Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 14
1.1 Определение терминов "форсированный отбор жидкости" и "интенсификация добычи нефти". История применения ФОЖ на месторождениях Самарской области 14
1.2 Современные представления о разработке нефтяных залежей в условиях ФОЖ (обзор) 16
1.2.1 Темпы отбора жидкости на разных стадиях разработки 16
1.2.2 Выбор скважин для проведения ФОЖ 19
1.2.3 Темп отбора жидкости и КИН 20
1.2.4 Конусообразование и ФОЖ 11
1.2.5 Методика оценки метода ФОЖ 11
Выводы 42
Глава 2. Технологическая эффективность программы "ФОЖ-2000" на месторождениях ОАО "Самаранефтегаз" 44
2.1 Методика оценки технологической эффективности программы "ФОЖ-2000" на месторождениях ОАО "Самаранефтегаз " 45
2.2 Оценка технологического эффекта программы "ФОЖ-2000" на месторождениях ОАО "Самаранефтегаз" 48
2.3 Оценка экономической эффективности программы "ФОЖ-2000" на месторождениях ОАО "Самаранефтегаз" 55
Выводы 58 -
Глава 3. Концепция независимости конечного КИН песчаных коллекторов от темпа выработки запасов нефти по промысловым данным 59
Выводы 69
Глава 4. Применение метода ФОЖ на начальной стадии разработки нефтяных месторождений
4.1 Опыт проведения ФОЖ по низкопродуктивному пласту Дк Белозерско-Чубовского месторождения в комплексе с ГРП 71
4.2 Пескопроявление при добыче высоковязких нефтей на месторождениях севера Самарской области 78
4.3 Возможные осложнения при переводе на ФОЖ скважин в ВНЗ залежей 93
Выводы 97
Глава 5. Перспективы применения метода ФОЖ на поздней стадии разработки залежей высоковязкой нефти 99
Выводы 114
Выводы и рекомендации 116
Основные обозначения и сокращения 119
Список литературы 121
Сведения о публикациях 130
- Определение терминов "форсированный отбор жидкости" и "интенсификация добычи нефти". История применения ФОЖ на месторождениях Самарской области
- Методика оценки технологической эффективности программы "ФОЖ-2000" на месторождениях ОАО "Самаранефтегаз
- Концепция независимости конечного КИН песчаных коллекторов от темпа выработки запасов нефти по промысловым данным
- Опыт проведения ФОЖ по низкопродуктивному пласту Дк Белозерско-Чубовского месторождения в комплексе с ГРП
Введение к работе
Актуальность темы: работа посвящена исследованию технологической эффективности форсированного отбора жидкости (ФОЖ), применяемого нефтедобывающими компаниями России. В период падающей добычи нефти в стране методы, способствующие уменьшению темпа падения, приобретают исключительно важное значение. Одним из наиболее эффективных методов этой категории является ФОЖ, поэтому тема исследований метода воздействия является, безусловно, актуальной. В Самарской области технология ФОЖ внедрена в промысловую практику в 40-х годах прошлого века, и за истекший период накопился значительный объем материалов, анализ который позволил провести исследования важных вопросов теории и практики этого метода воздействия на процесс нефтеизвлечения. Рассмотрены вопросы влияния темпа отбора жидкости на характер динамики обводнения продукции и полноту выработки запасов нефти, методических подходов к оценке технологической эффективности форсирования.
Большое внимание уделено результатам широкомасштабной интенсификации отборов жидкости, проведенных ОАО "Самаранефтегаз" в период 2000-2005 гг. (программа "ФОЖ-2000"). В работе проведена оценка технологического эффекта программы "ФОЖ-2000" по методике ОАО "Гипровостокнефть" в двух вариантах: используя интегральные характеристики динамики изменения основных технологических показателей (вариант I) и интегральные характеристики вытеснения (ХВ) (вариант И) по всей совокупности объектов форсирования. В варианте I были использованы кривые падения добычи нефти и жидкости во времени, в варианте II — ХВ С.Н. Назарова.
