К вопросу отбора скважин-кандидатов для интенсификации притока нефти на месторождениях с низким пластовым давлением

Selecting candidate-wells for flow intensification at fields with low formation pressure

BOYKOV E.V.1, KILMAMATOV A.2, KUZNECOV M.2, LOSEV A.P.1,3, PANTIC J.2,
POPIC D.2 , DEMENESKU K.2
1 LLC RTE «Nedra-Test», Moscow, 119296, Russian Federation
2 NTC NIS Naftagas d.o.o., Novi Sad, 21000, Serbia
3 Gubkin University of Oil and Gas, Moscow, 119991, Russian Federation

Поиск подходящих технологий интенсификации притока затруднен в условиях отсутствия информации по гидродинамическим исследованиям добывающих скважин на месторождениях с низким пластовым давлением. В работе предложены алгоритмы поиска технологий интенсификации и отбора скважин-кандидатов с использованием ограниченного набора данных о пласте и текущей работе скважин. При невозможности оценки продуктивности предложено использовать значения коэффициента аномальности для ранжирования скважин по запасу пластовой энергии. Показано, что по отношению дебита к коэффициенту аномальности удобно проводить отбор скважин для проведения первых опытно-промышленных разработок (ОПР).

Looking for suitable flow intensification technologies is not an easy task when you deal with depleted oil fields and have no any data on hydrodynamic survey. This article provides a technique how to choose the suitable intensification technology and how to select candidate wells when you have very limited and poor data set about formations and well operation. Where impossible to define productivity, it is recommended to use a formation pressure anomaly coefficient for ranking wells by formation reserve energy. It was also shown, that a ratio of a production rate divided by an anomaly coefficient may be used for selection of candidate wells to be treated first.

В рамках работ по отбору технологий для повышения производительности добывающих нефтяных скважин Сектором по химизации Департамента ТиТ ДНГ НТЦ НИС-Нафтагас д.о.о. совместно с ООО НИИЦ «Недра-тест» был проведен анализ данных по 4-ем месторождениям Сербии. Особенность работы заключалась в том, что в малодебитных скважинах длительное время разрабатываемых месторождений геофизические и гидродинамические исследования проводятся крайне редко, либо вообще не проводятся по экономическим соображениям. В условиях ограниченности информации задачу решали, обрабатывая архивные данные и текущие показатели добычи. Авторы рассчитывают, что приведенные ниже расчеты и логические построения будут полезны специалистам, работающим с истощенными месторождениями, а также и более широкому кругу разработчиков для проведения обзоров. Конкретные наименования месторождений и скважин заменены римскими цифрами из соображений защиты информации.
Рассмотрим на примере месторождений I-W (залежи E, F, G) и I-S критерии, выбранные для оценки применимости технологий интенсификации.
1. Пластовая температура. Пластовые температуры месторождений I-W и I-S довольно высокие и составляют ≈107–116⁰С. Значение температуры важно знать особенно при подборе селективных технологий химической кольматации.
2. Пластовое давление. Критерий важен для оценки ресурса депрессии при вызове притока после проведения интенсификации. Пластовое давление на I-W не превышает 16,5 МПа. Пластовое давление на месторождении I-S преимущественно выше гидростатического. Глубины продуктивного пласта колеблются в пределах 1950 – 2500м. Таким образом, залежь I-W характеризуется аномально низким пластовым давлением.

