Содержание к диссертации
Введение
1. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения узень 12
1.1. Общие сведения о месторождении 12
1.2. Стратиграфия 13
1.3. Литологическая характеристика и типы коллекторов XIII-XVIII горизонтов 16
1.4. Запасы нефти месторождения 22
1.5. Водоносность основных эксплуатационных объектов 25
2. Анализ и эффективность примененных систем заводнения 29
2.1. Анализ эффективности обычного и избирательного очагового заводнения 29
2.1.1. Обычное очаговое заводнение 31
2.1.2. Избирательное очаговое заводнение 41
2.2. Результаты приконтурного заводнения в I блоке XIV горизонта 51
2.3. Анализ эффективности применения технологий повышения нефтеотдачи при разработке 2а и 3 блоков 52
2.3.1. Закачка горячей воды 54
2.3.2. Ступенчато-термальное заводнение (СТЗ), фигурное заводнение (ФЗ) 59
2.3.3. Площадное заводнение 65
2.4. Анализ вод, используемых для закачки на месторождении Узень 65
2.4.1. Физико-химический состав вод 65
2.4.2. Требования к качеству закачиваемых вод 69
2.4.3. Стабильность вод 70
2.4.4. Содержание механических примесей 75
3. Результаты прерывистой закачки водных растворов поверхностно - активных веществ с целью повышения эффективности выработки запасов 80
3.1. Общие положения 80
3.2. Анализ эффективности применения ПАВ 82
3.2.1. Оценка эффективности геолого-промысловым способом 82
3.2.2. Оценка дополнительной добычи нефти по характеристикам вытеснения ..86
3.3. Замечания о применении ПАВ на месторождении Узень 90
4. Изменение физико-химических свойств нефтей месторождения узень в процессе разработки 96
4.1. Современное состояние вопроса 96
4.2. Фактические физико-химические свойства пластовой нефти и газа 101
4.3. Расчетные свойства пластовой нефти в начале разработки 106
4.3.1. Давление насыщения нефти газом при 106
4.3.2. Однократное стандартное разгазирование нефти 107
4.3.3. Плотность газа, выделяющегося из нефти в процессе однократного разгазирования 108
4.3.4. Объемный коэффициент нефти 109
4.3.5. Плотность газонасыщенной нефти 109
4.4 Расчет свойств пластовой нефти после прохождения фронта нагнетаемой воды 122
4.4.1. Оценка давления насыщения геолого-промысловым методом 122
4.4.2. Оценка давления насыщения на основе обобщения свойств нефтей нефтяных месторождений бывшего СССР 123
4.4.3. Оценка изменения свойств пластовой нефти в процессе разработки 128
4.4.4. Оценка изменения в процессе разработки температуры насыщения нефти парафином 130
4.5. Изменение компонентного состава нефти и газа 132
4.6. Свойства дегазированной нефти 139
Основные выводы 142
Список использованной литературы 144
- Литологическая характеристика и типы коллекторов XIII-XVIII горизонтов
- Анализ эффективности применения технологий повышения нефтеотдачи при разработке 2а и 3 блоков
- Оценка эффективности геолого-промысловым способом
- Фактические физико-химические свойства пластовой нефти и газа
Введение к работе
Актуальность темы. Успешное развитие народного хозяйства Казахстана, как указано в послании Президента Н.А. Назарбаева к народу, зависит от состояния и повышения эффективности работы топливно-энергетического комплекса, в котором нефтегазовая промышленность является одной из основных.
В связи с этим, рассматривая концепцию научно-технической политики в энергетике Казахстана, можно заключить, что основополагающее значение, имеет развитие нефтяной промышленности. Сегодня нефтяная промышленность в нашей стране по своей технологической, экономической, экологической и социальной направленности значительно опережает все другие отрасли энергетики. Это требует ускоренного развития нефтяной промышленности, в которой главным становится стабильная добыча нефти путем, в том числе, и повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.
Наиболее эффективным методом решения этих проблем, связанных с увеличением нефтеотдачи, является повышение эффективности методов воздействия.
Стабильный объем добычи нефти требует широкого применения эффективных методов регулирования выработки запасов, совершенствования методов воздействия на залежи с использованием результатов регулярного проведения гидродинамических и промыслово- геофизических исследований скважин и пластов. Как показала практика разработки нефтяных месторождений СНГ, за последние 40 лет повысилось количество нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.— Это потребовало для дальнейшего развития нефтедобывающей промышленности Казахстана произвести прирост извлекаемых запасов нефти промышленных категорий. Поэтому укрепление и расширение минерально-сырьевой базы страны, повышение эффективности и качества разработки и эксплуатации нефтяных залежей является основополагающей и актуальной задачей. В настоящее время повышение эффективности процессов воздействия на пласты действующих нефтяных месторождений является первостепенной задачей.
Обеспечение возрастающих масштабов нефтедобывающего производства требует совершенствования технологии систем разработки залежей и широкого использования более совершенных методов воздействия для повышения продуктивности скважин и увеличения промышленных притоков нефти, особенно в залежах, содержащих запасы нефти в низкопроницаемых, сильно расчлененных пластах со сложным геологическим строением и физико-химическими свойствами флюидов.
В связи с этим, в настоящее время с нарастающим темпом встают проблемы, связанные с решением задач по повышению эффективности процессов разработки путем применения различных методов регулирования выработки запасов. Эти проблемы усугубляются еще тем, что в последнее время, как показал анализ фактических показателей эксплуатации действующих месторождений дальнего и ближнего зарубежья, в соотношении накопленной добычи нефти и остаточных запасов, начиная с 1970 года, проявилась тенденция повышения объемов годовой добычи нефти над приростом извлекаемых запасов, среди которых преобладает доля тяжелых и высовязких нефтей (ВВН).
Все большую долю в добыче нефти стали играть трудноизвлекаемые запасы, эффективность выработки которых может быть достигнута лишь при условии применения новых, высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов. Роль последних в сложившейся ситуации значительно возрастает, так как увеличение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях СНГ всего лишь на 1%, равноценна открытию крупного месторождения. Учитывая, что крупные месторождения Казахстана в основном вошли в позднюю стадию разработки с крутопадающей добычей нефти и дальнейшее развитие нефтяной промышленности Казахстана связано с разработкой и внедрением новых высокоэффективных технологических решений, то увеличение извлечения нефти из низкопродуктивных и трудноизвлекаемых запасов является одной из основных проблемных задач.
В связи с этим, на данном этапе развития нефтяной промышленности особое внимание заслуживают месторождения с залежами тяжелых и высоковязких нефтей, являющихся ценным технологическим сырьем для производства специальных масел, высококачественных битумов и др. Известно, что такие месторождения, как правило, разрабатываются на естественном режиме с конечной нефтеотдачей не более 10-15 %. Такое низкое значение коэффициента нефтеотдачи заставляло изыскивать новые, эффективные методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Почти полувековой опыт разработки таких месторождений, позволил создать комплексные, теоретически обоснованные и эффективно внедренные в производство методы, такие, как термические и физико - химические в различных сочетаниях (различные виды заводнения, циклическая закачка пара и горячей воды, паротепловое воздействие и внутрипластовое влажное горение, внутрипластовое горение с периодическим нагнетанием окислителя, термическое воздействие на пласт в сочетании с применением пенных систем интенсификация внутрипластового горения с применением нитрата аммония, инициирование внутрипластового горения с применением твердого топлива, полимерное и мицелярнополимерное тепловое воздействие на пласты и др.).
Несмотря на широкое применение указанных методов воздействия, все же до сих пор, в среднем, не менее половины начальных запасов остаются в недрах не извлеченными. Это связано с тем, что закачиваемые агенты в большинстве случаев полностью не замещают высоковязкой и тяжелой нефти, из-за значительного влияния на процесс вытеснения физико-химического состава флюида и неоднородного строения коллектора как по толщине, так и по площади залежи и многопластовости эксплуатационного объекта.
Проблема усугубляется еще и тем, что современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется вступлением большого числа высокопродуктивных нефтяных месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением объемов добычи нефти и резким ростом обводненности продукции скважин.
В связи с этим, особую значимость приобретают вопросы дальнейшего повышения эффективности процесса разработки многопластовых нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами путем широкого внедрения новых и совершенствования известных методов повышения нефтеотдачи пластов, а также прогнозирования и анализа технологических показателей с целью эффективного проведения процесса эксплуатации залежи и улучшения степени выработанности извлекаемых запасов.
Рассматриваемое месторождение Узень было открыто в 1961 году и введено в промышленную эксплуатацию в 1965 г. Месторождение многопластовое с очень сложным строением продуктивных горизонтов и уникальным составом и свойствами нефти. Основная толща состоит из 6 горизонтов, содержащих 52 пласта с исключительно высокой неоднородностью коллекторов. Особенностью нефтей является высокое содержание в них парафинов (до 25 - 28 %) и асфальто - смолистых компонентов (до 20 %). Температура застывания дегазированной нефти в среднем составляет около 30 °С. Для этих свойств нефтей характерны: близость температуры выпадения из нефти парафина и начальной температуры пластов, малая разница между давлением насыщения нефти газом и начальным пластовым давлением. Отмеченные свойства продуктивных пластов и нефтей проявляются совместно.
Многопластовость, значительная объемная неоднородность продуктивных горизонтов (в 5-10 раз большая, чем на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья), аномальные свойства нефтей и многие другие особенности предопределили основные трудности в проектировании и разработке месторождения.
В странах СНГ и за рубежом не было опыта проектирования и эксплуатации месторождении, подобных Узени, а также опыта поставки и подготовки больших объемов горячей воды для закачки ее в нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления и, как следствие, поддержания необходимых термобарических условий в пласте.
