Разработка и исследование технологий и технических средств для интенсификации притока пластового флюида и снижения обводненности скважинной продукции (стр. 2 )

1	2	3	4
6.2 - безгазового остатка нефти	0,698	0,741	-
6.3 - воды	0,47	0,48	-
6.4 - неосушенного пластового газа	-	-	53,40
6.5 - сухого пластового газа	(53)	(50)	53,96
6.6 – испаренного конденсата	(2)	(2)	1,50
7 – Вязкость, мПа. с (Пластовые условия)
7.1 – растворенного газа в жидкой фазе	0,050	0,049	-
7.2 – безгазового остатка нефти	19,04	5,98	-
7.3 – пластовой воды	0,51	0,42	-
7.4 – газонасыщенной нефти	6,96	2,38	-
7.5 – дегазированной нефти (нормальные условия)	65	25	-
7.6 – сухого пластового газа	-	-	0,0188
7.7 – испаренного конденсата	-	-	0,3634
7.8 – неосушенного пластового газа	-	-	0,0194
7.9 – стабильного конденсата	-	-	0,7
8 – Растворимость газа в нефти (максимальная), м3/м3	70	140	-
9 – Давление насыщения, МПа	12,2	8,3	-
10 – Давление начала конденсации, МПа	-	-	20,0
11 – Коэффициент сжимаемости
11.1 – газонасыщенной нефти 1/ГПа	0,95	1,02	-
11.2 – неосушенного пластового газа	-	-	0,8993
12 – Газоконденсатный фактор, г/м3	-	-	40,9
13 – Объемный коэффициент газа (Vпл/Vпов), доли ед.	-	-	0,005237
Примечание: * - пластовые условия – 18-20 МПа

По состоянию на 2004 г. по Вачимского месторождению отобрано 20504 тыс. т нефти, 109 тыс. т конденсата и 4867 млн. м³ газа, в том числе 974 млн. м³ растворенного газа. Следует отметить, что текущие извлекаемые запасы только по категориям ВС1, числящиеся на балансе РФ ГФ, составляют 60248 тыс. т. Обеспеченность месторождения запасами составляет 26 лет.

Анализ состояния Вачимского месторождения позволяет считать его перспективным и требует тщательного, квалифицированного подхода к его разработке и освоению. Необходимо применение таких технологий и технических средств, которые способствовали бы наиболее полному отбору из пласта углеводородного сырья.

Во втором разделе работы представлены результаты анализа сведений об условиях и состоянии разработки Вачимского месторождения, поставлены задачи исследований.

Разработка и освоение Вачимского месторождения осуществлялось и проводится в настоящее время в соответствии с проектными документами: «Технологическая схема разработки Вачимовского месторождения» (разработчик – , 1984, 1991), «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вачимского месторождения» (исполнитель – ТО «СургутНИПИнефть», 1998) и «Проект разработки Вачимского месторождения» (разработчик – ТО «СургутНИПИнефть»). Реализация проекта осуществляется НГДУ «Быстринскнефть».

По состоянию на 2004 г. на балансе НГДУ числилось 973 скважины, в том числе: 707 добывающих, 168 нагнетательных для поддержания пластового давления, 8 контрольных, 54 пьезометрических, 20 водозаборных и 16 скважин ликвидировано. Действующий эксплуатационный фонд составляет 634 добывающих и 145 нагнетательных скважин. Коэффициент использования фонда: добывающих – 0,90, нагнетательных – 0,86 при проектных значениях соответственно 0,88 и 0,90. Коэффициент эксплуатации добывающих скважин составлял 0,96, нагнетательных – 0,97 при проектных значениях 0,95.