3. Вязкость нефти в пластовых условиях. Критерий характеризует степень подвижности нефти в пластовых условиях. На месторождениях I-W и I-S все нефти являются незначительно вязкими (< 1 мПа•с).
4. Характеристика состава пластовой воды по минерализации и жесткости. Критерий важен для оценки совместимости химических реагентов и проведения расчетов индексов насыщения. Пластовые воды месторождений I характеризуются средней минерализацией (5 – 15 г/л). Однако общее количество растворенных солей не дает информацию о потенциальных проблемах несовместимости, поэтому необходимы данные о содержании ионов кальция и магния (о жесткости). По классификации [1], пластовая вода месторождения I-W залежи Е имеет среднюю жесткость (2 — 10°Ж), вода I-W залежи G и F – мягкая (< 2°Ж), а на месторождении I-S воды очень жесткие.
5. Проницаемость пласта. Пласты обоих месторождений характеризуются низкой проницаемостью (<100 мД).
6. Глинистость и карбонатность пласта. Месторождение I-W, залежь Е характеризуется, в основном, песчаниками, которые преимущественно однородны по составу и имеют высокое содержание слюды, органического вещества и углефицированной органики. Содержание карбонатов варьируется от 0,16 до 0,26 д.е. Залежь F чередуется слоями мергелистого песчаника и песчаными алевролитами. Содержание карбоната варьируется от 0,06 до 0,49д.е. Залежь G представлена слюдистыми песчаниками, песчаными мергелями, глинистыми алевролитами и глинистыми песчаниками. Содержание карбоната варьируется от 0,19 до 0,30 д.е. Месторождение I-S сложено конгломератным песчаником с тонкими прослойками карбонатных аркозовых песчаников с содержанием карбонатов от 0,13 до 0,15д.е. Таким образом, коллекторы I-W (залежь Е и F) и I-S можно классифицировать как малоглинистые с высокой карбонатностью, а коллекторы I-W (залежьG), имеющие в составе пласта глинистые песчаники и алевролиты, как глинистые с высоким содержанием карбонатов.
Результаты такого, казалось бы, несложного скрининга месторождения заносили в табл., которую использовали для отбора технологий интенсификации. Например, исходя из данных о низкой проницаемости, высокой подвижности пластовой нефти, средней минерализации пластовых вод и высокой температуре была предложена селективная технология водоизоляции с использованием жидкого стекла и карбамида (селективная химическая кольматация при температурах более 100 °С). С другой стороны, с учетом низких пластовых давлений сразу были отброшены любые эмульсионные составы и неселективные способы. Отобранные технологии расположены в табл. в порядке привлекательности по совокупным технико-экономическим издержкам.
По результатам проведенного в 2018 г. подобного анализа еще трех месторождений оператором были приняты решения о выборе технологий соляно-кислотной обработки (СКО) и изменения фазовых проницаемостей в прискважинной зоне пласта (ПЗП) для проведения ОПР и последующего тиражирования.
Первичный отбор скважин-кандидатов для проведения опытных работ был проведен на основании общих рекомендаций о наибольшем обводнении продукции, существенном снижении дебитов по сравнению с аналогичными скважинами фонда и т.п. [2, 3] Кроме того, при выборе скважин под проведение СКО был проведен аудит:
– конструкции скважин (обсадная колонна, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакеры, насосы, колонные головки);
– состояния металла в скважинах (герметичность, наличие разломов и смятий труб, наличие коррозии);
– возможности установки пакерного и иного внутрискважинного оборудования (возможные типы внутрискважинного оборудования, которые потенциально можно спустить в рассматриваемые скважины и которое есть в наличии);
– доступности наземного технологического оборудования (насосы, смесители, упредительные и мерные емкости).

Сектором по химизации Департамента ТиТ ДНГ НТЦ НИС–Нафтагас д.о.о. совместно с ООО НИИЦ «Недра–тест» был проведен анализ данных по 4–ем месторождениям Сербии. Особенность работы заключалась в том, что в малодебитных скважинах длительное время разрабатываемых месторождений геофизические и гидродинамические исследования проводятся крайне редко, либо вообще не проводятся по экономическим соображениям. В условиях ограниченности информации задачу решали, обрабатывая архивные данные и текущие показатели добычи.

К сожалению, исследования в низкодебитных скважинах проводятся крайне редко, поэтому набор исходных данных о работе скважин не позволял оценить продуктивность. Для анализа был доступен лишь ограниченный набор сведений о температурах, пластовом давлении, дебитам по жидкости и нефти, обводненности продукции. Тем не менее авторы статьи провели дополнительный анализ, а именно были рассчитаны коэффициенты аномальности пластового давления для каждой скважины по формуле ka = Pпл/(1000•Hк•g), где ka – коэффициент аномальности, безразм.; Pпл – пластовое давление, Па; 1000 – переводной коэффициент, равный плотности воды,
кг/м3; Нк – верхняя отметка по вертикали перфорированного интервала, м; g – ускорение свободного падения, м/с2.

При отсутствии информации о продуктивности вычисление коэффициента аномальности дает косвенные данные о запасенной или остаточной пластовой энергии в относительных единицах, удобных для сравнения работы скважин в пределах одного пласта.

