Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности геологического строения отложений среднего карбона площадей Арланского нефтяного месторождения 8
1.1. Геологическое строение залежей нефти каширо-подольских отложений Арланского месторождения 8
1.2. Литолого- коллекторская характеристика продуктивных горизонтов 17
1.3. Фильтрационные свойства и корреляционная связь проницаемости и пористости 24
1.4. Геолого- физическая характеристика продуктивных пластов... 32
1.5. Остаточная водо- и нефтенасыщенность и коэффициенты извлечения нефти 32
1.6. Динамика структуры запасов 41
Выводы по главе 1 41
2. Состояние разработки залежей нефти каширо- подольских отложений 45
2.1. Анализ технологических показателей и запроектированных систем разработки 46
2.2. Анализ состояния заводнения коллекторов, выработки запасов нефти и энергетического состояния залежей 49
2.3. Сравнительная оценка показателей разработки площадей Арланского месторождения 55
2.4. Промыслово- геофизические методы контроля за состоянием разработки 59
Выводы по главе 2 61
3. Опытно- промышленные работы по выработке эффективных технологий разработки каширо- подольских отложений 63
3.1. Анализ эксплуатации опытных полей 63
3.2. Опыт применения интенсивных систем воздействия на участках с различной плотностью сетки скважин 71
3.3. Анализ эффективности систем разработки с применением горизонтальных скважин 79
3.4. Эксперимент по разукрупнению объекта разработки и уплотнению сетки скважин на каширо-подольских отложениях Вятской площади 81
3.5. Анализ эффективности применения методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи 94
Выводы по главе 3 112
4. Основные мероприятия по совершенствованию разработки трудноизвлекаемых запасов каширо- подольских отложений 114
4.1. Разукрупнение объекта разработки и создание самостоятельных систем воздействия на различные пачки каширо- подольских отложений 114
4.2. Внедрение элементов разработки с горизонтальными скважинами 136
4.3. Внедрение мероприятий по ускоренному вводу в разработку залежей с применением интенсивных технологий разбуривания и совершентствования технологии заканчивания скважин 138
4.4. Экономическая эффективность предлагаемых мероприятий... 141
Выводы по главе 4 143
Выводы и рекомендации 143
Список использованных источников 146
- Геологическое строение залежей нефти каширо-подольских отложений Арланского месторождения
- Анализ технологических показателей и запроектированных систем разработки
- Анализ эксплуатации опытных полей
- Разукрупнение объекта разработки и создание самостоятельных систем воздействия на различные пачки каширо- подольских отложений
Введение к работе
Перспективы развития нефтяной промышленности определяются созданием надежной сырьевой базы за счет проведения геолого-разведочных работ, совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений и применения новых методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов.
В течение последних десятилетий происходило непрерывное ухудшение качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности вследствие опережающей выработки запасов высокопродуктивных объектов, находящихся в длительной эксплуатации.Все большую долю в структуре запасов занимают трудноизвлекаемые, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, залежам нефти с высокой вязкостью и аномальными свойствами.
Значительную долю трудноизвлекаемых запасов нефти содержат залежи в карбонатных коллекторах. Проблема рациональной разработки этих залежей в последние годы приобрела очень большое значение. Вопросам выработки запасов карбонатных коллекторов посвящены многочисленные работы отечественных исследователей Абызбаева И.И., Амелина И.Д., Аширова К.Б., Викторина В.Д., Гавуры В.Е., Ковалева B.C., Лыкова Н.А., Майдебора В.Н., Сазонова Б.Ф., Саттарова М.М., Свищева М.Ф., Смехова P.M., Сургучева М.Л., Шаймуратова Р.В., Швецова И.А., Шустефа И.Н. В этих работах освещались выбор рациональной сетки скважин, систем заводнения коллекторов, применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока.
Аширов К.Б. и Викторин В.Д. в [12] делают вывод, что в связи с часто распространенным явлением затруднения гидродинамической связи между нефтяной залежью в карбонатных коллекторах и пластовой водонапорной системой применение законтурного заводнения в большинстве случаев неэффективно. Основным видом заводнения в таких залежах должно быть внутриконтурное. В этой же работе признана целесообразность разбуривания карбонатных коллекторов относительно плотными сетками скважин. Анализируются темпы обводнения скважин в зависимости от давления нагнетания, приводятся примеры расслоения пласта по системам имеющихся в нем микротрещин и делается вывод о существовании для каждого конкретного объекта разработки оптимального давления нагнетания.