По результатам реализации программы "ФОЖ-2000" дополнительная добыча нефти оценивается в объеме 25 млн. т, что является суммой технологического эффекта ФОЖ по:
1) скважинам с естественной высокой продуктивностью;
скважинам с искусственно увеличенной продуктивностью методом гидроразрыва пласта (ГРП) и других геолого-технических мероприятий (ГТМ);
скважинам, переведенным на вышележащие высокопродуктивные пласты, и скважинам на новых месторождениях, введенных в режиме ФОЖ.
В работе показано, что по группе месторождений высоковязкой нефти пласта Б2, расположенных на севере Самарской области, ФОЖ может инициировать механические процессы движения наиболее рыхлых разностей коллектора в зоне дренирования, в результате чего продуктивность скважин существенно возрастает за счет увеличения проводимости призабойной зоны скважин. Проанализирован небольшой опыт разработки залежей по широко используемой в Канаде технологии так называемой "холодной разработки" тяжелых нефтей без создания ограничений выноса песка.
Цель работы: анализ и обобщение опыта применения ФОЖ в непрерывных песчаных коллекторах и выработка критериев для повышения технологической эффективности метода.
Основные задачи исследований:
1. Расширение и углубление научного обоснования основных принципов
и правил, составляющих технологическую концепцию ФОЖ ОАО
"Гипровостокнефть".
2. Сравнительный анализ истории и итогов разработки базовых
нефтяных залежей при разных темпах отбора жидкости.
Анализ и обобщение опыта внедрения широкомасштабной программы "ФОЖ-2000" в период 2000-2005 гг. на месторождениях ОАО "Самаранефтегаз".
Выработка рекомендаций по повышению эффективности внедрения ФОЖ и поиск наиболее перспективных путей его развития на нефтяных месторождениях Самарской области.
Фактический материал:
Основу исследований по теме диссертации составляют материалы, полученные и обобщенные автором за период работы в ОАО "Гипровостокнефть" в качестве исполнителя по научно-исследовательским темам и договорным работам по подсчету запасов нефти, анализу и проектированию разработки нефтяных месторождений. Одновременно проводились научные работы по анализу и обобщению геолого-промыслового опыта применения ФОЖ на месторождениях Самарской области с высокопроницаемыми песчаными коллекторами.
В ОАО "Гипровостокнефть" более 60 лет постепенно создавалась собственная концепция ФОЖ, отличительной особенностью которой является идея отсутствия физической зависимости конечного КИН от темпа отбора жидкости. Вывод об отсутствии физической связи между конечным КИН и темпом отбора жидкости впервые был высказан в начале 60-х годов, но этот вывод до последнего времени некоторыми специалистами рассматривается недостаточно убедительным и поэтому выглядит спорным.
Научная новизна проведенной работы состоит в расширении и углублении научного обоснования основных положений технологической концепции ФОЖ ОАО "Гипровостокнефть".
Важным элементом новизны в работе является бесспорное подтверждение вывода по проблеме "КИН - темп отбора жидкости", сделанного в 1962 г. и являвшегося до последнего времени дискуссионным. Новое заключение о независимости конечного КИН от темпа отбора жидкости сделано на основе сравнительного анализа залежей-аналогов пласта Бг на Белозерско-Чубовском месторождении, имеющие идентичные геолого-физические характеристики, но отличающиеся по темпу отбора жидкости более чем в три раза. Подобные промысловые данные являются уникальными и, судя по публикациям в печати, не имеют аналогов в мировой практике.
Впервые по промысловым данным показано, что концепция
независимости КИН от темпа отбора жидкости справедлива на всех стадиях разработки нефтяных залежей песчаных коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Технология ФОЖ по концепции ОАО "Гипровостокнефть" рассматривается как метод ускорения (интенсификации) добычи нефти, сокращения срока разработки.
Доказана высокая технологическая эффективность метода раннего ФОЖ при освоении ресурсов высоковязкой нефти на севере Самарской области. Проанализированы итоги проведения ФОЖ на месторождениях с пескопроявлением и составлена детальная программа промыслово-исследовательских работ по изучению холодного метода добычи высоковязких нефтей из слабосцементированных песчаных коллекторов.
