироста  дебита  и  соответственно  добычи  за  период  проведения  приобщений.

 

      С   момента  проведения  мероприятий   в 1996 г.  средний   прирост   дебита  составил 6,07 т./сут. ,  добычи  - 20643 т. , к  1997  г.  дебит  упал  до отметки  5,35 т./сут ,  прирост  добычи  снизился  до  12196 т. ,  1998  г.  характеризуется  нулевыми  результатами ,  а  в  1999 г. – резкий рост  дебита  до  9,9 т./сут. , добычи  - до 24173,7 т.

 

     Для сравнения   методов  по  результатам проведения  операций представлена  таблица 3.3

 

 Таблица 3.3

 

Мeроприятия	Количество	Доп.добыча
Приобщения	196	57012,7
Дострелы	135	33517,4
ИТОГО	331	90530,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Как  видно  из  сводной  таблицы  3.3 , за  период 1996-1999 гг. дополнительная  добыча    от приобщений    за  4  года составила  57012,7 т. , что  больше  на  23495,3 т.  прироста добычи  нефти  за  тот  же  период   от дострелов  , а  число  проведенных  приобщений    больше на  61 операцию

В  общем  за  весь  период  было  проведено  331  перфорационных  работ  и  суммарная  дополнительная добыча  от  них  составила  90530,1 т.нефти.   

          В  процентном  соотношении   от  общей  добычи  по  месторождению   в  целом  дополнительная  добыча  от  методов  перфорации  по  годам  соствляла : в  1996 г.  – 4,25% ,  в  1997  г. – 1,7% ,  в  1998 г.  -  0,55 % ,  в 1999  г.  -  2,43 % .

 

Дополнительным средством  повышения продуктивности скважин  является совершенствование перфорационных работ, а также образование дополнительных фильтрационных каналов при перфорации.

Таким образом  , дострел  интервала перфорации в пределах вскрытого горизонта  и  приобщение пластов , можно  рекомендовать  как  мероприятия ,

направленные на увеличения охвата пластов воздействием и более полного вовлечения их в работу.

 

 

3.2 Применение  гидроразрыва  на Приобском   месторождении.

 

3.2.1Оценка  дополнительной  добычи  от  проведения  ГРП .

Внедрение  метода  ГРП  на  Приобском  месторождении   началось  в  1992  году , как одного  из  наиболее  рекомендуемых методов интенсификации  в данных  условиях  разработки .

За период с 1992 по январь 1998 года на месторождении было проведено 263 ГРП (61% фонда).    Компании , проводившие  гидроразрыв  -  “Интрас”  и   “ Юганскфракмастер”   .  Из   263   гидроразрывов управлением “ИНТРАС” было произведено 153 ГРП; “Юганскфракмастер” – 110 ГРП. Основное количество ГРП было произведено в 1997 году – 126 (Интрас – 57 скважин; ЮФМ – 69 скважин).

    Эффективность   ГРП  по “Интрас” составила  12.6 т/сут., “ЮФМ” – 17.6 т/сут.

       На  конец 1997 года дополнительная  добыча нефти за счёт ГРП  уже составила около 48% от всей  добытой за год нефти. Причём  большая часть дополнительной  добычи составила нефть пласта  АС-12 – 78,8% от всей добычи по пласту и 32,4% от добычи в целом. По пласту АС11 – 30,8% от всей добычи по пласту и 4,6% от добычи в целом.  По пласту АС10 – 40,5% от всей добычи по пласту и 11,3% от добычи в целом.

Как видно, основным   объектом для проведения ГРП являлся  пласт АС-12 как наиболее низкопродуктивный и содержащий большую часть запасов нефти по левобережной зоне месторождения ( рис.3.5   : распределения ГРП по пластам за 1992 – 1997 годы).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.3.5

     

 

На конец  1999  года  дополнительная добыча нефти за счёт ГРП составила более 44 %  добычи  нефти от всей  добытой за  год нефти.

 

Динамика добычи нефти  по месторождению в целом , а также  дополнительная добыча нефти за счёт ГРП представлена                                                               в таблице 3.4

 

 

 

 

Таблица 3.4

 

 

 

 

 

 

 

       Существенный  рост добычи нефти за счёт  ГРП  налицо.    Начиная   с  1993 г. дополнительная  добыча  от ГРП  составила  4900 т..  С  каждым  годом   прирост  добычи  от  гидроразрыва растет.  Максимальное  значение  прироста  -    1998  год ( 701000 т. ) ., к 1999  году  значение  дополнительной  добычи  падает до  606000 т.,что ниже , чем в 1997  году  на 5000 т..

      Максимальное  значение  прироста  -    1998  год ( 701000 т. ) ., к 1999  году  значение  дополнительной  добычи  падает до  606000 т.,что ниже , чем в 1997  году  на 5000 т..

     

      Динамика  дополнительной  добычи  от ГРП  по  годам   представлена  на рис.3.6

 

     Как  видно  из  рис.3.6 ,  прирост  добычи  постянно  растет  . Так  например , в  период 1995 –1997 гг.  наблюдается резкий  скачок    доп.  добычи  с  79700 т.  до  611000 т.  (  за  2  года   на   531300 т .).    Если  в   1995 г. доп.  добыча     составляла  11,1 %  от всей    добычи  по  месторождению в целом , то  то  в 1997 г. она составила   57,5 %   . К 1998 г.  она выросла до   701000 т., что составляет наибольший  процент от     всей    добычи    по  месторождению ( 59,2 % )  ,  в 1999 г.  упала   до 606000  т. ( 44,9 % ) .

     За  7  лет  , рассматриваемых   на  рис. 3.6  накопленная    дополнительная  добыча  составила  2366900  т. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.3.6

 

 

 

 

 

3.2.2  Анализ  эффективности  проведения  ГРП   на  Приобском  месторождении   в  зависимости  от  различных факторов.

 

Наиболее адекватно  поддаётся оценке эффективности  ГРП тип основы геля (дизельное  топливо, вода (сеноман). Для проведения анализа разделим скважины на группы по признакам:

• Компания, производившая ГРП;
• пласт на который был произведён ГРП;
• основа геля.

Рассмртрим эффективность  увелечения  коэффициентов  продуктивности  скважин ,  на  которых  был   проведен  гидроразрыв ( до и после  его проведения ) , в  зависимости  от  компании,  проводившей  ГРП  и  основы  закачиваемого  в  пласт  геля.

Информационная  таблица  по всем  ГРП , проведенном  на Приобском  месторождении до 1.07.1997 г. с  основными  показателями  до и после гидроразрыва  представлена  в  Приложении 1.

Ссылаясь  на  информационную   таблицу ,  описанную  выше , реально  построить  показательные  рисунки изменения  коэффициентов  продуктивности  по  рассматриваемым  признакам. (сравнение  компаний – (рис. 3.7  – рис.3.10)  ,    основы  геля -   (рис.3.11 – рис.3.14  ) ).