Викторин В.Д. в [26] рассматривает вопрос зависимости коэффициента извлечения нефти из карбонатных коллекторов от плотности сетки добывающих и нагнетательных скважин. Эта зависимость тем сильнее, чем больше доля слабопроницаемых коллекторов в продуктивном карбонатном массиве. Критической плотностью сетки скважин, при которой коэффициент охвата пласта дренированием близок к единице, является: для коллекторов с проницаемостью менее 0,05мкм2-4га/скв; при проницаемости от 0,05 до 0,1мкм2-9га/скв; для высокопроницаемых коллекторов- 22га/скв.
В работе Абызбаева И.И., Лозина Е.В. [1] осуществлена оценка влияния прерывистости и линзовидности карбонатных коллекторов на охват пластов заводнением и нефтеотдачу. Были получены функции распределения прослоев
по размерам, позволившие установить зависимость коэффициента охвата пластов сеткой скважин при различной плотности их размещения. На основании расчетов, проведенных для каширо-подольских отложений Арланского месторождения, имеющих протяженность прослоев менее 400м., сделан вывод, что опытно-промышленные работы следует проводить при плотности сетки скважин не более 8га/скв. В работе рассмотрен вопрос разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами системами горизонтальных скважин, показано, что применение этих систем позволит увеличить нефтеотдачу в 1,3-1,5раза.
Решение вышеназванных проблем столь же актуально и для Арланского нефтяного месторождения. Основным объектом месторождения по величине запасов является терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), второе место по этому показателю занимают трудноизвлекаемые запасы карбонатных отложений среднего карбона.
На Арланском месторождении отложения среднего карбона являются промышленно нефтеносными на Вятской, Арланской, Николо-Березовской, Новохазинской площадях. Залежи этих площадей различаются геолого-физическими характеристиками, системами разработки, темпами разбуривания и ввода в эксплуатацию.
На Вятской площади благодаря высоким темпам разбуривания и ввода в разработку каширо- подольского объекта структура запасов практически не меняется.
Разработка Арланской и Н-Березовской площадей характеризуется
опережающей выработкой основного объекта- ТТНК, ввиду чего структура
извлекаемых запасов выглядит следующим образом: ТТНК .С2-2К
1958г. 95% 5%
2004г. 71% 29%
В связи с этим актуальной задачей становится вовлечение в активную разработку и увеличение темпов отбора запасов из карбонатных отложений среднего карбона.
С начала разработки на каширо-подольских отложениях Арланского месторождения проведены различные опытно- промышленные работы по испытанию влияния плотности сетки скважин на выработку запасов, интенсивных систем воздействия, систем разработки горизонтальными скважинами, различных конструкций скважин, методов увеличения нефтеотдачи, агентов воздействия на призабойную зону пластов.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки каширо- подольских отложений (КПО) Арланского нефтяного месторождения путем обоснования оптимальной плотности сеток скважин, схем размещения и систем воздействия.
Основные задачи исследований.
1. Анализ особенностей геологического строения и уточнение структуры остаточных запасов нефти КПО. Геолого- промысловая оценка состояния разработки каширо-подольских отложений и определение основных направлений совершенствования разработки КПО
Проведение опытно- промышленных работ, направленных на установление оптимальных схем размещения скважин, систем воздействия на каширо- подольские отложения
Обоснование и апробирование основных принципов разработки КІТО Арланского месторождения
Технико- экономическая оценка результатов совершенствования разработки КПО
Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались путем геолого- промыслового анализа, гидродинамических и геофизических исследований и на основе этого создания элементов разработки с различной плотностью сетки скважин, с горизонтальными скважинами, сравнительного анализа их эксплуатации. Технологические расчеты прогнозных КИН по опытным элементам осуществлялись по методике БашНИПИнефти на ПЭВМ.
Научная новизна работы
На основе анализа изменения КИН, темпов отбора, выработки запасов по пластам и фильтрационных характеристик объектов сформулированы основные направления совершенствования разработки КПО Арланской, Николо-Березовской и Вятской площадей.