Показано, что метод ФОЖ может оказывать косвенное влияние на КИН через два фактора - экономику (сдвиг предела рентабельной обводненности) и срок службы добывающих скважин (незавершенность выработки извлекаемых запасов из-за технического износа эксплуатационных колонн).
5. Предложена и практически опробована методика интегральной
оценки технологической эффективности крупномасштабных программ
внедрения ГТМ.
Границей между разработкой без ФОЖ и с ФОЖ предлагается в первом приближении принять годовой отбор жидкости на уровне 10 % порового объема.
Показано, что в непрерывных песчаных коллекторах при наличии связи залежей нефти с активной водонапорной системой водонефтяные зоны (ВНЗ) шириной до 1500 м можно оставлять не разбуренными добывающими скважинами, что подтверждено опытом разработки нефтяных залежей пласта Бг Зольненского, Красноярского и Белозерско-Чубовского месторождений.
Практическая ценность. Технологическая концепция ФОЖ ОАО "Гипровостокнефть", в которой основным звеном является принцип
независимости характера обводнения и конечного КИН в непрерывных песчаных коллекторах от темпа отбора жидкости, принято за основу современного проектирования разработки нефтяных месторождений в ОАО "Гипровостокнефть".
Опробованная методика интегральной оценки технологической эффективности ФОЖ используется как контрольный способ оценки крупномасштабных программ внедрения ГТМ.
Практический интерес представляет использование усредненных или нормированных по ХВ значений обводненности, чтобы избежать случайных показаний текущей обводненности из-за флуктуации промысловых замеров.
Исследования автора являются частью 16 отчетов и проектов, выполненных в рамках работ ОАО "Гипровостокнефть".
Автор выражает благодарность В.И. Колганову за плодотворные идеи и ценные советы, глубокую признательность Г. А. Ковалевой и В. А. Ольховской за помощь, оказанную при выполнении работы, искреннюю признательность руководству и сотрудникам ОАО "Гипровостокнефть", ОАО "Самаранефтегаз", ОАО "СамараНИПИнефть", СамГТУ за помощь, оказанную в процессе работы над диссертацией.
Определение терминов "форсированный отбор жидкости" и "интенсификация добычи нефти". История применения ФОЖ на месторождениях Самарской области
По определению В.Н. Щелкачева, под форсированным отбором жидкости следует понимать всякое увеличение дебита скважин сверх установленного в основной период критического значения минимум на 30-40 %, и его следует применять только на поздней стадии эксплуатации скважин при обводнении более чем на 80-85 % [52]. Под допустимым или "критическим" дебитом понимался дебит скважин по жидкости, подавляющий в основной период разработки темп роста конусов и языков обводнения, в результате чего предотвращается чрезмерный рост обводненности добываемой нефти. Позднее в ОАО "Гипровостокнефть" пришли к выводу о допустимости проведения ФОЖ на любой стадии разработки, и поэтому были введены понятия "поздняя" и "ранняя" форсировка [8]. При анализе результатов ФОЖ по объектам разработки в целом количественным показателем для "поздней" форсировки была принята кратность увеличения отбора жидкости в III-IV стадиях разработки по сравнению с достигнутым максимальным уровнем добычи нефти во II стадии, а для "ранней" форсировки - повышение темпа добычи нефти во II стадии разработки по сравнению с темпами, рекомендованными в 1970-1990 гг. в регламентах на составление проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (в зависимости от размеров месторождения на уровне 5-9 % от начальных извлекаемых запасов НИЗ). В последнее время вместе с термином "форсированный отбор жидкости" используется более нейтральный (с природоохранной точки зрения) и более емкий термин "интенсификация добычи нефти" (ИДН). Термин "форсированный отбор жидкости" традиционно по В.Н. Щелкачеву ассоциируется с операциями по повышению дебитов обводненных скважин по жидкости по объектам с высокой природной продуктивностью путем смены насосного оборудования на более производительное. Термин "интенсификация добычи нефти" включает понятия как поздней, так и ранней форсировки и подразумевает проведение ФОЖ в комплексе с применением широкого спектра ГТМ. В представленной работе метод базируется на анализе и обобщении длительной истории разработки нефтяных месторождений Самарской области, и поэтому используется в основном традиционный термин ФОЖ с переходом на новую терминологию при рассмотрении объектов, где применялись ГТМ с целью изменения природной продуктивности скважин.