Предусматривались следующие основные положения разработки месторождения Узень:
? поддержание пластового давления и пластовой температуры с начала разработки месторождения;
? укрупнение эксплуатационных объектов с применением для их разобщения оборудования для одновременной раздельной эксплуатации и закачки в пласт;
? выделение четырех эксплуатационных объектов нефтегазоносности: 1 объект - XIII+XIV горизонты, 2-XV+XVI 3 - XVII, 4 - XVIII;
? поперечное разрезание месторождения на блоки шириной 4 км по 1 и 2 -му объекту;
? во избежание перетоков жидкости между горизонтами необходимость совпадения в плане линии разрезания по всем объектам;
? в пределах каждого блока в 1- ом объекте располагается 5, во 2 - ом 7 рядов добывающих скважин. Расстояние между нагнетательными скважинами для 1 - го объекта - 500, для 2 - го 250 метров;
Эти мероприятия связаны с тем, что горизонты XIII-XVIII месторождения, составляют единый этаж нефтеносности и представлены терригенными отложениями с чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Кроме того, как было уже отмечено, каждый горизонт содержит несколько пластов, различных по мощности и коллекторским свойствам. Они отличаются неравномерным распространением по площади, выклиниваются, фациально замещаются непроницаемыми породами, местами сливаются с выше и нижележащими слоями.
Также было предусмотрено смещение рядов добывающих скважин, намеченных на различные объекты относительно друг друга, в результате чего поверхность месторождения покрыта равномерно сгущающейся к своду сеткой скважин.
При вводе месторождения в эксплуатацию из-за отставания организации системы поддержания пластового давления разработку эксплуатационных объектов осуществляли в первые годы на естественном режиме, а затем - при закачке холодной воды, причем в объеме ниже проектного. Только к концу 1967 года начали нагнетать холодную воду в скважины 3- го разрезающего ряда
2- го эксплуатационного объекта.
Действующий фонд нагнетательных скважин на 1.11.1969 г. составлял 13 скважин, (скв. 400, 405, 410, 420, 430, 440, 460, 470, 480, 490, 500, 515, 530). Нагнетание велось по этим скважинам (среднесуточная закачка 6025 м3). Текущее отношение закачки к отбору составило 1:6.
Эксплуатационные скважины прилегающих рядов (455, 465, 475), при обводнении 50-60 % прекратили фонтанирование.
Анализ работы скважин 2 эксплуатационного объекта до и после закачки показал, что в наблюдаемых скважинах (435, 445, 504, 496, 521, 527, 42, 1183, 1179), спустя 3-4 месяца после закачки, одновременно с ростом пластового давления повысился дебит за счет увеличения рабочей депрессии. По этим же скважинам наблюдался интенсивный рост обводненности.
Профили притока и приемистости показали, что эффективная мощность разрабатываемых горизонтов работает неравномерно по разрезу.
При тех объемах закачки воды в отдельные скважины, температура на забое через один - два месяца становилась близкой к температуре воды на устье (20-30 °С).
Сопоставление профилей приемистости нагнетательных скважин (№ 430) с профилями притока близлежащих эксплуатационных скважин (№ 503) указало на то, что интервалы притока нефти в основном соответствуют интервалам заводнения. Поглотительная способность и равномерность заводнения зависит не только от давления и расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, но также от физических параметров отдельных пропластков эксплуатационного объекта.
В условиях месторождения Узень обводнение эксплуатационных скважин происходит по наиболее проницаемым слоям. Такое обводнение со временем привело к перераспределению тепла за счет влияния воды, которая закачивалось в хорошо проницаемый слой.
При этом, нагреваясь, она отбирает тепло от выше - и нижележащих пород.
В случае, если выше - и нижележащие пропластки не затронуты выработкой или движение нефти по ним идет медленно, чем в основном слое, они будут охлаждаться, а нефть, увеличивая с уменьшением температуры свою вязкость, замедляет движение по коллектору, и малопроницаемые пропластки практически полностью выключатся из работы.
В связи с этим принимались различные дополнительные решения, направленные на улучшение системы и состояния разработки продуктивных горизонтов, такие как разрезание объекта рядами нагнетательных скважин с целью уменьшения ширины блоков до 2 км. Максимальный уровень годовой добычи нефти был достигнут по месторождению в 1975 году (16,249 млн. тонн) Возможно, рост обводненности есть результат уменьшения ширины блоков, так как к началу 1980 года 99 % фонда добывающих скважин месторождения было обводнено, составляя, в среднем 58 %.
Следует отметить, что принятые решения свидетельствуют о недостаточности геолого-промысловой информации при обосновании какой либо методики, в связи с этим основные положения разработки необходимо было проверить путем проведения опытно-промышленных работ на отдельных участках.
Учитывая особенности геологического строения основных эксплуатационных объектов и специфические особенности пластовой нефти, а также термобарические условия ее залегания, отсутствие опыта проектирования разработки таких объектов, представляет практический интерес ретроспективный анализ основных технологий выработки запасов этого уникального месторождения, оценка их эффективности и последствий. Из всего многообразия различных технологий выработки запасов далеко не все дали существенные положительные результаты и оценка наиболее удачных из них является первостепенно необходимой.
Кроме того, в процессе разработки месторождения Узень установлены факты изменения свойств пластовой нефти, иногда существенные, что диктует необходимость постановки специальных исследований по оценке этих изменений, отрицательно влияющих на эффективность выработки запасов.