Обоснованы оптимальная плотность сетки скважин со схемой их размещения путем регулирования гидродинамических характеристик пласта созданием заданного градиента давления между добывающей и нагнетательной скважинами.
Усовершенствована методика разукрупнения каширо-подольского объекта путем численного исследования зависимости дебита нефти от нефтенасыщенной толщины и остаточных запасов, приходящихся на скважину.
Разработаны и внедрены способы заканчивания скважин, обеспечивающие сохранность коллекторских свойств пластов и увеличение их продуктивности.
Основные защищаемые научные положення
Основные принципы и условия эффективной разработки каширо-подольских отложений залежей Арланского месторождения.
Методика определения плотности сетки скважин путем численного исследования гидродинамических характеристик с заданным градиентом давления между добывающей и нагнетательной скважинами.
Геолого- физические условия и основные критерии разукрупнения объекта.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
На основе изучения особенностей геологического строения и анализа состояния разработки каширо- подольских отложений выявлены основные направления повышения эффективности разработки объекта.
Обобщены результаты ранее выполеннных работ, обоснованы и реализованы новые перспективы ОПР, направленные на интенсификацию разработки каширо- подольских отложений, основными из которых являются:
опытно- промышленные работы по оценке эффективности разработки участков при различных режимах эксплуатации;
результаты работ по испытанию плотных сеток скважин;
опытно- промышленные работы по созданию элементов разработки в комбинациях с горизонтальными скважинами (смешанных систем и элементов, включающих сочетание горизонтальных и вертикальных скважин);
- опытно- промышленные работы по оценке выработки запасов на
участке со скважинами, оборудованными СПХ.
Только по опытным элементам с плотной сеткой скважин и с горизонтальными скважинами текущая дополнительная добыча нефти составляет 72тыс.т., ожидаемая за весь срок разработки- 222,5тыс.т.
3. Рекомендации по оптимальным системам разработки, сделанные в
работе, использованы при составлении «Проекта доразработки Арланского
месторождения» (2002г.), «Проекта разработки Вятской площади Арланского
месторождения» (2001г.). Ожидаемый прирост КИН составляет 4,9%.
4. Разработанные группой авторов способы заканчивания скважин
включены в групповые технические проекты их строительства, благодаря
внедрению их в производство дополнительная добыча нефти составила
10,9тыс.т.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Республиканской научно- практической конференции «Проблемы разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами (г.Уфа, 1997г.), научно- практической конференции ОАО АНК «Башнефть» «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан» (г.Ишимбай, 2002г), научно- практической конференции «60 лет девонской нефти» (г.Октябрьский, 2004г.), на технических советах НГДУ и ОАО АНК «Башнефть», использованы при составлении «Проекта доразработки Арланского нефтяного месторождения», утвержденного протоколом ЦКР №2925 от 21.11.2005г.
Публикации По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 статьи, 4 тезиса докладов на региональных конференциях, 3 патента РФ. В них автору принадлежит постановка задач, методические вопросы их решения, анализ, обобщение и испытание разработанных рекомендаций на объекте разработки.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованных источников. Содержит 151 страницу машинописного текста, 54 рисунка, 34 таблицы, 79 библиографических ссылок.
Работа выполнена под руководством кандидата технических наук Шарафутдинова И.Г., которому автор выражает глубокую благодарность. Искреннюю признательность за помощь, поддержку и консультации автор выражает доктору технических наук Хисамутдинову Н.И. и кандидату технических наук Тру фанову В.В.
Геологическое строение залежей нефти каширо-подольских отложений Арланского месторождения
Арланское нефтяное месторождение расположено в пределах Бирской седловины, разделяющей Башкирский и Татарский своды. Тектоника терригенных отложений девона в пределах Бирской седловины характеризуется моноклинальным падением слоев в северо-восточном и северном направлениях. В условиях залегания вышележащих каменноугольных и нижнепермских отложений наблюдаются значительные изменения. Они выражаются в наличии линейно вытянутых структурных зон, называемых валами. Все они характеризуются северо-западным простиранием, значительными амплитудами и протяженностью [64].