Нефтяная промышленность Советского Союза в послевоенный период развивалась в режиме непрерывного наращивания уровней добычи нефти и темпов выработки выявленных ее запасов на разрабатываемых и вновь вводимых в разработку месторождениях. Основным фактором, обеспечивавшим рост темпов выработки запасов, было повышение активности систем разработки нефтяных месторождений. Первым важным шагом в этом направлении явился переход от законтурного к внутриконтурному заводнению нефтяных залежей, предложенный и реализованный при создании в середине 50-х годов новой системы разработки уникально крупных по размерам нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения. Такая система позволила кардинально ускорить промышленное освоение гигантского Ромашкинского месторождения. За ее создание коллектив ученых ВНИИнефть и производственников во главе с академиком А.П. Крыловым был удостоен Ленинской премии в области науки и техники за 1962 г. Следующим шагом, способствующим повышению темпов выработки запасов нефти, явились блоковые системы разработки нефтяных месторождений, за создание которых институту "Гипровостокнефть" и объединению "Куйбышевнефть" в 1966 г. была также присуждена Ленинская премия. Созданные высокоактивные системы разработки явились гидродинамической базой повышения темпов выработки запасов нефти. Технически задача повышения темпов выработки запасов нефти получила наиболее оптимальное решение с помощью высокопроизводительных электропогружных насосов, вначале применявшихся для ФОЖ на поздней, водной стадии, а затем - для ИДН в основной, маловодный период эксплуатации. Для повышения эффективности и темпа разработки залежей высоковязких нефтей, особенно в случае пескопроявления, важным фактором оказалось применение штанговых винтовых насосов (ШВН). На начальном этапе метод ФОЖ применялся на конечной стадии разработки продуктивных пластов с высокой естественной продуктивностью. В последние годы для создания условий проведения ФОЖ получили широкое применение методы искусственного увеличения низкой продуктивности скважин (гидравлический разрыв пласта (ГРП), пескоструйная щелевая перфорация и т. д.)
Методика оценки технологической эффективности программы "ФОЖ-2000" на месторождениях ОАО "Самаранефтегаз
Для оценки эффективности Программы "ФОЖ-2000" в целом по месторождениям ОАО "Самаранефтегаз" были использованы различные подходы. Во-первых, была применена предложенная Б.П. Усачевым [43] методика прогнозирования добычи нефти по нефтедобывающим районам на поздней стадии разработки, основанная на применении генеральных ХВ. Для прогноза динамики добычи нефти по отдельным скважинам и залежам на поздней стадии разработки в условиях вытеснения нефти водой широко и успешно используют метод экстраполяции ХВ, т. е. фактически наметившихся в процессе разработки зависимостей между накопленной добычей нефти х, воды у И ЖИДКОСТИ Z.
Характеристика вытеснения x=f(z) прямолинейна в безводный период, с началом обводнения в добываемой нефти искривляется и на завершающей стадии разработки при больших расходах воды на вытеснение остаточных запасов нефти асимптотически приближается к линии параллельной оси z, соответствующей конечному КИН. Из-за кривизны ХВ в указанных координатах неудобна для экстраполяции. Для линеаризации криволинейной ее части предложено использовать различные эмпирические зависимости, в частности, зависимость из класса показательной функции z =b а (3) и функций с конечным пределом z/x=a + by, (4) где а, Ъ — постоянные коэффициенты. Зависимость (3) применима для прогноза показателей добычи нефти при обводненности примерно до 70—80 %, а на завершающей стадии эксплуатации скважин и залежей предпочтительнее аппроксимационные формулы с конечным пределом.