Таким образом, основой диссертационной работы является краткий анализ геологического строения месторождения Узень, исследование основных систем воздействия, осуществленных на месторождений и их влияние на эффективность выработки запасов, а также исследование изменения свойств нефти в процессе разработки.
Из всего многообразия способов, использованных для увеличения нефтеотдачи, в диссертации анализируются только те, которые, на наш взгляд, будут полезны при проектировании разработки таких месторождений, как Узень.
Основная идея, которой посвящена работа, связана с выявлением наиболее эффективных методов воздействия на залежи нефти, а также с выявлением основных факторов, влияющих на необратимые изменения свойств нефти, путем проведения анализа геолого-физических и промысловых данных, а также гидродинамических и физико-химических расчетов.
Для решения указанных задач использован комплексный метод, включающий аналитические и экспериментальные исследования при оценке влияющих факторов на эффективность разработки нефтяных пластов, а также методы математической статистики при обработке результатов промысловых данных.
Целью диссертационной работы является анализ состояния разработки месторождения Узень, исследование влияния основных систем заводнения, осуществленных на месторождении на эффективность выработки запасов нефти, а также исследование изменения свойств нефти в процессе выработки запасов.
Литологическая характеристика и типы коллекторов XIII-XVIII горизонтов
Отложения XIII-XVIII горизонтов имеют различное строение и представлены чередованием песчаников, алевропесчаников, алевролитов, глин с маломощным прослоями известняков и мергелей.
Нефтенасыщенными породами-коллекторами являются песчаники, алевропесчаники и алевролиты, образовавшиеся в условиях прибрежной полосы заливов, лагун и подошвенной части дельт.
Коллекторы имеют сложный вещественный состав как обломочной части, так и цемента. По вещественному составу они относятся к полимиктовым разностям. Коллекторы характеризуются неплотной упаковкой обломочных зерен, высоким содержанием цемента полиминерального смешанного типа. В его состав входят: первичный глинистый материал и аутигенные образования - каолинит, хлорит, кварц, слюды, карбонаты. По характеру распределения цемента в пустотном пространстве преобладают породы-коллекторы со смешанным типом цементации (контактно-поровым, порово-пленочным, сгутсково-поровым и другие).
Емкостно - фильтрационные свойства коллекторов XIII-XVIII горизонтов обусловлены, прежде всего, первичными порами, размеры которых широко варьируют: средний размер пор колеблется от 1,5 до 18 мкм.
Исходя из структурных признаков, количества цемента, его распределения и минерального состава, а также из количества карбонатного вещества в цементирующем материале, породы-коллекторы XIII-XVIII горизонтов подразделяются на ряд литологических типов. I тип - коллектора-песчаники мелко-среднезернистые и средне-мелкозернистые с низким содержанием цемента, отсортированные в разрезе. Данный тип коллектора отмечается в виде линз и прослоев в основном в XVII, реже XIV и XVI горизонтах в зонах слияния песчанных пластов; II тип - коллектора-песчаники мелкозернистые, алевритистые, глинистые среднесцементированные. Данный тип коллектора имеет наибольшее развитие в разрезе XIII-XVII горизонтов; III тип - коллектора-алевропесчаники средне -, и плотносцементированные. Прослеживаются преимущественно в виде прослоев и линз среди других типов коллекторов, отмечаются в основном фациального замещения песчаников алевролитами и глинами; IV тип - коллектора-алевролиты крупнозернистые, местами песчанистые, неравномерноглинистые, плотно-, и слабосцементированные, распространены в XIH-XVII горизонтах в зонах замещения песчаных пород алевроглинистыми. Тектоника, предметом исследования которой являются тектонические процессы, создавшие основные черты данного месторождения, характеризует присущее им тектоническое развитие и современное состояние. Практически все месторождения в юрском нефтегазоносном комплексе приурочены к наиболее изученному тектоническому элементу Жетыбай - Узеньской тектонической ступени. В ее пределах выделяются три антиклинальные линии субширотного простирания. Наиболее приподнятой является северная Узень - Карамандыбасская линия, южнее расположена Жетыбайская и самая погруженная южная Тасбулат Тенгинская антиклинальная линия. За исключением Узеньского, Жетыбайского и Тенгинского поднятий размеры локальных структур невелики и амплитуды их по кровле продуктивной толщи составляют 20 - 50 метров. Месторождение Узень приурочено к крупной антиклинали платформенного типа. Размеры ее 37x9 км, а амплитуда складки 300-350 м. Антиклиналь асимметрична. Южное крыло более крутое (6-8 градусов), северное-пологое (1-4 градуса). На структуре выявлен ряд небольших куполовидных поднятий. Западную периклиналь осложняют последовательно с востока на запад Хумурунский и Парсумурунский купола. Кроме указанных ундуляций оси, в пределах Северо-Западной периклинали намечается еще ряд локальных поднятий. Размеры куполов изменяются в пределах 1,5x0,5 км (в районе центральной части структуры) и 6-4 км (в районе Хумурунского купола) с амплитудой 20-25 м и 38-40 м. Наблюдается совпадение структурных планов различных горизонтов. Одной из характерных особенностей Узеньской складки является присутствие небольших малоамплитудных разрывных нарушений различной степени достоверности, в основном, приуроченных к участкам сочленения локальных поднятий. Залежи нефти относятся к типу пластовых сводовых, подстилаемых краевой водой. Залежь нефти XIII горизонта Узеньской площади продолжается в северо-западном направлении на Карамандыбасскую площадь, образуя единое поле нефтеносности в составе обоих поднятий.