При отсутствии информации о продуктивности вычисление коэффициента аномальности дает косвенные данные о запасенной или остаточной пластовой энергии в относительных единицах, удобных для сравнения работы скважин в пределах одного пласта. В зависимости от рассчитанных ka строили зависимости дебита по жидкости (рис. 1) и нефти для каждого месторождения. По сути, построенные графики аналогичны зависимостям продуктивности скважин от давления и позволяют определить наименее продуктивные скважины, с которых и следовало бы начать опытные работы [4]. Такой подход позволяет отобрать скважины, соответствующие следующим критериям:
1) с одной стороны, минимальная продуктивность (дебит) из выборки;
2) с другой стороны, максимальный запас пластовой энергии (максимальные коэффициенты аномальности) – необходимый фактор для обеспечения вызова притока после проведения опытных работ.
Таким образом, руководствуясь двумя описанными выше критериями, можно сократить число скважин-кандидатов – т.е. определить первые опытные скважины для каждого месторождения.
Так, для месторождения I наименьшими дебитами и наибольшим запасом пластовой энергии обладают скважины I-а и I-с, с которых и следовало бы начать опытные работы. На рис. 1 положение скважин на диаграмме отмечено цветным фоном.

Для оперативного отбора скважин из большой выборки было предложено использовать критерий, вычисляемый как отношение коэффициента аномальности пластового давления к дебиту по нефти. В пределах одного пласта максимальное значение критерия говорит одновременно о высоком запасе пластового давления и минимальном дебите. В качестве примера на рис. 2 показана диаграмма ka/Qн для 21 скважины 4 месторождений (названия месторождений заменены на римские цифры). Для каждого из четырех месторождений зелеными столбиками показаны отобранные для проведения ОПР скважины.
Таким образом, показан алгоритм поиска технологий интенсификации притока и отбора скважин-кандидатов на месторождениях с низким пластовым давлением в условиях отсутствия информации о результатах гидродинамических исследований.

Литература

1. Я.П. Молчанова и др. Гидрохимические показатели
состояния окружающей среды / под ред. Т.В. Гусевой. М.:
Форум, 2007. 192 с.
2. Силич В.А., Савельев А.О. Разработка алгоритма принятия решений по выбору геолого-технического мероприятия для нефтедобывающей скважины // Проблемы информатики. 2012. № 2 (14). С. 31—36.
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть
и газ, 2007. 826 с.
4. Салимов О.В., Насыбуллин А.В., Сахабутдинов Р.З.,
Салимов В.Г. О критериях подбора скважин для гидроразрыва пласта // Георесурсы. 2017. Т. 19. № 4. Ч. 2. С. 368—373.

References

1. Ya.P. Molchanova et al. Gidrokhimicheskiye pokazateli sostoyaniya okruzhayushchey sredy / pod red. T.V. Gusevoy [Hydrochemical Indicators of the Environment State /ed. by T.V. Guseva]. Moscow,Forum Publ., 2007. 192 p. (In Russian).
2. Silich V.A., Savel'yev A.O. Razrabotka algoritma prinyatiya resheniy po vyboru geologo-tekhnicheskikh meropriyatiy dlya neftedobyvayushchey skvazhiny [Development of Decision-Making Algorithm for Selection of Oil Well Intervention Activity]. Problemy informatiki [Problems of Informatics], 2012, no. 2 (14), pp. 31–36. (In Russian).
3. Mishchenko I.T. Skvazhinnaya dobycha nefti [Downhole Oil Production]. Moscow, Oil and Gas Publ.l, 2007, 826 p. (In Russian).
4. Salimov O.V., Nasybullin A.V., Sakhabutdinov R.Z., Salimov V.G. O kriteriyakh podbora skvazhiny dlya gidrorazryva plasta [On Criteria of Selection of Wells for Hydraulic Fracturing].
Georesursy [Georesources], 2017, vol. 19, no. 4, part 2, pp. 368–373.
(In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Бойков Е.В.

    Бойков Е.В.

    руководитель Центра физико-химических исследований

    ООО НИИЦ «Недра-тест»

    Кильмаматов А.

    Кильмаматов А.

    директор сектора химизации

    Кузнецов М.

    Кузнецов М.

    главный геолог — директор Департамента ГИ и РМ

    НТЦ НИС-Нафтагас д.о.о.

    Лосев А.П.

    Лосев А.П.

    к.т.н., доцент, генеральный директор

    ООО НИИЦ «Недра-тест»

    Пантич Я.

    Пантич Я.

    руководитель группы по химизации пласта и интенсификации притока

    Попич Д.

    Попич Д.

    главный специалист по химизации

    НТЦ НИС-Нафтагас д.о.о.

    Деменеску К.

    Деменеску К.

    директор сектора планирования и моделирования ГТА

    НТЦ НИС-Нафтагас д.о.о.

    Просмотров статьи: 256

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru