Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности геологического строения месторождений юго-восточного склона Южно-Татарского свода 10
1.1. Тектоника и ее влияние на распределение нефти по осадочному разрезу 10
1.2. Литолого-коллекторская и геолого-промысловая характеристика основных залежей нефти 16
1.3. Физико-химические свойства нефтей и их изменение в процессе разработки 30
1.4. Структура запасов нефти и перспективы их прироста 34
1.4.1. Общая характеристика запасов нефти 34
1.4.2. Запасы нефти и газа Бавлинского нефтяного месторождения 36
2. Анализ текущего состояния разработки и факторов, влияющих на эффективность выработки запасов нефти 44
2.1. Залежи нефти терригенного девона 46
2.1.1. Бавлинское нефтяное месторождение 46
2.1.2. Матросовское нефтяное месторождение 53
2.1.3. Сабанчинское нефтяное месторождение 55
2.2. Залежи нефти терригенного карбона 58
2.2.1. Бавлинское нефтяное месторождение 58
2.2.2. Сабанчинское нефтяное месторждение 63
2.3. Залежи нефти в карбонатных отложениях нижнего карбона 75
2.3.1. Анализ результатов опытно-промышленных работ по повышению эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах 76
2.3.2. Анализ разработки карбонатных коллекторов с применением горизонтальных скважин 81
2.4. Залежи нефти в локальных нефтеносных горизонтах девона и карбона .84
3. Роль залежей нефти в карбонатных коллекторах на современном этапе эксплуатации месторождений юго-востока Южно-Татарского свода и основные направления их освоения 86
3.1. Основные отличия геологических моделей терригенных и карбонатных коллекторов 86
3.2. Опытно-промышленные работы по эффективной выработке запасов нефти 89
3.3. Перспективы применения новых методов повышения производительности скважин и нефтеотдачи пластов 115
3.3.1. Термоимплозионное воздействие на призабойную зону скважины и устройство для его осуществления 117
3.3.2. Повышение продуктивности нефтяных скважин в карбонатных коллекторах 119
4. Пути повышения эффективности разработки залежей нефти в терригенных и карбонатных коллекторах 122
Основные выводы и рекомендации 131
Список использованных источников 133
- Тектоника и ее влияние на распределение нефти по осадочному разрезу
- Бавлинское нефтяное месторождение
- Опытно-промышленные работы по эффективной выработке запасов нефти
- Пути повышения эффективности разработки залежей нефти в терригенных и карбонатных коллекторах
Введение к работе
Актуальность проблемы. Татарстан, как часть крупнейшей нефтегазоносной провинции, является одним из богатейших нефтедобывающих регионов Российской Федерации.
Открытие и освоение в 40-50-х годах прошлого столетия уникальных Туймазинского, Ромашкинского, Арланского и других нефтяных месторождений: Ново-Елховского, Бавлинского, Покровского, Прикамского, Боидюжского послужило мощным толчком для развития не только нефтедобывающей отрасли, но и всей экономики России. Научно обоснованная разработка нефтяных месторождений Татарстана представляет огромный вклад в мировую нефтяную науку, что позволило стране за короткий срок занять ведущее место по уровню нефтедобычи. Методы разработки, осуществляемые на них, стали передовой школой в вопросах эффективной эксплуатации многообъектных нефтяных месторождений.
На месторождениях провинции испытывались и продолжают испытываться многие новейшие технологии, значительная часть которых затем успешно внедряется на других месторождениях не только в России, но и за ее пределами.
Поддержание добычи на высоком уровне стало возможным за счет широкомасштабного применения гидродинамических, физико-химических и микробиологических методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Поэтому поиск и внедрение новых технологий применительно к геологии месторождения, максимальное использование известных, но трудно-извлекаемых запасов, становится актуальнейшей проблемой нефтяного дела.
Цель работы заключается в выявлении особенностей геологического строения основных продуктивных горизонтов в терригенных и карбонатных коллекторах нижнего карбона и верхнего девона юго-восточного склона Южно-Татарского свода и их влияния на эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на различных этапах разработки месторождений.