В ОАО "Гипровостокнефть" были проведены исследования динамики и общих закономерностей развития процесса добычи нефти по нефтедобывающим районам и производственным объединениям. В частности, решалась задача поиска метода прогнозирования технологических показателей добычи нефти по районам и объединениям в целом, в первую очередь для оперативного текущего планирования добычи нефти. [7]
Анализ накопленных фактических данных показал, что типовые статистические модели динамики рассматриваемого процесса по скважинам, залежам и нефтедобывающим районам в целом имеют много общего. Кривые "добыча нефти — время" как по отдельным залежам и месторождениям, так и по нефтедобывающим районам характеризуются однотипными левыми восходящими ветвями (I стадия разработки), участками стабильной добычи нефти (II стадия) и правыми нисходящими ветвями (III и IV стадии). Такие же стадии выделяются на подобных кривых по нефтяным скважинам. Кривые "добыча жидкости — время" по нефтедобывающим районам на III и IV стадиях, характеризующихся повышенными объемами попутно добываемой воды и являющихся особенно подходящими для применения метода ХВ, идентичны аналогичным кривым по нефтяным залежам. В связи с этим возникла идея исследовать генеральные характеристики вытеснения, т. е. ХВ по нефтедобывающим районам (производственным объединениям).
Результаты выполненных исследований показали, что процесс обводнения добываемой нефти по скважинам, залежам, месторождениям и нефтедобывающим районам подчиняется одним и тем же закономерностям. Следовательно, при изучении динамики добычи нефти по районам можно также успешно использовать метод ХВ. В подтверждение этого на рис. 2.1 для примера приведена генеральная характеристика вытеснения по Самарскому нефтедобывающему району, который, согласно кривой "добыча жидкости — время", находился на III стадии разработки. По- своим параметрам генеральная характеристика, линеаризированная по зависимости (4), не отличается от типичных характеристик вытеснения по отдельным скважинам или залежам. Из рисунка видно, что с 1976 г. (при текущей обводненности 62,5 %) на ХВ наметился устойчиво линейный участок. Начиная с этой даты допустимо ее использование для прогнозирования добычи нефти при текущем планировании и оперативном решении других вопросов. Можно также полагать, что если по рассматриваемому району не будет ввода в разработку значительных новых запасов нефти или кардинального изменения методов разработки, то наметившаяся линейная зависимость не изменится до момента достижения предела рентабельности процесса добычи нефти.
Используя генеральную характеристику вытеснения и предварительно определив суммарный отбор жидкости по всему переходящему фонду месторождений нефтедобывающего района (объединения), можем получить надежные оценки уровней добычи нефти на период до 5 лет.
По этой характеристике для рассматриваемого района была проведена имитация прогноза добычи нефти на 1980—1983 гг. по заданным фактическим отборам жидкости за этот период по параметрам а и b в зависимости (4), полученным методом наименьших квадратов по четырем точкам за 1976—1979 гг. Средняя относительная погрешность прогноза добычи нефти в 1980-1982 гг. не превысила ±1 %. Повышенная относительная погрешность за 1983 г. (- 4,05 %) обусловлена вводом в разработку сравнительно небольшого, но высокопродуктивного нового месторождения, однако при использовании метода генеральных ХВ запланированное подключение новых запасов легко поддается учету.
Концепция независимости конечного КИН песчаных коллекторов от темпа выработки запасов нефти по промысловым данным
В процессе анализа и обобщения опыта применения ФОЖ на месторождениях Самарской области сложилась концепция ФОЖ ОАО "Гипровостокнефть", содержащая следующие принципиальные положения: 1. Темп разработки в песчаниках с высокими ФЕС не является физическим фактором, оказывающим непосредственное влияние на обводненность и КИН [7, 49, 51]. 2. В соответствии с принципом независимости обводненности и КИН от темпа выработки запасов нефти ФОЖ можно проводить на любой стадии разработки, в концепции ФОЖ используются понятия "ранний" и "поздний" ФОЖ. В ранних публикациях для "позднего" ФОЖ кратность увеличения отбора жидкости определялась относительно достигнутого уровня добычи нефти во II стадии, для "раннего" ФОЖ - как превышение темпа добычи нефти во II стадии относительно рекомендованных регламентным документом [РД 39-0147035-207-86 Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений] темпов отбора в зависимости от размеров нефтяных залежей на 5-9 % от НИЗ. 3. Опыт применения ФОЖ из нефтяных залежей в песчаниках с высокими ФЕС с обширными ВНЗ показал, что конусо- и языкообразование не являются серьезными противопоказаниями применению метода [18]. 4. Перевод краевых скважин на ФОЖ после их обводнения до 80-85 % ускоряет обводнение скважин внутренних рядов и резко увеличивает текущий расход воды на вытеснение. Поэтому ФОЖ по ним проводить не рекомендуется, можно продолжать их эксплуатацию без форсирования или переводить во временную консервацию с последующим опробованием на завершающей стадии разработки объекта с целью проверки целесообразности проведения по ним завершающего ФОЖ [18].