Водонефтяные контакты на Узеньской площади определены на абсолютных отметках 1130-1150 м. Продуктивный разрез месторождения представлены частым переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов. Залежи нефти в XIII-XVIII горизонтах Узеньского месторождения имеют близкие по абсолютным отметкам водонефтяные контакты и многими исследователями рассматриваются, как единая, пластово-массивная залежь. Колебание водонефтяного контакта по площади залежи происходит в пределах 10 м без видимых закономерностей. Колебание раздела «нефть-вода» связано со сложным строением природного резервуара, вызванным частым замещением коллекторов непроницаемыми породами. В табл. 1.1 приведено положение ГНК и ВНК по залежам XIII-XVIII горизонтов для различных частей структуры. Пласты XIII горизонта разделяются на 5 пачек А, Б, В, Г, Д. Верхние три пачки имеют по 2 пласта, нижние по 3 пласта. Всего в XIII горизонте выделяются 12 песчано-алевролитовых пластов: at, а2, 6j, 62, В, в2, Гі, г2, Ді, д2, д3. Наиболее неустойчивыми по своей выдержанности являются коллекторы песчаных пластов а2, б\, б2, п, д . В разрезе XIV горизонта выделены 3 пачки коллекторов: А, Б и В, которые объединяют 11 пластов. Пачка А вмещает 2 пласта - а\ и аг, пачка Б- 5 пластов: 6j, 62, 63, 64, 65, пачка В - 4 пласта: вь в2, в3, В4. Наиболее невыдержанными по площади являются пласты аь a2, 6j, 62 и 63. В разрезе XV горизонта выделены 8 пластов, объединенных в 3 пачки - А, Б, В. Пачка А вмещает 2 пласта- а{ и а2, пачка Б -4 пласта- бь б2, б3, б4, пачка В - 2 пласта - в і и в2. Наиболее выдержанными по площади и по разрезу являются пласты пачки В. XVI горизонт представлен 2 пачками - XVI і, которая не расчленена на пласты, и XVI2, включающая в себя 3 пласта - а.\, а2, а3, которые иногда сливаются. XVII горизонт представлен двумя пачками А и Б, шестью пластами коллекторами: аг, бі, бг, бз, б4, б5. Наиболее литологически выдержанными является кровельный пласт al, который сливается с ниже расположенной пачкой Б лишь на небольших ограниченных участках площади залежи. Пласты пачки Б литологически неоднородны. По каждому из пластов наблюдается замещение коллекторов непроницаемыми породами. Проницаемостная неоднородность пластов коллекторов очень велика: достаточно отметить, что значения проницаемостеи изменяется в широких пределах 0,01-2,0 мкм2. На слои, с проницаемостью до 0,3 мкм2, приходится большая часть нефтенасыщенной толщины (70-80 %). Коллекторские свойства характеризуются литологической невыдержанностью и изменчивостью как по толщине, так и по простиранию. Статистическая оценка, проведенная на основании анализа исследовании керна и геофизического материала показала, что коэффициенты вариации, учитывающие изменчивость параметра проницаемости, составляют 1,1-1,4, что характерно для коллекторов со значительной проницаемостной неоднородностью.
Анализ эффективности применения технологий повышения нефтеотдачи при разработке 2а и 3 блоков
В «Генеральной схеме разработки месторождения Узень», составленной ВНРШ и утвержденной в декабре 1965 г., было предусмотрено обязательное поддержание пластового давления и пластовой температуры (ППТ) с начала разработки месторождения путём закачки в продуктивные горизонты горячей воды. За основу было принято поперечное разрезание месторождения на блоки рядами нагнетательных скважин. Фактически блоковое заводнение начали внедрять после 3-6 лет разработки эксплуатационных объектов на естественном режиме - без поддержания пластового давления.