Арланское месторождение приурочено к Арлано-Дюртюлинскому валу, который представляет собой наиболее крупное сооружение Бирской седловины. По кровле терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) он прослежен на расстоянии 120 километров. Размеры короткой оси изменяются от 33 на северо-западе до 10 километров на юго-востоке. Структурный план отложений среднего карбона повторяет структурный план ТТНК с некоторым выполаживанием углов наклона крыльев структуры. По кровле верейского горизонта вал представляет цепь крупных поднятий, основания которых располагаются на разных гипсометрических уровнях, погружающихся с юго-востока на северо-запад [14,64].
На структурной карте по кровле верейского горизонта выделяются следующие поднятия: Вятское, Арланское, Уртаульско-Можаровское, Юсуповско-Новохазинское. Размеры поднятий:Вятское - 10 7 км. по изогипсе -810 м., Арланское - 20 7 км. по изогипсе - 800 м., Уртаульско- Можаровское - 13 2,5 - 4 км. по изогипсе - 800 м., Юсуповско- Новохазинское - 41 8 км. по изогипсе - 770 м. Вышеперечисленные структуры, в свою очередь, осложняются более мелкими куполами. Наиболее приподнятые участки по каширо-подольским отложениям в плане примерно совпадают с приподнятыми участками по кровле верейского горизонта.
Структурные планы кровли каширского и подольского горизонтов предопределяют и фактически контролируют формы и размеры залежей нефти, приуроченных к отдельным пластам и пачкам карбонатного разреза.
Среднекаменноугольные отложения на Арланском месторождении стратиграфически представлены верхней частью башкирского яруса и в полном объеме московским ярусом. Они сложены карбонатными породами с подчиненными прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов, прослеживающихся, главным образом, в верейском горизонте московского яруса.
По комплексу геологических и промыслово-геофизических материалов рассматриваемые отложения расчленяются на одиннадцать пачек (I-XI ), из которых промышленно нефтеносными являются И-VII пачки каширского и подольского горизонтов, причем продуктивность II и VII пачек установлена лишь на Вятской площади [29]. Здесь каширо-подольские отложения имеют наибольший диапазон промышленной нефтеносности, охватывая ИДИ пачки подольского горизонта и IV,V,VI,VII пачки каширского горизонта, суммарная мощность которых достигает 110 м. (рис. 1.1)
Существенное качественное изменение продуктивного разреза отмечается при переходе от Арланской к Ново-Хазинской площади, где отмечается резкое повышение литологической неоднородности (расчлененности) III-IV пачек, увеличение степени их доломитности и сульфатности, повышение степени интенсивности и разнообразия форм проявления постседиментационных (вторичных) преобразований и, соответственно, существенное ухудшение коллекторских свойств слагающих пород, сужения стратиграфического диапазона и снижение стратиграфического уровня развития нефтеносных коллекторов. Вследствие этого на Ново-Хазинской площади промышленно нефтеносными являются только V и VI пачки, выделяемые в средней части каширского горизонта.
Каждая из выделяемых в разрезе среднего карбона Арланского месторождения пачек представляет собой ритмически построенный литологический комплекс, нижняя часть которого сложена известняково-доломитовыми породами с повышенным содержанием пористо-кавернозных проницаемых разностей, а верхняя-преимущественно плотными непроницаемыми карбонатными, глинисто-карбонатными и глинистыми породами.
В основании горизонта выделяется пачка VII, ее нижняя часть — продуктивный пласт Кл сложен органогенными и органогенно - детритовыми доломитизированными известняками и в меньшей мере средне- и мелкокристаллическими доломитами. Содержание коллекторов достигает до 80% его мощности, составляющей 6-7 м [29].
Залегающая выше VI продуктивная пачка характеризуется непостоянством литолого-фациального состава, который закономерно изменяется от Арлана к Ново-Хазино.На Арланской площади рассматриваемая пачка в значительном объеме представлена плотными непроницаемыми глинистыми известняками и сульфатизированными доломитами. На Ново-Хазинской площади в составе пачки VI преобладают тонкокристаллические органогеннореликтовые доломиты и органогенные доломитизированные известняки, характеризующиеся нередко повышенными коллекторскими свойствами. Наибольшее содержание пород - коллекторов отмечается в нижней части пачки, где по данным керна, грунтов и результатов опробования в ряде скважин Шариповского участка установлена их промышленная нефтеносность. Суммарная мощность коллекторов достигает 8м.
На Вятской площади пачка VI представлена известняками светло-серыми, кристаллическими, плотными, крепкими, сульфатизированными, отдельными прослоями доломитизированными, иногда пелитоморфными, участками окремнелыми, с включениями ангидрита. Отдельными прослоями известняки пористые, нефтенасыщенные, иногда мелкокавернозные.
Пласт Кз, приуроченный к VI пачке, состоит из 4 прослоев коллекторов с толщинами 0,8м + 0,8м + 0,8м + 2,0м, три первые прослоя нефтеносные, последний -водоносен.
Таким образом, изменение литолого-фациального строения рассматриваемой пачки по площади Арланского месторождения связано, в основном, с изменением нижней продуктивной части ее разреза[30].
Аналогичный характер изменения имеет и вышележащая V продуктивная пачка.На Арланской площади она в значительном объеме представлена органогенными, органогенно-детритовыми доломитизированными известняками и тонко- и мелкокристаллическими в различной степени сульфатизированными доломитами. Прослои коллекторов прослеживаются по всему разрезу пачки, но большая их часть сосредоточена в нижней ее половине, соответствующей продуктивному пласту К2.
Анализ технологических показателей и запроектированных систем разработки
Проект доразработки Арланского месторождения составлен в 2001 году. По Арланской и Н-Березовской площадям утвержден III вариант, со следующими принципиальными решениями: - плотность сетки добывающих + нагнетательных скважин- 7,5га/скв; - проектный уровень добычи нефти- 373,9 тыс.т/г; - год выхода на проектный уровень — 2012; - фонд скважин за весь срок разработки, всего, 984ед, в том числе: добывающих- 726, нагнетательных - 220, специальных — 38; - фонд скважин для бурения, всего, 646ед, в том числе: добывающих - 487, нагнетательных- 159, - фонд возвратный с ТТНК - 48. - накопленная добыча нефти за проектный период - 8,2 млн.т; - накопленная добыча нефти с начала разработки - 11,9 млн.т; - конечный коэффициент извлечения нефти - 0,235. III вариант предусматривает комплекс мер по совершенствованию системы разработки залежей каширо-подольских отложений: уплотнение сетки скважин с 8 до 4 га/скв в зонах с увеличенными толщинами пластов, бурение с этой целью дополнительных 42 скважин; бурение 73 горизонтальных скважин с созданием элементов разработки, состоящих из центральной вертикальной нагнетательной скважины и окружающих 3-4-х горизонтальных; бурение 28 боковых стволов; расширение объемов применения МУН. Предусматривается комплексная технология (обработка кислотой замедленного действия, закачка НПАВ, глубокая обработка скважин). Количество обработок - 2042 при удельной технологической эффективности 265 т/обр. От внедрения комплексной технологии ожидается получение 541 тыс.т. дополнительной нефти и сокращение на 3371,4 тыс.мЗ попутно добываемой воды. Конечный срок разработки — 2049г.
По состоянию на 01.01.2005г. из отложений среднего карбона добыто 4379 тыс.т.нефти ( 8,7% от НБЗ), 7103 тыс.т. жидкости. Средняя обводненность за 2004г. составила 51,9%. Дебит 1 скважины: по нефти 1,7т/с, по жидкости 3,6т/с. В пласты закачано 5803 тыс.мЗ воды. Средняя приемистость одной скважины 53,ЗмЗ/с. Текущая компенсация отбора закачкой равна 153,5%, накопленная 80,5%.
Из графика видно, что с 1974 по 1989г.г. фактически не велось эксплуатационное разбуривание объекта. Невыполнение проектных объемов бурения и освоения скважин под закачку привело к тому, что фактически не создана система ППД, низкие темпы отбора (за 40-летний срок разработки КИН достиг всего 8,7%). Вследствие этого названный период характеризовался монотонным падением дебитов жидкости и нефти, обводненность оставалась правтически на одном уровне. С 1990г. фонд скважин начал расти, соответственно отмечается и неблыпой рост добычи жидкости и нефти, хотя темпы отборов по прежнему совершенно недостаточны.