За период 1998 – 2003 годы средний дебит скважин по жидкости увеличился с 20,9 т/сут до 45,8 т/сут. Способ освоения месторождения в основном с помощью погружных насосов. В 2003 году периодически фонтанировали только 8 скважин. Фонд скважин, оборудованный электроцентробежными насосами (ЭЦН) всех типов и типоразмеров составляет 49,5 % общего фонда при 83,44 газовой добычи нефти и 74,2 % - жидкости. Средний дебит по этим скважинам составляет порядка 19 т/сут по нефти и 83,1 т/сут – по жидкости. Фонд скважин, оборудованный УШГН (установка штанговая, глубинная, насосная), составляет 47,8 % при 15,3 % годовой добычи нефти, 19,3 % - жидкости. Средний дебит по нефти составляет 3,3 т/сут, по жидкости 10,5 т/сут.

Фонд добывающих скважин с повышенным газовым фактором (от 46 м3/т до 25000 м3/т, технологический газовый фактор - 45) находился в пределах 115 – 154 единиц.

Основной причиной высоких газовых факторов в подгазовой зоне являются прорывы газа по площади, переток газа через негерметичности в контактной зоне цементный камень – эксплуатационная колонна. 54 % площади основного объекта разработки АС8-9 перекрыто газовой шапкой пласта АС8.

Бездействующий фонд составляет 71 скважина, это порядка 10 % добывающего фонда. Имеется тенденция к его увеличению. Основные причины: высокий газовый фактор – 14 скважин (19,8 %); обводненность более 96 % - 12 скважин (16,9 %); малодебитные и высокодебитные, работающие в периодическом режиме – 24 скважины (33,8 %); технические, организационные и др. причины 21 скважина (29,6 %).

Большинство скважин работают с водой с начала эксплуатации вследствие пониженной начальной нефтенасыщенности и обширной водонефтяной зоны. Величина дебита и обводненности зависит от вскрытой толщины нефтенасыщенной части пласта и расположения скважин.

В работе, представленные выше сведения, проанализированы по каждому продуктивному горизонту.

В целях интенсификации притока пластового флюида в скважину, повышения нефтеизвлечения на месторождении используется комплекс различных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗД). В частности:

-  для вовлечения блокированных запасов нефти в разработку проводятся работы по изоляции водоносных интервалов с одновременной ликвидацией перетоков реагентами на основе кремнийорганических составов, жидкого стекла, остаточного ила и полимеров;

-  для повышения нефтеотдачи пластов закачивают в пласт высококонцентрированные растворы поверхностно активных веществ (ПАВ), в частности неионогенные (НПАВ);

-  для выравнивания фронта вытеснения и отмыва остаточной нефти – полимердисперсные, структурированные системы водных растворов акриловых полимеров;

-  для выравнивания профиля приемистости предложено применять вязко-упругие составы (ВУС). Частично, результаты их внедрения представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Сведения о результатах применения методов воздействия на пласт для восстановления продуктивности

Вид воздействия	Параметр	Ед. измере-ния	Объекты
АС7	АС8	ЮС2	АС9
1	2	3	4	5	6	7
1. Соляно-кислотные ОПЗ	Кол-во скв. операций	ед.			1	36
Удельный технол. эффект	тонн			14,0	134,8
Дополн. добытая нефть	тыс. т			0,01	23,47
2. Соляно-кислотные (ОПЗ + ПАВ)	Кол-во скв. опер.	ед.	15	4
Удельный технол. эффект	тонн	194,8	2,3
Дополн. добытая нефть	тыс. т	3,35	0,01
3. Ацетоно – солянокислотные ОПЗ (АСКО)	Кол-во скв. опер.	ед.	2			3
Удельный технол. эффект	тонн	33,0			225,3
Дополн. добытая нефть	тыс. т	0,01			0,67
4. Глинокислотные ОПЗ	Кол-во скв. операций	ед.			2
Удельный технолог. эффект	тонн			173,0
Дополн. добытая нефть	тыс. т			0,35
5. ОПЗ растворителями	Кол-во скв. опер.	ед.	21	8	1	60
Удельный технол. эффект	тонн	161,0	126,1	-	141,9
Дополн. добытая нефть	тыс. т	3,38	1,00	-	14,60
6. ОПЗ растворами ПАВ	Кол-во скв. опер.	ед.				13
Удельный технол. эффект	тонн				79,8
Дополн. добытая нефть	тыс. т				1,44

Продолжение таблицы 2