В начальный период разработки до 1975 г. наблюдалось увеличение добычи нефти до максимального значения. С 1976 г. началось интенсивное падение добычи нефти, обусловленное низкой эффективностью применявшейся системы поддержания пластового давления. В связи со сложившейся ситуацией, для совершенствования системы разработки с целью увеличения нефтеотдачи на месторождении были предложены и опробованы новые технологии. Эти технологии предусматривали применение тепловых, физико-химических и гидродинамических методов воздействия на нефтяные залежи для вовлечения в активную разработку низкопродуктивных коллекторов, не вовлечённых в разработку при применении блоковой системы заводнения. В последнем проектном документе 1987 г. [10], согласно утверждённому ЦКР СССР (протокол № 1253 от 15.04.87) варианту 3, в блоках 2а, 3 для разработки XIII-XVIII горизонтов предусмотрены следующие технологии повышения нефтеотдачи: - для XIII горизонта ступенчато-термальное заводнение (СТЗ), на севере блоков - площадная система разработки; - для XIV горизонта: на верхние пласты (аь а2, б\, б2) - СТЗ, фигурное заводнение (ФЗ); на нижние пласты (б3, б4, В, в2, в3, в4) - СТЗ; - для XV горизонта - СТЗ, организация фигурного заводнения; - для XVI горизонта - раздельная система воздействия на XVI] и XVI2 горизонты - СТЗ. Для XVII-XVIII горизонтов запроектировали комбинированную систему воздействия - блочное заводнение для высокопродуктивных пластов и площадное 9-точечное с размещением скважин по квадратной сетке для низкопроницаемых пластов при повышенных давлениях нагнетания и дополнительно - закачка ПАВ (низкоконцентрированного водного раствора ОП-10). Ниже приводится краткий анализ применения основных технологий повышения нефтеотдачи на месторождении Узень в целом и на блоках 2а и 3. Необходимость поддержания пластовой температуры на залежах месторождения с начала разработки путём закачки в пласты горячей воды была обусловлена предельной насыщенностью пластовых нефтей парафином и высоким его содержанием (до 29 %). Для XIII-XVIII горизонтов температура выпадения парафина из нефти (или температура насыщения нефти парафином) равна 57-65 С, а начальная пластовая температура — 58-66 С. Предполагалось, что при таком соотношении указанных температур в начальный период разработки изменение первоначальных пластовых условий могло привести к выпадению парафина в пористой среде, увеличению фильтрационных сопротивлений в пластах-коллекторах и, в результате, - к резкому уменьшению продуктивности скважин и снижению добычи нефти. Сущность технологии поддержания пластовой температуры (ППТ) состоит в том, что при закачке больших объёмов горячей воды в неоднородные продуктивные пласты вносится огромное количество тепловой энергии, благоприятно влияющей на термодинамический режим при вытеснении нефти из продуктивных пластов, предотвращение выпадения парафина в пластовых условиях, интенсификацию процесса разработки продуктивных горизонтов, увеличение конечной нефтеотдачи пластов. Фактически, закачка воды на месторождении Узень проводилась с 1967 г. Сначала закачивали альб-сеноманскую воду с температурой +34 - +43 С. В 1971 г. начали закачивать подогретую морскую воду с температурой на устье нагнетательных скважин +7 - +20 С, что на 55-40 С ниже пластовой. Подогретую воду закачивали периодически в некоторые нагнетательные ряды. Только в 1983 г. полностью перешли на закачку такой воды. С августа 1993 г. на месторождении Узень для ППД закачивают только холодную воду. В разное время разные авторы проводили оценку результатов закачки подогретой и холодной воды на месторождении Узень. В работе [8] с этой целью выполнен анализ процессов разработки в зонах II и III разрезающих рядов XIII-XVI горизонтов месторождения Узень по состоянию на 01.07.78. Во II разрезающий ряд осуществляли нагнетание подогретой воды с июля 1970 г. по январь 1972 г., затем с февраля 1972 г. по июль 1974 г. - закачивали холодную воду; с июля 1974 по 01.07.78 - опять закачивали подогретую. В III разрезающий ряд с мая 1968 г. до 01.07.78 вели нагнетание только холодной воды. Анализ был проведён нами в двух направлениях: 1 - сравнение показателей разработки зон, ограниченных первыми эксплуатационными рядами; 2 - сопоставление характеристик вытеснения эксплуатационных блоков, прилегающих к "горячему" и "холодному" нагнетательным рядам. Для исключения условий, связанных с разделением добычи по скважинам, анализ выполнен по XIII+XIV и XV+XVI горизонтам. 1. По 1 направлению были проанализированы данные 35 скважин первых эксплуатационных рядов (16 реагирующих на закачку подогретой воды, 19 холодной). Выбирали скважины, обводнённость которых на дату исследования достигла 50 %. Сопоставление кривых, построенных в координатах "накопленная добыча-обводнённость" для двух зон показало, что характеристики процесса обводнения в зонах закачки подогретой и холодной воды идентичны и принципиально не различаются. Величина нефтеотдачи, достигнутая к моменту 50 % обводнения скважин по сравниваемым зонам также одного порядка и составляет 17-19 %. При этом, выработка извлекаемых запасов нефти в зонах нагнетания подогретой воды несколько ниже.
Оценка эффективности геолого-промысловым способом
Испытание нового технологического процесса были проведены в 1980-85 г.г. на опытном участке, расположенном на западной переклинали месторождения и охватывающем половину 8, полностью 9 и 10 блоки разработки. Закачку проводили в XIII-XIV горизонты Основной залежи и в XV, XIX, XX и XXIV горизонты на Парсумурунском куполе.
С 1986 г. на месторождении, наряду с технологией закачки низкоконцентрированных растворов ПАВ, проводились работы по её совершенствованию. В 1988 г. была обоснована технология закачки низкоконцентрированных растворов ПАВ с добавкой реагента ЛПЭ-11 для снижения адсорбции и биоповреждения ПАВ. Кроме того, на месторождении Узень использовался метод циклической закачки высококонцентрированных растворов ПАВ на сточной воде, разработанный институтом "Гипровостокнефть" и закачка химической смеси "неонол и полиглицерин", рекомендованная управлением "Союзнефтеотдача".