В целом процесс можно охарактеризовать как «вялотекущая разработка» и сложившаяся ситуация требует принятия мер по ее исправлению. Проект доразработки Вятской площади составлен по состоянию на 01.01.2001г. По каширо-подольским отложениям проектом предусматривается постепенное снижение отборов нефти, жидкости и закачки воды, т.е. щадящий режим воздействия при текущей компенсации отбора закачкой 97%. Основными проектными решениями утвержденного варианта разработки являются: - ввод в эксплуатацию простаивающего фонда скважин (9ед); - ввод в эксплуатацию 392 обводнившихся скважин возвратом с ТТНК, в т.ч. за 2001-2004г.г. - 30 скважин; - забуривание 5 боковых стволов; - дополнительный ввод под закачку 42 очагово-избирательных нагнетательных скважин; - проведение 1846 обработок призабойной зоны пластов с дополнительной добычей 511 тыс.т нефти ; - накопленная добыча нефти, всего-10,1 млн.т.; - конечный КИН - 0,269 ; - год окончания разработки - 2038.
Начиная с 2003г. наблюдается интенсификация разработки каширо-подольского объекта, т.к. средний дебит по нефти за 2003г. составил 2,4 т/с (проект 2,01 т/с), средний дебит по жидкости составил 4,43 т/с (проект - 3,65 т/с), компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки превысила проектную величину на 6,1%. Дальнейшая интенсификация разработки в отмеченных параметрах должна рассматриваться как положительное явление, т.к. увеличение объемов закачки сопровождается пропорциональным увеличением действующего фонда нагнетательных скважин (например, за 2003г.: проект - 103, факт - 112), что несомненно способствует дальнейшему увеличению коэффициента охвата пластов заводнением.
По Новохазинской площади принят II вариант проекта доразработки со следующими принципиальными решениями: - проектный уровень добычи нефти-17,3 тыс.т./г.; - год выхода на проектный уровень - 2007 ; - фонд скважин за весь срок разработки, всего, 69ед ; в том числе: добывающих - 59, нагнетательных - 8; - фонд скважин для бурения, всего, 18ед, в том числе : - добывающих -10, - нагнетательных -8; - фонд скважин возвратный с ТТНК - 40ед ; - накопленная добыча нефти с начала разработки - 356 тыс.т.; - конечный коэффициент извлечения нефти -0,185 - конечный срок разработки - 2043 г. Проектные решения не выполняются в области бурения скважин, как следствие, не создана система заводнения. Продуктивные отложения по прежнему разрабатываются на режиме истощения единичными скважинами.
Анализ эксплуатации опытных полей
В самом начале разработки были проведены сравнительные ОПР на двух опытных участкахюпытный участок по сетке 400 400м. с поддержанием пластового давления; опытный участок с эксплуатацией на естественном режиме,разбуренный также по сетке 400 400м.
Первый опытный участок представляет собой четыре смежных очага площадного нагнетания по обращенной девятиточечной схеме с расстояниями между скважинами 400м (16 га/скв). Всего на участке по схеме введено в действие 4 нагнетательные и 20 нефтяных скважин. Схема расположения опытных участков представлена на рисунке 3.1.
Эксперимент по заводнению начат в 1967г. Нагнетательные скважины №1463,1465,1473,1475 были освоены в июле 1967года при давлениях на устье от 8,0 до 11,0 МПа. Эффект от закачки в виде роста добычи жидкости и нефти проявился только в начале эксперимента в 1967-1970г.г.(рис.3.2). Нарастание добычи жидкости и нефти сопровождалось и интенсивным ростом обводненности. Последнее объясняется быстрым прорывом воды в отдельные добывающие скважины. Обводнение добывающих скважин происходит по трещинам, образующимся при давлениях закачки выше 11МПа. Оптимальным давлением закачки в нагнетательные скважины является давление 8-10МПа [23].
В целом по участку осуществление закачки с компенсацией отборов от 180 до 300% и давлениями на устье нагнетательных скважин 11-13,5МПа чередовалось с ее ограничением либо полным прекращением. При этом реакция добывающих скважин на закачку отсутствовала, а добыча нефти характеризовалась постепенным падением.
II опытный участок предусматривалось разрабатывать на естественном режиме по сетке 400 400м. На участке были пробурены 22 добывающие скважины (рис.3.1).Началом эксперимента следует считать 1973г., когда был введен в эксплуатацию основной фонд добывающих скважин. Входные дебиты по нефти были на уровне 9-12т/с.График разработки участка представлен на рисунке 3.4.
