Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

Форсированный отбор жидкости

Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) является методом увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, реализация которого осуществляется за счёт увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта. В результате проведения этого мероприятия зачастую снижается обводненность продукции скважин с высокой базовой обводненностью. Наиболее яркие результаты получены при анализе результатов ФОЖ на водоплавающих залежах.

Форсирование отборов на скважинах месторождений Западной Сибири выявило тенденцию снижения обводненности продукции в результате этого мероприятия на многих водоплавающих залежах, таких как объект АС5-6 Южно-Балыкского месторождения, объект БС12 Майского месторождения; объекты АС4 и БС6

Петелинского месторождения, объект БС11 Ефремовского месторождения, объект БС8 Кудринского месторождения, объекты БП9 и БП10-11 Тарасовского месторождения. На рис. 1 представлена динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых было проведено форсирование отборов.

Рис. 1. Динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых проведен форсированный отбор жидкости: 1 - средняя обводненность продукции; 2 - средний дебит жидкости; 3 - средний дебит нефти.

На рис. 2 изображена динамика показателей эксплуатации форсированной скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Начало форсирования отборов на рисунках отмечено стрелкой. Обе динамики характеризуются снижением обводненности продукции с ростом среднего дебита жидкости. На рис. 2 отмечается и обратная закономерность –рост обводненности продукции при снижении дебита жидкости.

Рис. 2. Динамика показателей эксплуатации скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения:

1 - обводненность продукции; 2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти; 4 - дебит воды.

Форсированный отбор жидкости достаточно эффективен на водонефтяных зонах, где имеются выдержанные глинистые перемычки между разнонасыщенными частями продуктивного разреза. Выдержанность глинистых перемычек является условием проявления описанной закономерности и подразумевается ниже при использовании терминов водоплавающей залежи и водонефтяной зоны (ВНЗ).

В настоящее время отсутствует четкое определение целей и задач форсированного отбора жидкости. Существует мнение, что форсированный отбор — рациональный вариант разработки нефтяной залежи на завершающем этапе, который надо проектировать, официально утверждать и обязательно выполнять. Для его проектирования имеется все необходимое: методика, включающая модель зонально и послойно неоднородного пласта, уравнения разработки нефтяной залежи, общий экономический критерий рациональности, методы решения обратных задач по определению основных параметров нефтяных пластов и практически примененных систем разработки; современная вычислительная техника и полученная индивидуально по скважинам информация об их эксплуатации: о дебитах жидкости и обводненности (следовательно, о дебитах нефти), забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Довольно странным представляется, что при наличии всего этого проблема форсированного отбора не исследована в полном объеме, а форсированный отбор противопоставляется рациональному. На многих нефтепромыслах очень плохо обстоит дело с информацией об эксплуатации каждой скважины. В этих условиях для промысловиков более приемлем и понятен форсированный отбор, чем рациональный, ибо для форсированного отбора не нужна или почти не нужна информация. В условиях неполного объема информации об эксплуатации скважин многие нефтепромысловые работники непоколебимо уверены, что лучше завысить производительность глубинных насосов. При нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважинам рациональные отборы устанавливают форсированные, не осознавая, что часто увеличение отбора жидкости уменьшает отбор нефти на 10—20 % и более.

Действительное положение с информацией об эксплуатации скважин на нефтепромыслах в настоящее время несравненно хуже, чем 40—50 лет назад. В период широкого распространения и применения во всем мире информационноемких технологий у наших нефтяников произошло попятное движение. Необходимо устранить отмеченный недостаток, поскольку нет ничего экономически и технологически более эффективного, чем организация по каждой скважине удовлетворительной точности контроля и последующей оптимизации режима эксплуатации скважин. При этом в текущей добыче нефти и в конечной нефтеотдаче пластов будет достигнут огромный эффект, значительно превысящий эффекты, достигаемые при использовании многих новых методов повышения нефтеотдачи. Увеличенные добыча нефти и нефтеотдача будут достигнуты при уменьшении затрат на 1 т добытой нефти.

При рассмотрении проблемы форсированного отбора жидкости необходимо сравнить различные варианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном рациональном максимальном забойном давлении нагнетательных скважин и рациональном минимальном забойном давлении добывающих скважин. Нефтяные залежи по зональной и послойной неоднородности нефтяных пластов, дебиту и запасам нефти, темпам извлечения запасов нефти, разбуривания и ввода в разработку являются средними, сходными со многими реальными нефтяными залежами.

При этом было показано, что при проектировании разработки залежей нефти средней, повышенной и высокой вязкости обычно проектируется форсирование отбора жидкости. В дальнейшем при их разработке обязательно надо осуществлять запроектированное форсирование. Форсированный отбор жидкости должен быть в рамках рационального варианта разработки нефтяной залежи.

Бесконтрольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и конечной нефтеотдачи пластов.

Рассмотрим процесс нестационарного заводнения, на примере ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ» а именно, на примере Аганского месторождения.

особенности разработки месторождений ОАО

«Славнефть- Мегионнефтегаз»

Рассмотрена динамика ввода месторождений в разработку. Анализ данных по разрабатываемым месторождениям показал, что максимальный проектный КИН составляет 0,506. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равен 0,241, то есть выработка запасов достаточно существенна. Сделан вывод о необходимости повышения эффективности разработки месторождений на основе применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно-добываемой воды.

Выполненный анализ геолого-физических свойств продуктивных пластов, запасов нефти и распределения скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности показал,
что в структуре начальных извлекаемых запасов на долю низкопродуктивных приходится 26,9%.

С начала разработки добыча нефти в большей степени (67%) обеспечивалась выработкой наиболее продуктивных залежей нефти, на долю разрабатываемых низкопродуктивных залежей приходится лишь 8,2% добытой нефти, на долю среднепродуктивных – 24,8%. В настоящее время, в отличие от начального состояния, в структуре текущих запасов преобладают низкопродуктивные залежи – 52%, доля высокопродуктивных составляет 28%, среднепродуктивных – 20% .

В этих условиях особую актуальность приобретает проблема разработки низкопродуктивных залежей.

Следует отметить, что разработка высокопродуктивных запасов к настоящему времени связана с определенными трудностями. Наиболее крупные месторождения с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3 и 4 стадиях разработки (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мегионское, Южно-Аганское).

Степень выработанности этих месторождений колеблется в пределах 64,4-85,8 %, а для основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов, составляет 81,7-94%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов.

Основные продуктивные пласты характеризуются наличием непроницаемых пропластков, интервалов разреза с повышенной глинизацией, что обуславливает возникновение неоднородности по проницаемости. Применяемая система заводнения не во всех случаях учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу. Формирование системы воздействия на залежи происходило в процессе разбуривания, осуществляемого от сводовой части к периферии. Создавались линейные ряды нагнетательных скважин без учета морфологических особенностей строения залежи.

Такая ситуация наиболее характерна для пласта Б₈ Аганского месторождения, являющегося одним из наиболее крупных по начальным и остаточным запасам и обеспечивающего максимальную часть в общем объеме добычи.

Аганское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, открыто в 1965 г., промышленная эксплуатация осуществляется с 1973 г.