В этой связи диссертантом проведен детальный анализ основных продуктивных объектов и поиск особенностей в геологическом строении карбонатных и терригенных коллекторов. В процессе анализа произведено группирование их по объектам разработки. Так, например, для наиболее крупной залежи пласта DI Бавлинского нефтяного месторождения отмечено наличие обширных водонефтяных зон, сыгравших немаловажную роль в состоянии ее разработки. В бобриковском горизонте выявлено наличие пропластков с очень хорошими коллекторскими свойствами - так называемых суперколлекторов, по которым происходило опережающее вытеснение нефти и прорыв закачиваемых вод к забоям добывающих скважин. В процессе выполнения диссертационной работы выявлены значительные отличия в строении карбонатных коллекторов верхнетурнейского подъяруса. Наличие пластов высокого и низкого сопротивления, получение притоков нефти с очень низких отметок, трещиноватость, чередование хороших и слабопродуктивных пропластков диктовали необходимость научного поиска "і юввіМ" технологий, позволяющих значительно повысить эффективность их ра P*^*'лИoтtlrлHA,, I
СПетмвургЛ Л
'-ті
Основные задачи исследования. На основании поставленной цели диссертантом сформулированы задачи поставленных исследований:
Выявление особенностей геологического строения залежей нефти в терригенных и карбонатных коллекторах.
Анализ эффективности применяемых методов интенсификации выработки запасов нефти.
Разработка новых технологий повышения степени нефтеизвлечения из продуктивных пластов.
Проведение геолого-технологического анализа результатов применения технологий выработки запасов нефги в пластах с разной геолого-физической характеристикой.
Выработка рекомендаций по повышению эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах сложного строения.
Me і оды решения поставленных задач.
-
Систематизация и анализ геологических, геофизических и промысловых данных.
-
Анализ состояния и показателей разработки залежей нефти в терригенных и карбонатных коллекторах.
3 Проведение, обобщение и комплексный анализ результатов опытно-промышленных работ по применению технологий интенсификации добычи нефти и повышения степени нефтеизвлечения. Научная новизна. С помощью научного анализа геолого-промысловых, геофизических, гидродинамических данных диссертантом разработано и предложено несколько технологий, обладающих научной новизной и защищенных патентами в соавторстве.
Предложена система размещения добывающих и нагнетательных скважин для залежей нефти, которая определяется плотностью запасов и интенсивностью воздействия на пласты.
Предложены способы разработки нефтяных залежей с организацией системы заводнения коллекторов сложного строения (трещинных и лишовидно-прерывистых).
Исследована эффективность различных модификаций импульсного соляно-кислотного воздействия на призабойную зону скважин, позволяющих оптимизировать воздействие и прогнозировать интенсификацию добычи нефти.
Показана роль условий формирования залежей в образовании трудноизвлекаемых запасов нефти.
Разработана методика расчета основных технологических показателей применяемых технологий воздействия на продуктивные пласты.
Разработаны и предложены технологии комплексного физико-химического воздействия на терригенные и карбонатные коллекторы.
Обоснована комплектация наземного и подземного оборудования для реализации предложенных технологий.
Основные защищаемые положения.
-
Методические положения по эффективной разработке нефтяных залежей с организацией системы заводнения коллекторов трещиноватого и линзовидного строения.
-
Методика расчета основных технологических показателей применяемых технологий воздействия на продуктивные пласты.
-
Новые технологии комплексного физико-химического воздействия на терригенные и карбонатные коллектора.
Практическая ценность и реализация работы. На основе выявленных особенностей геологического строения многопластовых объектов, в том числе и с трудноизвлекаемыми запасами, диссертантом разработаны и рекомендованы к внедрению технологии комплексного физико-химического воздействия на 350 скважинах нижнего карбона и верхнего девона месторождений юго-восточной части Южно-Татарского свода. Осуществление их показало, что учет особенностей разработки сложиопостроенных и слабопроницаемых коллекторов и использование упругих сил пластовой системы позволили дополнительно получить (с учетом переходящих скважин) более 505 тыс тонн нефти.
Апробация работы. Основные положения докладывались диссертантом и обсуждались на Международных симпозиумах «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (С.-Петербург, 1997), «Интенсификация добычи нефти и газа», (Москва, 2003), на XII Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти» (Казань, 2003), на Международных конференциях и семинарах «Горизонтальные скважины» (Москва, 1997), «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», на XV и XV11 Губкинских чтениях «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр», посвященных 70 - летаю Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина, (Москва, 1999, 2004), на 1-ой Всероссийской геофизической конференции-ярмарке «Техэкогеофизика - новые технологии извлечения минерально-сырьевых ресурсов в 21 веке» (Ухта, 2002); на V Конгрессе нефтепромышленников России (Казань, 2004), на научно-практических конференциях «50 лет Татарской нефти» (Альметьевск, 1993), «Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов» (Альметьевск, 1994), «Перспективы нефтегазоносности кристаллического фундамента на территории Татарстана и Волго-Камского региона» (Казань, 1998), «Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль суиертехнологий» (Бугульма, 1998), «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и друг их крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона» (Лениногорск, 1998), «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений (Казань, 1999), на семинарах-дискуссиях «Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами^) (Альметьевск, 1998), на совещании по вопросам оптимизации разработки месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ» (Когалым, 2003), на заседаниях техсоветаОАО «Татнефть» (1996-1999 гг.).
