Электронный научный журнал
Современные проблемы науки и образования
ISSN 2070-7428
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,813

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ ИССЛЕДОВАНИЯМИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ГАЗПРОМНЕФТЬ-ННГ

Кононенко А.А. 1 Кусакин В.Ю. 1 Гималетдинов Р.А. 1 Мулявин С.Ф. 1 Кононенко К.А. 1
1 ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Большинство нефтяных месторождений Ноябрьского региона находятся на четвертой стадии добычи, остаточные запасы по ним относятся к категории трудноизвлекаемых (ТрИЗ). В ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на долю ТрИЗ приходится около 40 % от всего объема запасов и поэтому вовлечение их в разработку – актуальная задача и один из приоритетов развития компании. Проведение работ по физико-химическому воздействию на месторождениях с данной категорией запасов позволит снижать темпы падения добычи нефти на истощенных объектах. В данной статье оценивается эффективность применяемых методов выравнивания профиля приемистости (ВПП) по данным промыслово-геофизических исследований. Механизм действия метода ВПП заключается в закачке физико-химических реагентов в высокопроницаемые зоны, промытые водой, с целью их изоляции и снижения обводненности добывающих скважин, а также вовлечения в разработку пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
методы повышения нефтеотдачи
выравнивание профиля приемистости
1. Блох А.С. Состояние разработки и пути стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» / А.С. Блох, А.Т. Кондратюк, С.Ф. Мулявин и др. // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 12. – С. 33-35.
2. Кондратюк А.Т. Пути стабилизации и наращивания добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» / А.Т. Кондратюк, Р.Н. Мухаметзянов, С.Ф. Мулявин и др. // Сб. науч. тр.: «Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998–2005 гг.» (Материалы конференции, г. Ноябрьск). – М.: ВНИИОЭНГ, 1998. – С. 26-35.
3. Курамшин Р.М. Методические рекомендации по составлению программы ГТМ / Р.М. Курамшин, С.Ф. Мулявин, Р.С. Юмачиков и др. // Бурение и нефть. – 2004. – № 9. – С. 8-11.
4. Лапердин А.Н. Геологические особенности крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» / А.Н. Лапердин, С.Ф. Мулявин, А.Н. Юдаков // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 6. – С. 4-14.
5. Мулявин С.Ф. Проектирование разработки сложнопостроенных залежей углеводородов [Текст]: учеб. пособие / С. Ф. Мулявин, А. Н. Лапердин, А. Н. Юдаков; LAP LAMBERT AcademicHublishing. – 2014. Saarbrucken, ФРГ. – 292 с.
6. Юдаков А.Н. Результаты гидроразрыва низкопроницаемых пластов на Вынгапуровском месторождении / А.Н. Юдаков, М.В. Кравцова, С.Ф. Мулявин // Горные ведомости. – 2008. – № 6. – С. 44-50.

Контроль методов выравнивания профиля приемистости (ВПП) выполняется проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по определению изменений в профиле до и после воздействия на пласт. Оценка эффективности работ по воздействию на околоствольную зону нагнетательных скважин проводилась сравнением профилей приемистости до и после ВПП.

Технология ВПП ориентирована на перераспределение гидродинамических потоков из высокопроводящей части коллектора в зону с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В процессе ВПП происходит замедление движения жидкости в высокопроводящей зоне и подключение в разработку слабо дренируемых пропластков. Средняя продолжительность эффекта ВПП 7–10 месяцев. Затем профиль приемистости возвращается в состояние, близкое к начальному.

Рис.1. Оценка технологической эффективности по ПГИ на скважине №5187/515 Вынгапуровского месторождения, пласт БВ8

На скважине № 5187/515 Вынгапуровского месторождения работы по ВПП проводились в сентябре 2012 г. закачкой вязко-упругого состава (ВУС) в объеме 500 м3. На рис.1 показано изменение профиля по ПГИ от 25.06.2009 г. и 14.02.2014 г., после обработки в работу подключились все пропластки, работающая толщина увеличилась почти вдвое, характеризуется равномерностью поглощения. Дополнительная добыча нефти от ВПП составила 230 т. На скважине № 5148/513 Вынгапуровского месторождения работы по ВПП проводились в августе 2010 г. по технологии закачкой ВУС и волокнисто-дисперсного состава (ВДС) в объеме - 600 м3.

На рис.2 показано изменение профиля по ПГИ от 27.03.2008 г. и 16.06.2012 г. В результате обработок нижняя, наиболее промытая часть пласта отключилась. В верхней части произошло подключение ранее недренируемого пропластка и перераспределение по вертикали. Дополнительная добыча нефти от ВПП составила 532 т.

 

Рис. 2. Оценка технологической эффективности по ПГИ на скважине № 5148/513 Вынгапуровского месторождения, пласт БВ8

На скважине №51/1 Чатылькинского месторождения обработки по ВПП проводились в марте 2013 г. путем закачки гелеобразующих составов (ГОС) в объеме - 600 м3 и в феврале 2014 г. ГОС+ВУС в объеме 600 м3. На рис.3 представлены профили приемистости в качественном и количественном виде – с процентным распределением по интервалам от 04.03.2012 г. и 25.03.2014 г. В результате профиль работы пласта изменился значительным образом: при неизменной действующей толщине произошло перераспределение поглощения в верхнюю часть разреза. Дополнительная добыча нефти от ВПП составила соответственно 328 и 172 т.

На скважине № 14/7 Среднеитурского месторождения обработки по ВПП проводились в августе 2008 г. путем закачки сшитых полимерных систем (СПС) в объеме 425 м3, в октябре 2010 г. закачкой волокнисто-дисперсных полимерных систем (ВДПС) в объеме 900 м3 и в июне 2011 г. закачкой ВУС в объеме 600 м3. В результате обработок произошло поинтервальное перераспределение закачки воды, прекратился уход воды ниже интервала перфорации (рис. 4). Дополнительная добыча нефти от ВПП составила соответственно 655; 87 и 108 тонн.

Рис. 3. Оценка технологической эффективности по ПГИС на скважине № 51/1 Чатылькинского месторождения, пласт СГ1-2

Рис. 4. Оценка технологической эффективности по ПГИ на скважине №14/7 Среднеитурского месторождения, пласт БС10

Рис. 5. Оценка технологической эффективности по ПГИ на скважине №1009/21 Спорышевского месторождения, пласт ПК19

На рис. 5 показаны профили приемистости по скважине №1009/21 Спорышевского месторождения. Обработка по ВПП проводилась 20.03.2014 г. путем закачки ГОС в объеме 400 м3. В результате обработки в однородном пласте ПК19, характеризующемся как «монолит», произошло незначительное перераспределение потоков по профилю. Дополнительная добыча нефти от ВПП составила 48 т, эффект продолжается.

Таким образом, развитие добычи нефти в Ноябрьском регионе связано с необходимостью дальнейшего вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов с использованием физико-химических методов по выравниванию профиля приемистости, направленных на снижение обводненности продукции добывающих скважин и повышение нефтеотдачи пласта по обрабатываемому участку.

Рецензенты:

Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;

Леонтьев С.А., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.


Библиографическая ссылка

Кононенко А.А., Кусакин В.Ю., Гималетдинов Р.А., Мулявин С.Ф., Кононенко К.А. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ ИССЛЕДОВАНИЯМИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ГАЗПРОМНЕФТЬ-ННГ // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 2-2.;
URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=21997 (дата обращения: 23.02.2020).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074