Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Оптимизация системы заводнения и усиление режима работы нагнетательного фонда объекта ЮВ1 Урьевского месторождения

Западная часть объекта ЮВ1 Урьевского месторождения разрабатывается по обращенной девятиточечной схеме с 2002 года. В целях снижения темпа роста обводненности продукции скважин в 2013 году начался перевод месторождения на рядную схему разработки, что позволило снизить объемы непроизводительной циркуляции воды и улучшить энергетическое состояние стягивающих рядов.

Реализованные мероприятия позволили улучшить тренд падения уровней добычи нефти на участке за счет снижения потерь добычи нефти вследствие недокомпенсации отборов и улучшения энергетического состояния объекта разработки.

20.10.2017 Инженерная практика №07/2017
Корнев Андрей Анатольевич Ведущий специалист Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Рис. 1. Динамика промышленной эксплуатации участка
Рис. 1. Динамика промышленной эксплуатации участка
Таблица 1. Характеристики скважин
Таблица 1. Характеристики скважин

Геолого-физические характеристики рассматриваемого в настоящей статье участка разработки объекта ЮВ1 Урьевского месторождения характерны для объектов данного региона. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта варьирует от 0,8 до 15,8 м, в среднем составляя 9,2 м, расчлененность – от 1 до 10 пропластков, в среднем по залежи – 2,7. Проницаемость составляет 9,3 мД (рис. 1, 2, табл. 1)

Рис. 2. Геолого-физические характеристики участка
Рис. 2. Геолого-физические характеристики участка

К основным проблемам разработки объекта относятся опережающее обводнение части добывающего фонда скважин, а также снижение темпов добычи за счет ухудшения энергетического состояния пласта.

ТРАНСФОРМАЦИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

В процессе эксплуатации объекта отмечена особенность обводнения добывающих скважин в нагнетательных рядах по направлению на север и на юг (рис. 3). Данная особенность подтверждается результатами исследований и характером работы скважин. Добывающие скважины были разбиты на две группы: группа 1 – скважины опережающего обводнения, группа 2 – скважины стягивающих рядов. Эксплуатация скважин первой группы при достижении предельной обводненности приводит к росту непроизводительной циркуляции воды. Для исправления данной проблемы было принято решение о трансформации схемы разработки.

Рис. 3. Особенности обводнения объекта ЮВ1 Урьевского м/р
Рис. 3. Особенности обводнения объекта ЮВ1 Урьевского м/р

Система поддержания пластового давления (ППД) на объекте начала формироваться в 2005 году (рис. 4). Работы по трансформации девятиточечной схемы разработки в рядную начаты в марте 2013 года. Для проведения работ отбирались скважины нагнетательного ряда с обводненностью не менее 98%.

Рис. 4. Формирование системы ППД объекта ЮВ1 Западно-Урьевского участка
Рис. 4. Формирование системы ППД объекта ЮВ1 Западно-Урьевского участка

По итогам трансформации системы разработки данного участка было отмечено увеличение охвата вытеснением, сокращение объемов непроизводительной циркуляции воды, а также улучшение энергетического состояния в стягивающих рядах.

Наилучшим образом эффективность работы системы ППД демонстрирует изменение динамики добычи жидкости (рис. 5). Надо отметить, что дебит жидкости рассматривался отдельно по горизонтальным (ГС) и наклонно-направленным (ННС) скважинам, а также по скважинам линии ППД. В результате проведенных мероприятий по усилению системы ППД объекта увеличилась добыча жидкости по ГС, а в районах, разрабатываемых ННС, динамика уровня жидкости сохраняла стабильность.

Рис. 5. Динамика среднесуточной добычи жидкости по объекту ЮВ1 Урьевского м/р, т/сут
Рис. 5. Динамика среднесуточной добычи жидкости по объекту ЮВ1 Урьевского м/р, т/сут

Снижение уровней добычи жидкости по линии нагнетания связано с обводнением добывающих скважин и переводом их в ППД.