Необходимость заводнения карбонатных коллекторов неоднократно рассматривалась на заседаниях Рабочей комиссии по оценке технико-экономической эффективности поддержания пластового давления на Онбийском нефтяном месторождении (Татарстан) методами заводнения и состояшей из представителей объединения «Татнефть» и совместного предприятия «Татекс», ( гг.Альметьевск и Хьюстон (Техас, США).
Публикации. Основные научные положения и практические результаты внедрения диссертации освещены в 55 печатных работах, в том числе в 21 патенте Российской Федерации на изобретения. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит общее руководство, постановка задач, разработка основ новых технологий, выбор объектов, анализ результатов испытаний и внедрения технологий.
Струїсгура и объем работы. Диссертационная работа объемом 128 страниц состоит из введения, 4 глав, заключения, содержит 15 рисунков, 16 таблиц, 35 библиографических ссылок.
Работа выполнялась в период обучения автора в аспирантуре в НПФ «Геофизика» под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Муслимова Р.Х.. которому автор выражает глубокую благодарность.
Автор признателен докторам наук - Лозину Е.В., Хисамову Р.С, Абдулмазитову Р Г, Ибрагимову Г.З , кандидатам наук - Масагутову Р.Х., Мухаметшину Р.З., Панарину А.Т., Лесничему В.Ф., Новикову А.А., Ганиеву Г.Г, Вафину Р.В, инженерам - Вапееву М.Х., Сивухину А.А., а также сотрудникам геологической службы НГДУ «Бавлынефть»- Ланиной М.С., Комаровой Р.Ф. за помощь в работе и участие в совместных исследованиях.
Тектоника и ее влияние на распределение нефти по осадочному разрезу
Рассматриваемый район расположен на крайнем юго-востоке Татарстана. Изучение геологического строения началось около ста лет назад. С 1937 года на площади ведется поисково-разведочное бурение, в результате которого открыты несколько нефтяных месторождений, таких как: Туйма-зинское, Бавлинское, Серафимовское, Алексеевское, Урустамакское, Родни-ковское, Тат-Кандызское и Матросовское.
В региональном тектоническом плане район работ приурочен к юго-восточному склону Татарского свода и включает флексурообразное крыло Туймазинско-Бавлинского вала. Рядом исследователей (Степанов В. П., Аб-дуллин Н. Г., Веселов Г. С, Ларочкина И. А., Николишин Е. Д., Кобряков В. И., Савельев В. А., Байдова И.К. [1,12,52,70]) однозначно трактуется блоковое строение кристаллического фундамента и довольно густая сеть разломов имеющих, в основном, субширотное простирание. Разломная тектоника сыграла немаловажную роль в формировании залежей нефти. Как правило, вдоль крупных разломов, прослеживающихся вверх по разрезу, формируется сеть небольших структурных поднятий. Смещение блоков относительно друг друга обеспечивает их экранирующую роль и сохранность формируемых залежей нефти [28]. Не маловажную роль в образовании нефтяных ловушек сыграли обширные зоны замещения коллекторов непроницаемыми породами.
В тектоническом отношении Бавлинское месторождение приурочено к Бавлинско-Туймазинскому валу, который наряду с другими ступенчато-погружающимися валами осложняет юго-восточный склон Южного купола Татарского свода [70]. В целом это сравнительно пологая складка шириной 20-30 км и длиной около 100 км с более крутым юго-восточным крылом и очень пологим северо-западным. В пределах вала выделяется ряд достаточно крупных локальных поднятий - Туймазинское, Александровское, Ново-Бавлинское и Бавлинское. От свода Бавлинской структуры своды этих поднятий удалены на северо-восток соответственно на 26, 12 и 8 км [51,52].
Общая тектоническая обстановка района достаточно детально освещена В. П. Степановым на основе комплексного изучения данных глубокого бурения и аэромагнитной съемки в связи с подсчетом запасов по месторождению, проведенном в 1991 г [70]. Разломы и нарушения послужили причиной образования блоков фундамента и шовных участков, где локализовалась кора выветривания. К востоку по направлению к Туймазинскому месторождению поверхность фундамента проявляется в виде крутопадающего склона от отметок -1600 м до -2100 м и более. Самая низкая абсолютная отметка (-2113 м) поверхности фундамента в пределах Бавлинского месторождения установлена в районе скв. 20012. К югу от прогиба изогипсой -1800 м оконту-ривается небольшое субширотное поднятие с амплитудой до 80 м. На север и запад от Бавлинского прогиба наблюдается повышение рельефа до -1600... -1640 м. Южный и юго-восточный склон Южно-Татарского свода прослеживается между абсолютными отметками -1600... -1750 м. Север-северо-восточнее Бавлинского месторождения расположена Александровская площадь, которая оконтуривается изогипсой -1580 м. В результате бурения в последние годы ряда разведочных скважин было установлено, что между поро 13 дами кристаллического фундамента и девонскими отложениями залегают породы бавлинской свиты. Эти отложения не только снивелировали эродированную поверхность кристаллического фундамента, но и резко изменили общий характер структурного плана. В связи с плавным понижением кровли фундамента по направлению от свода к юго-востоку происходит достаточно значительное увеличение их толщины от 400 до 600 м. В результате инверсионных движений осевая часть прогиба оказалась Бавлинской положительной структурой, которая оконтурена изогипсой -1590 м. К западу от структуры намечается плавное ступенеобразное погружение до -1610 м. В то же время к югу наблюдается более резкое погружение поверхности вендских отложений до -1750 м, где они снивелировали поднятие кристаллического фундамента. Сформированное южное крутое крыло Бавлинской структуры находит отражение в вышележащих отложениях. Отмеченные факты указывают на ее существование уже в период накопления бавлинской свиты.
В целом, на территории месторождения выделяется пять структурно-морфологически обособленных участков: собственно Бавлинский, Жмакин-ский, Северо-Восточный, Ново-Бавлинский и Крым-Сарайский.
Бавлинская структура является наиболее крупной в рассматриваемом районе. Поверхность ее осложнена в основном в центральной части отдельными куполами с амплитудой порядка 10 м. Асимметричность крыльев структуры прослеживается также на примере профиля, построенного в меридиональном направлении (рис. 1.2). Наиболее крутым (до 7) является юго-восточное крыло, северо-западное крыло более пологое (углы падения слоев не превышают 050 ), а на юго-западе отмечается наличие плавно погружающейся периклинали. Совместно с северо-восточным участком (который, по существу, является юго-восточным окончанием Александровской структуры) складка оконтуривается изогипсой -1475 м. Приуроченная к Бавлинской структуре крупная залежь горизонта Ді на северо-востоке открыта по внешнему контуру нефтеносности в сторону Туймазинского месторождения.
В западной части месторождения среди нескольких субмеридиональ ных и субширотных структурных зон по изогипсе -1485 м выделяется Жма-кинская зона. Она представлена небольшими структурами, к которым приурочены две залежи нефти.
Ново-Бавлинская структура отчетливо отделена от Бавлинской уже отмеченным выше субширотным прогибом в районе скв. 437, 470, 500, 516, 517, 499, 474 и расположена по отношению к ней северо-западнее. По подошве репера "верхний известняк" ось складки ориентирована с запада на восток и имеет продолжение на северо-востоке в пределах Александровской структуры. В целом на фоне равномерного погружения слоев к крыльям складки с незначительными углами падения до 0 50і в ее пределах отмечается небольшой прогиб меридионального простирания в районе скв. 500, 436, 434 с амплитудой порядка 10-12 м. К куполу Ново-Бавлинской структуры приурочена залежь горизонта Ді широтного направления, ограниченная изо-гипсой -1490 м.
Бавлинское нефтяное месторождение
В основу проекта разработки пласта Ді Бавлинского месторождения был положен принцип разработки Туймазинского месторождения (кольцевое расположение рядов добывающих скважин параллельно контурам нефтеносности, с расстоянием между рядами 500 м и между скважинами в рядах 400 м) [74].
Дебиты скважин оказались довольно высокими (от 100 до 500 т/сут). При дебите 100 т/сут перепад между пластовым и забойным давлениями составлял всего 0,2-1,0 МПа.
Окончание разбуривания Бавлинского месторождения проектировалось в 1955 г., с завершением за 1950-1955гг. 166 добывающих, 14 нагнетательных и 7 оценочных и пьезометрических скважин.