В 1997г. пластовое давление по 2 опытному участку составило 2,7-3,8МПа. Давление насыщения нефти газом составляет 3,0МПа. При снижении пластового давления до уровня давления насыщения происходят следующие негативные явления: - разгазирование пластовой нефти и увеличение ее вязкости; - выпадение в призабойной зоне пласта асфальтосмолистых отложений и парафина и закупоривание проницаемых каналов; - смыкание трещин в пласте, являющихся проводящими каналами между блоками матрицы породы и прекращение капиллярного массообмена между матрицей и трещинами.
В 1999г. на участке освоены под закачку 3 нагнетательные скважины. Этот год и следует считать годом прекращения эксперимента. По состоянию на 01.01.1999г. действующий фонд добывающих скважин составлял 18 единиц. Накопленная добыча составляла: нефти 451,6тыс.т., жидкости 503,8тыс.т. Текущая обводненность составляла 24,9%, дебит 1 скважины по нефти 1т/с, по жидкости 1,3т/с.
КИН по состоянию на 01.01.1999г составил 14,5%, прогнозный-18,4% . Сравнительный анализ результатов эксплуатации обоих опытных участков с плотностью сеток скважин 400 400м позволяет отметить следующее: прогнозный КИН участка с заводнением выше КИН участка без заводнения на 3,6-4,6 пунктов; - существующая плотность сетки скважин ((16га/скв) при установленном давлении нагнетания=8,0МПа не обеспечивает устойчивого гидронимаческого взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами. Увеличение давления нагнетания до 12-15МШ приводит к прорыву закачиваемой воды по трещинам и способствует интенсивному обводнению добывающих скважин; - в этих условиях необходим поиск и испытание новых схем и методов воздействия, обеспечивающих получение более высоких КИН (уплотнение сеток скважин, циклическое нагнетание и т.п.).
После 1978г разбуривание и разработка залежей среднего карбона осуществлялись по 8-гектарной сетке скважин с заводнением по девятиточечной обращенной схеме. КИН при этой системе разработки проектировался на уровне 0,247.
При этой системе разработки приемистость нагнетательных скважин обеспечивалась при давлениях на устье 9,2-12,8МПа. Градиенты давления между нагнетательными и добывающими скважинами изменялись в диапазоне 0,043-0.085МПа/м. дебиты нефти -0,4-5,0 т/с. Сложилась следующая ситуация: низкие градиенты давления не обеспечивали оптимальный режим вытеснения нефти, а возможности увеличения градиентов путем повышения давления закачки ограничивались давлениями разрыва пласта, о чем было сказано выше. В связи с этим возникла необходимость поиска и испытания оптимальных систем разработки каширо- подольских отложений.
В начале 1990-х годов сложился творческий коллектив специалистов НГДУ Арланнефть (Асмоловский B.C., Князев В.И., Сайфутдинов Ф.Х.) и БашНРШИнефть (Шарафутдинов И.Г.), который занялся решением этих вопросов.
В 1970г. на Арланской площади для проведения эксперимента по закачке теплоносителей был разбурен опытный участок по плотной сетке скважин. В состав опытного участка входил 3-й куст пятиточечной системы со скважинами №№ 2793, 2794. 2795, 2796, 2797, причем скв.2795 пробурена и пущена в эксплуатацию уже после проведения эксперимента. Эксперимент завершился в 1974г. и с этого времени скважины 3-го куста работали в режиме истощения.
Нами был предложен эксперимент по эксплуатации 3-го куста при интенсивном воздействии на пласты в условиях высокой плотности сетки скважин. Эксперимент начат в январе 1994г.
Под нагнетание была выбрана скважина №2795, расположенная в центре квадрата добывающих скважин №№2793,2794.2796,2797 (рис.3.5), элемент вступил в разработку в 1972г. Средний дебит нефти составил в начальный период 5,1 т/с. Расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами 100-125м., т.е. плотность сетки скважины составила 1-1,5 га/скв. Продуктивными в разрезе являются пласты Пз и Kl.
Разукрупнение объекта разработки и создание самостоятельных систем воздействия на различные пачки каширо- подольских отложений
Исходя из анализа выработки запасов (глава 2) наименьший текущий КИН достигнут по пластам К2+3 и К4, в то время как они имеют существенные начальные балансовые запасы нефти. Каширо-подольский обьект условно разделен на две пачки - верхнюю (пласты Ш, 3; Kl) и нижнюю (пласты К2+3, К4).