Энергетическое состояние объекта оценивалось отдельно по стягивающим рядам добывающих скважин и рядам ППД (рис. 6). Среднее значение пластового давления по всему фонду данного объекта не отражает реальной картины, так как зависит от количества исследованных скважин в стягивающих и нагнетательных рядах. В энергетическом состоянии объекта наблюдается положительная динамика текущих пластового давления и статических уровней по зоне отбора. Снижение пластового давления по добывающим скважинам нагнетательного ряда обусловлено переводом наиболее обводившихся скважин в ППД.

Рис. 6. Динамика энергетического состояния объекта за 2010-2016 гг.
Рис. 6. Динамика энергетического состояния объекта за 2010-2016 гг.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ

В результате проведения мероприятий по трансформации системы разработки удалось сократить среднесуточные потери нефти вследствие недокомпенсации отборов с 210 до 94 тонн (рис. 7). Эффект от проведенных мероприятий оценивается в 159 тыс. т дополнительно добытой нефти по объекту, что составляет 3% от добычи объекта в период 2013-2016 годов.

Рис. 7. Оценка эффективности усиления системы ППД на объекте ЮВ1 Западно-Урьевского участка
Рис. 7. Оценка эффективности усиления системы ППД на объекте ЮВ1 Западно-Урьевского участка
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Андрей Анатольевич, у меня вопрос по определению эффекта ППД. Вы сказали, что он составляет порядка 150 тыс. т. Как Вы определили, что это именно эффект от ППД, а не от проведения ГТМ на добывающем фонде?
Андрей Корнев: Если мы выполним ГРП или ОПЗ на добывающем фонде с проблемной энергетикой участка, то эффект будет небольшой. Любое мероприятие на добывающем фонде без «энергетики» неэффективно.
Вопрос: То есть Вы весь эффект от проведенных ГТМ записывали на ППД?
А.К.: Да, но у нас до перевода на рядную систему и до внедрения КДНУ проводились мероприятия. Тренд падения добычи изменился, и некоторые мероприятия стали более эффективными.
Реплика: Я к тому говорю, что мы, к примеру, разделяем эффект от проведения ГТМ на базовом фонде, когда мы просто проводим ОПЗ, мы это записываем в эффект от закачки. Если мы проводим ГТМ для получения дополнительной добычи, то мы это уже записываем в эффект от ГРП.
Вопрос: Хотелось бы уточнить про качество воды. Какие требования предъявляются к качеству воды на представленном месторождении и какое по факту качество достигается, а также какими документами оно регулируется?
А.К.: На счет документов я не могу подсказать. Качество воды у нас соответствует отраслевым стандартам. По объекту проводились исследования керна, и было бы идеально, если бы мы закачивали юрскую воду, но у нас юрской воды нет.
Вопрос: Почему вопрос такой родился: как правило, при разработке юрских отложений проницаемость достаточно низкая, и очень жесткие требования к качеству закачиваемой воды, которые практически осуществить нереально. У вас там дополнительной системы водоподготовки никакой не было?
А.К.: Дополнительно нет.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Оптимизация системы разработки с использованием МЗС на примере объекта АС9 Восточно-перевального месторождения
Выбор участков для нестационарного заводнения на месторождениях Западной Сибири с использованием геолого-статистической модели пласта
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2018

Инженерная практика

Выпуск №03/2018

Сбор, подготовка и транспорт нефти.Рациональное использование ПНГ
Испытания установки предварительной подготовки дисперсных системРеализация программы утилизации ПНГ в ПАО «ЛУКОЙЛ»Оценка дебита скважин с использованием PVT-зависимостейУтилизация ПНГ: ароматизация тяжелых фракций, жидкофазное окислениеИнгибирование солеотложений карбонатного типаМеталлографитные покрытияАнализ операционных процессов при строительстве скважинСопровождение разработки и мониторинга объектов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг – 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2018. Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

18 июня 2018 г., г. Москва
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июнь 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

18 – 22 июня 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.