По проекту разработки максимальную годовую добычу нефти предусматривалось поддерживать с 1953 по 1964 гг., т. е. на протяжении 11-12 лет. При расчетах давление на линии нагнетания принято равным примерно первоначальному пластовому - 17,0 МПа, а на забоях добывающих скважин рекомендовалось поддерживать давление порядка 10,5-10,0 МПа. При этих условиях фонтанирование скважин должно было прекратиться при обводненности порядка 30%.
Начало обводнения первого ряда скважин по расчетам должны быть в 1958 г., а второго — в 1964 г.
Срок разработки месторождения определялся в 55 лет.
Поддержание пластового давления проектировалось осуществлять путем законтурного заводнения. На устье нагнетательных скважин проектировалось поддерживать давление порядка 5,0 МПа.
В 1954 г., когда уже было пробурено около 150 добывающих и нагнетательных скважин и из пласта Ді добыты миллионы тонн нефти, Гипровостокнефтыо были уточнены технико-экономические показатели разработки Бавлинского нефтяного месторождения. Проект составлялся в 1949 г. и был принят на заседании научно-технического Совета Гипровостокнефти 21.01.1950 г.
Взятие в основу разработки Бавлинского месторождения принципа разработки Туймазинской залежи Д! было санкционировано главным геологом Министерства Нефтяной Промышленности СССР М. Ф. Мирчинком.
Рост фонда добывающих скважин, увеличение суточной добычи нефти и запоздание промышленной закачки воды привели к снижению пластового давления к концу 1952 г. в зоне разработки на 4,2 МПа. В дальнейшем темп падения давления усилился, и многие скважины были на грани прекращения фонтанирования.
Были приняты меры по бурению нагнетательных скважин. Это позволило с середины 1952 г. начать промышленную закачку воды на юге месторождения, а затем и в других частях.
В дальнейшем, начиная с 1953 г., средневзвешенное пластовое давление в зоне разработки неуклонно росло при все более возрастающем фонде скважин и суточной добыче нефти из пласта.
С середины 1954 г. суточная добыча достигла проектного объема, а к 1957г все месторождение в основном было разбурено.
Пласт Ді эксплуатировался 189 скважинами, из которых 157 фонтанировали, 32 — эксплуатировались с применением установок СШН и ЭЦН. Около 95% нефти добывалось фонтанным способом.
Под закачкой воды находилось 25 нагнетательных скважин, средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора составляло 14,8 МПа, а в целом по залежи — 17,2 МПа.
Вопросы организации промышленного эксперимента по разряжению сетки скважин широко обсуждались на научных конференциях и совещаниях.
С 1мая по 1 июля 1957 года по решению Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений Министерства нефтяной промышленности были осуществлены предварительные исследования по увеличению добычи нефти на 20% с сохранением действующего фонда скважин. Увеличение достигнуто по 78 скважинам.
Результаты проведенных исследований позволили поставить в повестку дня вопросы изучения влияния плотности сетки добывающих скважин на процессы выработки запасов нефти.
Эксперимент должен был решить следующие задачи:
1. Доказать возможность сохранения достигнутого объема добычи нефти (10000 тонн в сутки) при остановке 50% действующего фонда скважин.
2. Изучить в реальных условиях разработки зависимость нефтеизвлечения от плотности размещения скважин.
Независимо от поставленных задач на месторождении осуществлялся другой эксперимент по установлению возможности выработки запасов нефти водонефтяной зоны скважинами, расположенными в чисто нефтяной части залежи. Остановку одних и существенное увеличение добычи нефти по другим производили в течение 26 дней. Всего было остановлено 77 скважин в добывающих рядах с общей суточной добычей нефти около 5000 тонн. По мере продвижения контура нефтеносности, обводнения добывающих скважин первого и второго рядов и выключения их из работы предлагалось вводить в эксплуатацию в обводненной зоне ранее остановленные во время эксперимента скважины. Выключение из эксплуатации окружающих добывающих скважин являлось при этом как бы сигналом, что вся нефть, которая могла быть ими добыта при существующей системе разработки, действительно добыта. Количество нефти, извлеченное из всех экспериментальных скважин, должно соответствовать потерям нефти, связанным с редкой сеткой скважин [46].
В 1975 г. в соответствии с рекомендациями ВНИИ и ТатНИПИнефти была составлена программа ввода экспериментальных скважин в пробную эксплуатацию, которая была утверждена объединением Татнефть. В программе предусмотрен ввод в эксплуатацию 46 скважин за период 1975-1985 гг. Пуск экспериментальных скважин предполагалось осуществлять на форсированном режиме с применением высокопроизводительных электроцентробежных установок при забойном давлении не выше 10 МПа, т. е. при давлении, предусмотренном проектом доразработки для скважин основного фонда. Предполагалось, что при таком режиме в процессе дренирования в экспериментальных скважинах будут подключаться все пропластки. Потери в нефте-извлечении предполагалось определять по объему добытой нефти из экспериментальных скважин после их пуска в эксплуатацию, когда соседние с ними действующие скважины полностью обводнятся и окажутся за текущим внешним контуром нефтеносности, т. е. в полностью заводненной зоне пласта [46].
В декабре 1978 г. результаты эксперимента рассматривались на заседании Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР. В решении комиссии от 21.12.1978 г. предлагалось поручить ВНИИ и ТатНИПИнефти составить на базе утвержденных запасов нефти (протокол ГКЗ N8128 от 13.09.1978 г.) альтернативные проекты разработки горизонта Ді Бавлинского нефтяного месторождения.
Центральная комиссия по разработке нефтяных месторождений утвердила проект доразработки девонских залежей Бавлинского нефтяного месторождения с учетом следующих мероприятий.
По экспериментальному участку:
- продолжение эксперимента для определения зависимости нефтеизвлечения от плотности сетки скважин с пуском в эксплуатацию всех 77 остановленных скважин;
- бурение в 1987-1988 гг. 12 скважин-дублеров, взамен выбывших по техническим причинам;
- бурение пяти контрольно-оценочных скважин со стеклопластиковой колонной.
Опытно-промышленные работы по эффективной выработке запасов нефти
Бавлинское месторождение известно по всей стране и за рубежом благодаря проведению на нем в течение трех десятилетий уникального промышленного эксперимента по изучению влияния плотности сетки на производительность залежей и нефтеотдачу.
Для создания эффективной технологии разработки залежей в терригенных и карбонатных коллекторах, в том числе и на Бавлинском месторождении проводятся опытно-промышленные работы. В ходе работ должны быть выяснены следующие основные вопросы:
1. Влияние плотности сетки скважин на эффективность разработки в условиях сложного строения низкопродуктивных коллекторов;
2. Отработка система воздействия на пласт;
3. Определение влияния давления закачки воды на технологические показатели разработки и нефтеизвлечение;
4. Оценка эффективности применения новых методов увеличения нефтеизвлечения пластов.
Целевыми исследованиями с закачкой трассирующих агентов установили, что вытесняющий агент в основном проходит по наиболее проницаемой части пласта, образуя при этом огромное количество целиков нефти малых и достаточно больших размеров, называемых в промысловой практике неподвижными извлекаемыми запасами.
Исследования процессов фильтрации, выполненные Н. Н. Непримеровым, Ю. М. Молоковичем, В. И. Пикузой, М. Г. Бернадинером, А. X. Мирзаджанзаде, В. М. Ентовым, П. М. Огибаловым, Г. И. Баренблаттом, Б. И. Леви, В. М. Рыжиком, подтвердили, что даже незначительное изменение термодинамических и гидродинамических характеристик пласта и флюида существенно влияет на характер фильтрации.
Находясь под действием диффузионного, теплового и гравитационного воздействия, остаточная нефть способствует массовому обмену между нефтью промытой части пласта и целиками, что приводит к изменению свойств нефти во времени. После прохождения фронта воды остаточная нефть характеризуется повышенным содержанием тяжелых компонентов, значительным увеличением вязкости и структурно-механических свойств.
Таким образом, наиболее значимыми факторами, влияющими на коэффициент нефтеизвлечения, являются следующие (Муслимов Р.Х.):
1. По мере обводнения пласта в пористой среде, в результате увеличения содержания в граничных слоях асфальтосмолопарафиновых компонентов, увеличивается энергия взаимодействия пленочной нефти с породой.
2. Проявление реологических свойств нефтей, обладающих аномальной вязкостью, резко изменяет относительные фазовые проницаемости для нефти и воды, и нефтевытесняющая способность воды резко уменьшается.
3. Изменение состава исходной нефти по мере вытеснения и отмыва более легких фракций, взаимодействие нефти с закачиваемой водой приводят к изменению структуры нефти, в частности к повышению вязкости и градиента динамического напряжения сдвига.
4. Наличие кислорода в закачиваемой воде вызывает усиленное окисление нефти, в следствии чего энергия взаимодействия нефти с породой еще больше возрастает.
5. Проницаемостная неоднородность коллектора как по вертикали, так и по горизонтали снижает гидродинамическую связь и сужает фронт вытеснения нефти водой.
Данные проблемы достаточно успешно решаются применением физико-химических методов воздействия на пласт, в частности для первого направления (см. табл. 3.1) - закачкой растворов неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ), тринатрий фосфата (ТНФ), алкилированной серной кислоты (АСК), щелочи и ряда других композиций химреагентов, повышающих коэффициент вытеснения. Тип оторочки (состав); число порций п, на которые делятся оторочки, и соотношение X между объемом порции химреагента и соответствующей порции носителя (обычно воды) поддаются управлению в промысловых условиях и можно утверждать о их влиянии на коэффициент вытеснения из неоднородных пластов.
Все растворы химреагентов подвергались деструктивным процессам (механическим и окислительным). Механическая деструкция осуществлялась путем перемешивания на высокооборотной лопастной мешалке с числом оборотов 2000 в мин.
Представляется целесообразным выделить два метода физико-химического циклического воздействия на пласт.
Первый метод - цикличность воздействия на пласт создается путем попеременной закачки в нагнетательные скважины растворов химреагентов в виде оторочек различной вязкости и объемов. Для данного метода при его реализации не требуется специального изменения темпа закачки или давления закачки.
Второй метод - цикличность воздействия создается не только и не столько закачкой химреагентов различной вязкости, сколько путем изменения темпа закачки (давления).
Схема метода комбинированного физико-химического циклического воздействия на пласт приведена на рис. 3.3. Поясним сущность разработанных технологий более подробным описанием одной из них (табл. 3.2).
В пласт подается расчетное количество рабочего агента с высокими нефтевымывающими свойствами. В качестве нефтевымываюшего раствора (НВР) используются раствор ПАВ, углеводородный растворитель, углекислота и т. д.
Свойства НВР подбирают экспериментально. При этом необходимо учесть, что этот раствор предназначен для отмыва зон пониженной проницаемости. Первый цикл состоит из четырех или пяти фаз [72]. Первая фаза - доставка НВР к обрабатываемой зоне. Транспорт НВР к объекту воздействия проводится при стационарном режиме, а в качестве рабочего агента используется основной рабочий агент, принятый на данной залежи: сточная, пресная вода, либо загущенный раствор слабой концентрации.
Вторая фаза - формирование "фонового" уровня давления в пласте. Включение этой фазы вызвано необходимостью создания знакопеременных градиентов давления между зонами различной дренируемости. "Фоновый" уровень давления более низкий, чем в предшествующий период стационарного заводнения, создается путем закачки загущенного полимером водного раствора слабой концентрации (табл. 3.1).
Пути повышения эффективности разработки залежей нефти в терригенных и карбонатных коллекторах
В целом район характеризуется низкими коллекторскими свойствами продуктивных пластов.
Большинство скважин вводились в эксплуатацию с невысокими дебитами нефти (0,1-3,0 т/сут).
Остаточные запасы нефти рассредоточены неравномерно как по площади распространения пластов, так и по их разрезу. Так, например, по Бавлинскому месторождению не охваченные воздействием извлекаемые запасы оцениваются в 30,9 млн.т, в том числе 15,9 млн.т - на кизеловском, 9,2 млн.т - на бобриковском, 3,9 млн.т - на пашийском, около 1 млн.т - на старооскольском, 0,8 млн.т - на алексинском и около 1 млн.т на прочих более мелких объектах.
В целом можно определить несколько направлений повышения эффективности разработки известных месторождений нефти.
1. Основополагающую роль по вовлечению запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах играет надежное функционирование системы поддержания пластового давления (ГШД), которая должна обеспечивать:
-соотношение объемов закачки воды в продуктивные пласты и давление ее нагнетания и показателей разработки;
-герметичность и надежность применчемого замкнутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием нефтепромысловых сточных вод;
-возможность изменения режимов закачки воды в скважины, воздействия на призабойные зоны скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти;
-использование металлопластмассовых труб для реконструкции и капитального строительства трубопроводов;
-сокращение коммуникаций системы ППД с применением насосных установок малой производительности (150 - 250 м сут) для индивидуальной и групповой закачки сточных вод с организацией предварительного сброса попутно добываемой воды, ее очистки и закачки в ближайшие нагнетательные скважины;
-совершенствование технологий очистки призабойной зоны скважин и технологии вскрытия пласта.