Принцип независимости КИН от темпа отбора жидкости впервые был сформулирован на основе обобщения промысловых данных по ФОЖ этапа I [7]. ХВ по нефтяным залежам на месторождении Яблоневый Овраг после 2,4-5,3 кратного увеличения отбора жидкости ХВ не отклонилась от линейного тренда, наметившегося в основной период разработки залежи при низком темпе (рис. 1.1).Отсутствие отклонений ХВ от линейного закона при резких изменениях отбора жидкости послужило основой для вывода о том, что для песчаных коллекторов с высокими ФЕС темп выработки запасов нефти не является физическим фактором, оказывающим влияние на характер обводнения и конечный КИН.
Такой вывод был сформулирован при анализе данных по объектам, находящимся на стадии высокой обводненности.
Проводился постоянный поиск более доказательных промысловых данных по проблеме "Темп отбора - КИН". Такие данные были получены в 2005 г. при анализе и обобщении опыта разработки Белозерско-Чубовского месторождения (БЧМ) Самарской области.
БЧМ по классификации ГКЗ РФ относится к крупным нефтяным месторождениям, по начальным геологическим (НГЗ) и начальным извлекаемым запасам (НИЗ) занимает 5 место в списке крупнейших нефтяных месторождений в Самарской области, расположено в 45 км к северо-востоку от г. Самара (рис. 3.1), открыто в 1957 г., введено в разработку в 1958 г. [28].
В тектоническом отношении БЧМ приурочено к пологой брахиантиклинальной складке широтного простирания и асимметричного строения, осложненной куполами в пределах западной, центральной и восточной частях структуры. Месторождение многопластовое, в его разрезе выявлено 9 продуктивных пластов и 40 отдельных нефтяных залежей с НГЗ диапазоне от 4 до 18657 тыс. т.
Основным объектом разработки на месторождении и объектом настоящего исследования является пласт Бг бобриковского горизонта нижнего карбона, содержащий в границах нефтеносности 7 отдельных залежей, приуроченных к локальным структурным поднятиям (куполам).
По основным залежам (№№1 _ 3) средние значения нефтенасыщенной толщины меняются от 9,6 до 11,8 м (табл. 3.1). Расчлененность пласта плотными прослоями средняя, в частности, по залежам №№1 - 3 коэффициент расчлененности Кр изменяется в пределах 3,06-4,16. Плотные прослои в границах залежей № 1и № 3 в основном имеют линзовидный характер и быстро выклиниваются от скважины к скважине (рис. 3.3а и З.Зв). По залежи №2 расчленяющие прослои более выдержаны по площади и здесь, судя по профильному сечению (рис. 3.36), возможно образование в отдельных слоях песчаника на границе их выклинивания тупиковых и застойных зон. По классификации ВНИИ (Е.И. Семин и др.) коллектор залежи № 2 относится к сильно прерывистому (Кп = 0,46), залежей №№ 1, 3, 4 и 5 - к прерывистому (Кп = 0,67-0,72) и залежей №№ 6 и 7 - к непрерывному типу.
В нижней, более заглинизированной части бобриковского горизонта, на отдельных участках выделяются 1-2 слоя нефтенасыщенного песчаника толщиной порядка 2-3 м, часто линзовидного типа, который индексируются как пласт Б3. При пересчете запасов нефти БЧМ в 2005 г. [27] он совмещен с пластом Б2 в один объект Б2+Бз, однако доля последнего в нефтенасыщенном объеме объекта невелика.