Для оценки технологической эффективности применения ПАВ выбран 9 блок разработки (XIII и XIV горизонты), который является завершённым самостоятельным блоком с точки зрения формирования системы разработки.
После начала закачки ПАВ, добыча нефти и жидкости в период 1981-89 г.г. стабилизировалась на уровне 460-1000 т., соответственно. Обводнённость не превышала 57 %. Объём закачки воды снизился с 2433 тыс. м3 в 1983 г. до 1092 тыс. м3 в 1988 г. Стабилизация добычи произошла не только за счёт закачки ПАВ, но и за счёт увеличения добывающих (со 101 в 1981 г. до 147 в 1990 г.) и нагнетательных (с 37 в 1981 г. до 55 в 1990 г.) скважин. Стабилизация произошла также счёт очагового заводнения, реконструкции системы ППД, увеличения темпов закачки, ОПЗ, перехода на закачку горячей воды.
Эффективность применения ПАВ определялась как по промысловым данным, так и аналитическим путём. Анализ геофизического материала по скважинам показал, что применение ПАВ способствует подключению в разработку ранее не работавших пластов и пропластков, увеличению коэффициента приёмистости в нагнетательных скважинах.
Технологическую эффективность от закачки ПАВ определяли по характеристикам вытеснения. Так как по характеристикам вытеснения определяется суммарная эффективность от всех мероприятий и в т.ч. от применения ПАВ, определяли эффективность каждого мероприятия, чтобы выявить эффективность от закачки ПАВ. Дополнительная добыча нефти определялась как разница между дополнительной добычей в целом по блоку и дополнительной добычей полученной по всем вышеописанным мероприятиям. В результате расчёта получили, что дополнительная добыча от применения ПАВ равна 407,8 тыс. т нефти, что составляет 17,9 % от всей дополнительной добычи нефти по блоку [19]. Закачка ПАВ практически с самого начала опытных работ проводилась эпизодически, по мере поступления реагента. Перерывы в дозировании связаны с нерегулярным и недостаточным обеспечением опытного участка необходимым количеством ПАВ - ОП-10. В период с 10.86 по 08.87 закачка ПАВ не осуществлялась. Применение ПАВ завершилось в 1990 г. Оценка эффективности закачки ПАВ проведена как геолого-промысловым способом, так и по характеристикам вытеснения. При оценке эффективности геолого-промысловым способом было принято, что ПАВ влияют только на обводненность добываемой продукции, т.е. уменьшает ее, а на объемы добычи жидкости и закачки воды ПАВ не влияет. Для анализа все добывающие скважины опытного участка были разделены на 4 группы: - переходящие XIII, XIV и XIII+XIV горизонтов, которые вступили в эксплуатацию до начала закачки ПАВ, - новые скважины XIII, XIV и XIII+XIV горизонтов, которые вступили в эксплуатацию после начала закачки ПАВ, плюс добывающие скважины XIII, XIV и XIII+XIV горизонтов, на которые влияет закачка нагнетательных рядных и очаговых скважин, вошедших в эксплуатацию после начала эксперимента, - скважины XXIV горизонта, - и четвертая группа — скважины XX горизонта. В 1 группе (переходящие) оказалось 151 скважина. Во 2 группе — 69. В 3 группе - 8. В 4 группе — 15 скважин. Всего в 4 группах - 243 добывающих скважины. Проанализируем основные показатели процесса по скважинам I и IV групп. В табл. 3.1 показана добыча нефти, жидкости и обводненность добываемой нефти по скважинам двух групп. Как видно из таблицы, после начала закачки растворов ПАВ (ноябрь 1980 г.) в 1981 г. обводненность по переходящему фонду уменьшилась с 51,3 % до 48,1 %. Затем в 1982 г. и в 1983 г. (на 01.10.1983 г.) обводненность увеличилась до 50,4 и 53,6 %, соответственно и превысила исходную в 1980 г. В предыдущие годы также наблюдалось увеличение обводненности по переходящему фонду (см. табл. 3.2). Как видно из табл. 3.2, в 1979 г. обводненность увеличилась на 1,2 %, в 1980 г. — на 2,1 %, что в среднем составляет 1,65 % в год. Если принять этот темп увеличения обводненности на 1981 — 1983 годы, то прогнозная обводненность по годам будет следующая: 1981 г. - 51,3 +1,65=52,95; 1982 г. — 52,95+1,65=54,6; 1983 г. - 54,6+1,65=56,25. Задаваясь фактическими объемами жидкости из табл. 3.2, по прогнозному проценту воды нетрудно подсчитать прогнозную добычу нефти. Вычитая прогнозную добычу нефти из фактической, получим в разности дополнительную добычу нефти. Результаты подсчетов сведены в табл. 3.3. Как видно из этой таблицы, эффективность применения ПАВ снижается с 9,4 процента в 1981 г. до 5,7 % в 1983 г. Оценка дополнительной добычи нефти также была проведена с использованием характеристики вытеснения, построенной по переходящему фонду скважин (151 скв.).