В рамках реконструкции и совершенствования системы ППД предлагается осуществить комплекс мероприятий, направленный на ее модернизацию.
2. Геолого-гидродинамические методы повышения нефтеотдачи терригенных залежей.
а) в высокопродуктивных однородных коллекторах: нестационарное заводнение, закачка растворов ПАВ, полимернодисперсных смесей(ПДС), эфиров целлюлозы, полимеров, гидроразрыв пласта, закачка С02, тринатрийфосфата(ТНФ), щелочей, микроэмульсий, водогазовое воздействие.
б) в низкопродуктивных слоистонеоднородных коллекторах: нестационарное заводнение, закачка растворов водорастворимых ПАВ, полимеров, водогазовых смесей, ПДС, внутрипластовое сульфирование нефти и др.
3. Повышение эффективности разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами.
Трудность извлечения нефти из порово-трещинных коллекторов обусловлена, как известно, двумя обстоятельствами:
- низкими фильтрационными и коллекторскими свойствами матрицы породы;
- наличием трещин, по которым идет преимущественное движение закачиваемой воды (слабо охватывая при этом матрицу породы).
Первое обстоятельство вынуждает постоянно поддерживать повышенное пластовое давление, чтобы обеспечить максимальные дебиты. Второе создает проблему попадания закачиваемой воды по трещинам (в основном, субвертикалыюго направления) в водоносную часть залежи. В условиях отсутствия трещин закачка воды эффективна. Эффективна закачка воды и в том случае, когда водоносная часть залежи является неколлектором (пористость ниже 8%), так как в этом случае вода может фильтроваться по матрице пласта.
Многолетний опыт решения задач по совершенствованию разработки карбонатных коллекторов показывает, что необходима более тесная взаимосвязь между геологическими и гидродинамическими методами исследования пластов.
В 1998 г. на скважинах кизеловского горизонта начали применять разработанный в Самарском политехническом институте группой авторов под руководством К.Б.Аширова более эффективный метод воздействия на карбонатные коллектора - создание в призабойной зоне пласта искусственных каверн-накопителей нефти (ИКНН).
В результате лабораторных исследований по определению скорости растворения карбонатов установлено, что при прочих равных условиях скорость растворения увеличивается в несколько раз при динамическом режиме растворения. Следовательно, в условиях пласта необходимо создавать такие же режимы, при которых постоянно происходило бы разрушение экранирующего слоя на поверхности пор. Это обеспечит постоянный приток свежих порций кислоты на границу ее контакта с породой, а при снижении давления на забое скважины во время обработок призабойной зоны относительно первоначального - вынос продуктов реакции из пласта.
Поэтому и предложена технология комплексного соляно-кислотного воздействия на карбонатные пласты, включающая:
предварительную подготовку призабойной зоны пласта, очистку порово-трещинных каналов от тяжелых компонентов нефти;
эффективную очистку ствола скважины и призабойной зоны после каждого цикла воздействия.
Вышеизложенное достигается следующим образом:
в скважину спускается устройство для импульсно-депрессионного воздействия (патент РФ № 2117145 от 10.08 1998г) на насосно-компрессорных трубах (НКТ); башмак НКТ устанавливается на 1.5-2м. от забоя скважины;
закачивается 10-12 мЗ растворителя тяжелых компонентов (например, дистиллят) при открытом затрубном пространстве;
оставляют скважину в покое на 12 часов. При этом растворитель обеспечивает частичную очистку порового пространства от смолистых, парафиновых и других частиц;
при открытом затрубном пространстве закачивают около 1мЗ 27%-ной соляной кислоты и дают возможность отреагировать кислоте в течение 1.5-2 часов;
подъемным агрегатом ( А-50, Азинмаш -37 и др.) проводят импульсно-депрессионное воздействие с одновременным дренированием продуктов реакции в желобную систему;
переводят устройство на режим «обыкновенного» штангового насоса и производят откачку продуктов реакции;
при проведении второго цикла объем кислоты увеличивают на 20% и производят те же операции;
при каждом цикле (а их может быть до 10) объем кислоты увеличивают на 20%;
после завершения ОПЗ скважину промывают нефтью, извлекают ударно-депрессионное устройство и пускают скважину в эксплуатацию.
Дебиты добывающих скважин увеличились на 4.7 т/сут., обводненность продукции снизилась, пластовое давление поднялось до 7.8 МПа. Ожидаемый коэффициент нефтеизвлечения повысился на 10-15 %.