Песчаники пласта Б2 характеризуются высокими ФЕС - пористость составляет 22-23 %, проницаемость меняется в пределах от 0,898 до 1,141 мкм , начальная нефтенасыщенность - от 90 до 97 %. Нефти пласта Б2 относятся к нефтям средней вязкости, ее значения в пластовых условиях составляют величину от 4,17 до 5,77 мПа с. Пластовая нефть недонасыщена газом, давление насыщения в среднем равно 3,8 МПа или порядка 20 % от начального пластового давления, количество растворенного газа невелико и в среднем равно 21 м /т. Суммарное НГЗ по залежам оценивается равным 40,080 млн. т, из них 93 % приходится на долю трех основных залежей.
По итогам разработки этого месторождения представилось возможным продолжить изучение и уточнить проблемы "КИН - темп отбора жидкости", изложенные в [7] результаты ранее проведенных исследований по промысловым данным разработки месторождения Яблоневый Овраг, для которого характер влияния темпа разработки на КИН оценивался по поведению характеристики вытеснения нефти водой при переводе отдельных залежей на поздней стадии разработки на ФОЖ.
Новые исследования влияния темпа добычи нефти на КИН по материалам разработки БЧМ проведены методом сравнения идентичных ХВ по двум залежам - аналогам. В рассматриваемом случае такими аналогами оказались залежи пласта Б2 №1 на западном и №3 на восточном куполах (рис. 3.2).
Эти залежи являются близкими аналогами по геологическому строению и геолого-физической характеристике (табл. 3.1), но антиподами по темпу выработки извлекаемых запасов нефти. В начале 80-х годов Миннефтепром СССР обязал производственное объединение "Куйбышевнефть" увеличить текущую добычу нефти. В связи с этим по ряду высокопродуктивных месторождений Самарской области с помощью импортных высокопроизводительных насосов приступили к ФОЖ.
Залежь №1 введена в разработку в 1958 г. и разрабатывалась в щадящем режиме выработки запасов нефти, а залежь № 3, открытая на 16 лет позднее и введенная в разработку в 1974 г., попала в опытно-промышленный эксперимент применения раннего интенсивного ФОЖ, начавшегося вскоре после ее ввода в разработку. Залежь № 3 была переведена на ФОЖ в конце 1977 г. при степени выработки НИЗ и текущей обводненности, равных соответственно 8,3 и 0,6 %. При переводе на форсировку глушили 200-300-тонные фонтаны нефти с последующим пуском скважин в эксплуатацию электропогружными насосами с производительностью до 1200 м /с, что позволило при ограниченном фонде добывающих скважин достичь по объекту 3-х летнего пикового 14 %-го годового темпа выработки НИЗ вместо 6-летнего стабильного 6 %-го годового темпа по залежи №1.
Опыт проведения ФОЖ по низкопродуктивному пласту Дк Белозерско-Чубовского месторождения в комплексе с ГРП
В программе "ФОЖ-2000" (глава 2), в отличие от практики предшествующих лет, предусматривалось проведение ФОЖ по объектам с пониженными коллекторскими свойствами, причем по ним перед форсировкой проводились мероприятия по повышению продуктивности скважин с помощью ГРП и других ГТМ.
Пласт Дк на БЧМ Самарской области характеризуется невысокой природной продуктивностью. Залежь нефти в терригенном пласте Дк литологически экранирована с запада и востока.
На Белозерско-Чубовском месторождении в период с 2002 по 2004 гг. была проведена серия ГРП терригенного пласта Дк тиманского горизонта в среднем девоне с проницаемостью 250 мД. Конфигурация залежи и расположение скважин показаны на рис. 4.1.
Залежь введена в разработку в 1960 г. За весь период разработки было добыто 4268,12 тыс. т нефти, из которых 654,5 тыс. т с обводненностью менее 10 %. Степень выработки на 1.01.2006 г. составила 65,5 %, текущая обводненность - 59,6 %, текущий КИН - 0,371 при утвержденном - 0,567.
Разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления с 1973 г. путем внутриконтурного заводнения по линейно-очаговой системе. На 1.01.2006 г. в пласт закачано 6395,29 тыс. м , накопленная компенсация отбора жидкости составляет 93,1 %.