Фактические физико-химические свойства пластовой нефти и газа
Свойства дегазированной нефти для непромытых зон, невовлеченных в разработку, приняты нами на уровне начальных, (табл. 4.27) т.к. изменения, происшедшие в процессе частичного разгазирования, касаются в большей степени пластовой нефти.
Для обоснования текущих свойств дегазированной нефти активно разрабатываемых зон были привлечены все исследования устьевых и разгазированных глубинных проб нефти, выполненные начиная с 1985 года по скважинам основной залежи (XIII-XVIII горизонты) месторождения. Все пробы были систематизированы по горизонтам. Привязка их к абсолютной отметке залегания показала, что, как и для пластовых нефтей, закономерность изменения параметров нефти по глубине и площади, имевшая место на начало разработки, нарушена. В связи с этим, свойства дегазированной нефти для дренированных зон рассчитаны, как средние арифметические без привязки к глубине залегания (табл. 4.28).
Сопоставление текущих параметров добываемой дегазированной нефти с начальными подтверждает существенные изменения, вызванные процессами разгазирования и окисления, о которых говорилось выше. По сравнению с начальными значительно увеличились плотность и вязкость добываемой нефти, возросло содержание асфальто-смолистых веществ, снизился выход светлых фракций.
Основываясь на результатах проведенных исследований, приходим к следующим выводам: 1. Особенность нефтей месторождения Узень состоит в том, что они содержат весьма большое количество парафинов и асфальтено-смолистых веществ, что предопределило такую особенность нефтей основных продуктивных горизонтов месторождения, как предельную насыщенность их парафином. 2. За прошедший период разработки месторождения Узень произошли определенные изменения свойств пластовых и дегазированных нефтей, что необходимо учитывать в дальнейшем процессе разработки месторождения и эксплуатации скважин. Причины, вызвавшие эти изменения связаны с изменением начальных термобарических условий и закачкой больших объемов воды. 3. Предложены методики оценки текущего давления насыщения и доказано, что для расчета текущих свойств нефти и газа основных эксплуатационных объектов нефти и газа месторождения Узень применима методика МИНХ и ГП им. М.И. Губкина. 4. Снижение температуры насыщения нефтей парафином за прошедшее время не превышает 1,9-3,2 С и в настоящее текущие температуры насыщения нефти парафином совпадают с температурой пластов в присводовых зонах залежей, а разница в их величинах характерна только для приконтурных зон. 5. Расчетные параметры нефтей хорошо согласуются с экспериментальными данными, полученными по кондиционным глубинным пробам, что дает основание считать предложенные методики оценки текущих свойств нефтей допустимыми и достаточно надежными. Выполненные исследования, изложенные в настоящей работе, позволяют сделать следующие основные выводы: 1. Месторождение Узень характеризуется значительной литологической неоднородностью продуктивной толщи, что предопределяет неоднородность фильтрационно-емкостных свойств объектов разработки и сложность эффективной выработки запасов. Сложность и недостаточная эффективность выработки запасов определяется также термобарическими условиями залегания нефти и ее специфическими условиями, связанными с большим содержанием смол и парафина. В значительной степени недостаточная эффективность выработки запасов месторождения Узень связана и с отсутствием опыта разработки подобных месторождений. 2. Анализ примененных систем заводнения месторождения Узень показал, что не все известные и эффективные на других месторождениях, отличных от месторождения Узень, методы искусственного управления процессом выработки запасов дают положительный эффект. Наиболее эффективным методом является очаговое избирательное заводнение. Недостаточно эффективным являются известные системы заводнения: блоковое, приконтурное и др. 3. Термальное заводнение при температуре воды +43 С не дает заметно лучших результатов в повышении эффективности выработки запасов в сравнении с закачкой холодной воды и практически не влияет на сохранение свойств пластовых нефтей. 4. Наилучшими свойствами для заводнения обладают морская, а также пластовая (юрская) воды, которые являются стабильными и совместимыми с пластовой водой; термальная, альбсеноманская и сточные воды являются нестабильными, поэтому не рекомендуются для использования. 5. Впервые использованная на месторождении Узень технология прерывистой закачки водного раствора ПАВ ОП-10, показала положительные результаты в повышении эффективности выработки запасов (увеличение годовой добычи нефти от 3,6 до 21,1 % в зависимости от геологических условий и состояния их разработки). 6. Детально исследовано изменение физико-химических свойств пластовых и дегазированных флюидов в процессе прохождения фронта нагнетаемой воды, а также при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. Предложены методики оценки текущего давления насыщения и расчета свойств нефти и газа на базе методики МИНХ и ГП им. М.И. Губкина. Проведена промышленная апробация предложенных методик, показавшая хорошее согласование расчетных свойств нефти и газа и экспериментальных, определенных по кондиционным глубинным пробам, что позволяет рекомендовать предложенные расчетные методики в процессе дальнейшей разработки месторождения Узень. 7. Доказано, что за время разработки месторождения Узень снижение температуры насыщения нефтей различных объектов парафином не превышает 1,9-3,2 С и в настоящее время текущие температуры насыщения нефти парафином совпадают с температурой пластов в присводовых зонах залежей, а разница в их величинах характерна только для приконтурных зон.