В контуре нефтеносности пласта К2+3 (рисунок 4.1) выбраны 93 «транзитные» скважины, пробуренные на ТПЖ, предлагаемые для перевода на пласт К2+3. Залежь пласта К4 имеет меньшие размеры и ее контур нефтеносности рсположен внутри залежи пласта К2+3. В «транзитных» скважинах, расположенных в пределах залежи пласта К4, предлагается вскрыть и этот пласт.
Скважины № № 8718, 8360, 6451, 6448, 8854, 6476, 8571, 6605, 6612, всего 9 скважин, одновременно с переводом на вышеуказанные пласты предлагается освоить под закачку. Также предлагается освоить под закачку работающие в настоящее время по пласту К2+Зскважины № № 13489, 13517.
В табл. 4.1 и 4.2 приведены результаты опробования пластов. По данным опробования построены графики зависимости дебитов нефти от толщины пласта (рис.4.2,4.3). Графики использованы для обоснования входных дебитов скважин после их перевода с ТТНК для составления технологических расчетов.
По пласту К2+3 минимальная толщина, при которой получены притоки нефти, составляет 1,0 м, минимальный дебит при этом равен 0,5 т/с. Дебиты нефти при толщине пласта от 1,0 до 1,3 м принимались равными 0,5 т/с, при больших толщинах определялись по графику.
Всего для перевода с ТТЬЖ на пласты К2+3, К4 нами предлагается 9 скважин в качестве нагнетательных и 63- добывающих. Ожидаемый начальный средний дебит нефти добывающих скважин составляет 3,0 т/с.
Как будет сказано ниже, кроме этого предлагается перевод 120 «транзитных» скважин на пласт Пз. Всего по проекту предусматривается за оставшийся 33-летний срок разработки перевод с ТТНК 335 скважин или в среднем 11 скважин в год. Таким образом, с 2006 по 2021г. будут переводиться по 4 скважины на пласты К 2+3, К 4. Технологический расчет дополнительной добычи нефти в результате реализации этого мероприятия приведен в табл. 4.4.
Проценты падения добычи нефти взяты из технологических показателей проекта доразработки.
Добыча нефти прекращается при среднем дебите на скважину 0,3 т/с. Утвержденный КИН по пластам К2+3, К4 - 0,103, добыча нефти по проекту должна была составить 624,4 тыс. т.
В результате перевода с ТТНК на пласты К2+3, К4 63 скважин в добычу и 9 под закачку, создания таким образом самостоятельных систем воздействия и уплотнения сетки до 4 га/скв, дополнительная добыча нефти составит 610,1 тыс. т, КИН достигнет величины 0,204.
С целью улучшения выработки запасов пласта Пз в зонах, расположенных за пределами контура нефтеносности пластов К2+3 и К4, нами предлагается перевести с ТТНК на пласт Пз 120 «транзитных» скважин в добычу и 16 скважин под закачку (рисунок 4.4). В таблице 4.5 приведены результаты опробования. На основании данных опробования построен график зависимости дебитов нефти от толщины пласта (рисунок 4.5).
Дебиты нефти при толщине пласта от 0,9 до 1,2 м принимались равными 0,4 т/с, при толщине более 2,6 м - 5,2 т/с, в интервале толщин от 1,3 до 2,5 м определялись по графику. Таким образом, входной дебит нефти по добывающим скважинам, переведенным с ТТНК на пласт Пз, составляет 1,9 т/с. Расчет дополнительной добычи нефти представлен в табл.4.6. Проектный КИН по пласту Пз - 0,229, добыча нефти должна была составить 4009 тыс. т. В результате перевода скважин с ТТНК на пласт Пз, вовлечения в разработку краевых зон развития пласта, уплотнения сетки скважин и создания самостоятельных систем воздействия дополнительная добыча нефти составит 667,2 тыс. т., КИН достигнет величины 0,267.
В результате перевода скважин с ТТНК на пласт Пз, вовлечения в разработку краевых зон развития пласта, запасов категории С2, уплотнения сетки скважин и создания самостоятельных систем воздействия дополнительная добыча нефти составит 1742,9 тыс. т., КИН достигнет величины 0,273.