Залежь условно делится на две части — северную и южную. Северная часть залежи Дк разрабатывается с 1960 г. и на 01.01.2006 г. находится на III стадии разработки. Южная часть залежи разрабатывается с 1973 г., на 01.01.2006 г. находилась во II стадии, характеризующаяся максимальной добычей нефти. пласта непроницаемыми породами ро водили ГРП в период с 2000-2004 гг.
Для повышения продуктивности и дебитов скважин проводился комплекс ГТМ: СКО с ПАВ в скв.258, 602, 751, обработка призабойной зоны горячей нефтью в скв.732, 733, 734, 735, вторичное вскрытие пласта в скв.208, 356, ГРП (скв.240, 258, 266, 308, 500, 707, 708, 731, 733, 734, 737, 739, 745, 746, 749), дополнительная перфорация в скв.731, депрессионная перфорация в скв.240, 256, 608, 733, 745, комплексная ОПЗ в скв.240, 732, 748, ЭЦН увеличение производительности (скв.240, 258, 266, 269, 308, 500, 608, 707, 708, 731, 733, 734, 737, 739, 742, 743, 744, 745, 746, 747, 748, 749, 750, 751) и т.д. Основным из ГТМ является ГРП, проводившийся фирмой Schlumberger. Дебит скважин до проводимых мероприятий в 2000 г. по северному участку в среднем составлял 12,2 т/сут по нефти и 13,8 т/сут по жидкости при обводненности добываемой продукции 12,2 %. После проведения мероприятий по интенсификации дебит скважин составлял в 2003 г. 40,7 т/сут по нефти и 45,2 т/сут по жидкости при обводненности 10 %, в 2004-2005 гг. произошло резкое увеличение обводненности, в 2005 г. до 72,7 %, дебит жидкости составляет 78,6 т/сут, дебит нефти 21,4 т/сут.
По южному участку до проведения мероприятий дебит нефти в 2000 г. в среднем составлял 33,0 т/сут, дебит жидкости 34,7 т/сут, среднегодовая обводненность продукции 4,7 %, в 2004 г. дебит по жидкости составлял 94,9 т/сут, по нефти 66,5 т/сут, обводненность продукции 29,9 %.
Показатели работы некоторых скважин до и после проведения мероприятий по интенсификации добычи в период с 2000 по 2005 гг. представлены нарис. 4.3.
В целом от проведенных мероприятий дополнительная добыча нефти, определенная по графикам на рис. 4.4 (а, б) по северному участку с 2000 по 2005 гг. составила 109 тыс. т и по южной части залежи дополнительная добыча нефти в период с 2000 по 2005 гг. составляет 398 тыс. т.
При общем положительном эффекте гидроразрыва пласта существуют проблемы, которые технически осложняют эксплуатацию скважин и тем самым снижают технологический эффект. Основная причина - вынос пропанта из призабойной зоны пласта, высокое содержание КВЧ в продукции скважин, что выводит из строя спущенные в скважины электроцентробежные установки.
Проблема выноса песка в мировой практике добычи нефти из песчаных пластов является одной из наиболее сложных технических проблем, требующей огромных капитальных вложений и материальных затрат. Так, например, по оценке Elf Aquitaine только при разработке нефтяных месторождений Северного моря пришлось пробурить активных скважин на 70 % больше, чем это потребовалось бы в случае отсутствия проблемы песка [60]. По данным на 2002 г. компания British Petroleum около 60 % своей добычи нефти, составляющей более 300 тыс. м /год, производит на месторождениях, где необходимо осуществлять борьбу с поступлением песка. В 2005 г. около 400 тыс. м нефти будет произведено на месторождениях, где песок является потенциальной проблемой. Большое количество скважин компании являются морскими, что серьезно осложняет задачу борьбы с песком [57].
В Самарской области около 60 % начальных геологических запасов нефти приходится на долю песчаных коллекторов, разработка которых до последнего времени осуществлялась без осложнений. Впервые пескопроявление в области было обнаружено примерно в 2002 г.
