Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности геологического строения и разработки залежей нефти, приуроченных к карбонатным отложениям 7
1.1 Общие положения 7
1.2 Характеристика карбонатных коллекторов и их фильтрационно-емкостные свойства 7
1.3 Опыт разработки нефтяных месторождений республики Татарстан, приуроченных к карбонатным отложениям 18
1.4 Технология водогазового воздействия как эффективный метод увеличения нефтеотдачи месторождений нефти, приуроченных к карбонатным
отложениям (аналитический обзор лабораторных исследований) 26
1.5 Краткий обзор промышленного применения водогазового воздействия на пласты 45
1.6 Выводы к главе 47
2 Лабораторные исследования по вытеснению нефти водой и водогазовой смесью из известняков турнейского яруса Алексеевского месторождения 49
2.1 Экспериментальная фильтрационная установка 49
2.2 Методика проведения опытов по вытеснению нефти водой и водогазовой смесью 49
2.3 Исследование физических параметров нефти при взаимодействии с закачиваемым газом при пластовых условиях 53
2.4 Описание и анализ результатов опыта по вытеснению остаточной нефти (после заводнения) водогазовой смесью 56
2.5 Адаптация результатов лабораторных исследований к геолого-физическим условиям залежи нефти и промышленного внедрения ВГВ 66
2.6 Выводы к главе 68
3 Новая комплексная технология разработки неоднородных коллекторов с использованием водогазового воздействия в сочетании с гидродинамическими методами воздействия на пласты 71
3.1 Обзор запатентованных технологий водогазового воздействия на продуктивный пласт 71
3.2 Исследование влияния нестационарного режима работы скважин на коэффициент охвата заводнением зонально неоднородного пласта 76
3.3 Новая комплексная технология разработки неоднородных коллекторов 90
3.4 Выводы к главе 96
4 Технико-экономическая эффективность внедрения новой технологии разработки на опытном участке Алексеевского месторождения 97
4.1 Краткий анализ текущего состояния разработки турнейского яруса в блоке № 1 Алексеевского месторождения 97
4.2 Технологическая эффективность новой комплексной технологии воздействия на трещиновато-поровые карбонатные коллектора 120
4.3 Технико-экономический анализ вариантов разработки 131
4.4 Техника и технология приготовления и закачки водогазовых смесей в пласты... 138
Заключение 144
Список литературы
- Характеристика карбонатных коллекторов и их фильтрационно-емкостные свойства
- Экспериментальная фильтрационная установка
- Обзор запатентованных технологий водогазового воздействия на продуктивный пласт
- Краткий анализ текущего состояния разработки турнейского яруса в блоке № 1 Алексеевского месторождения
Введение к работе
В современных условиях увеличение добычи нефти в республике Татарстан
связано с ускорением промышленного освоения новых месторождений и залежей,
% приуроченных к карбонатным коллекторам, а также с совершенствованием технологии
разработки старых месторождений на основе научно-технических достижений и передового производственного опыта. Возрастающее значение карбонатных залежей как источников добычи нефти в период истошения запасов в высокопродуктивных коллекторах обусловлено следующими факторами:
практически повсеместным распространением карбонатных коллекторов с установленной промышленной нефтеносностью. В республике Татарстан к карбонатным коллекторам относится около 22 % всех начальных балансовых запасов нефти объединения «Татнефть». При этом доля карбонатов в балансе запасов 8 крупных месторождений республики составляет 7,5 %, а 12 небольших месторождений - 63,3 % [83].
низкой степенью промышленного освоения балансовых запасов нефти. Так за 60 лет разработки карбонатов месторождений Татарстана выработанность запасов составляет всего лишь 15,1 %.
ростом доли карбонатных коллекторов в общем балансе остаточных запасов нефти за счет опережающей выработки более продуктивных терригенных пластов.
В отличие от карбонатов Пермской, Самарской и Оренбургской областей в Татарстане нет высокопродуктивных (высокопроницаемых) карбонатных коллекторов, условия их залегания хуже и сложнее, значительная часть этих запасов относится к трудноизвлекаемым. Поэтому богатейший опыт разработки карбонатов месторождений Урало-Поволжья для условий Татарстана не всегда применим, что предполагает создание принципиально новых технологий нефтеизвлечения, адаптированных к конкретным объектам разработки. Именно это положение является стержнем современной научно-технической политики многих нефтяных компаний, занимающихся разработкой нефтяных месторождений Татарстана.
В связи с этим, создание новых эффективных технологий разработки таких залежей нефти для получения высоких текущих отборов нефти и достижения высоких коэффициентов нефтеизвлечения является одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяной промышленностью.
Цель работы.
Повышение эффективности разработки неоднородных карбонатных коллекторов за счет совершенствования технологии водогазового воздействия в сочетании с гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи пластов.
Основные задачи работы.
Проведение лабораторных исследований на естественных кернах турнейского горизонта Алексеевского месторождения по оценке эффективности водогазового воздействия.
Определение оптимальных параметров технологии водогазового воздействия для достижения максимального коэффициента нефтеизвлечения .
Создание эффективных комбинированных технологий водогазового воздействия при упругом режиме работы пластов.
Научная новизна.
Впервые в лабораторных условиях проведена оценка коэффициента вытеснения вязкой нефти (23,4 мПа-с) в пластовых условиях из карбонатного коллектора с пористостью 12 % водогазовой смесью, состоящей из сточной воды и попутно добываемого газа.
Установлены зависимости изменения вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти при растворении в ней попутно добываемого газа, а также фазовые проницаемости для нефти и воды при водогазовом воздействии.
Получено оптимальное соотношение долей в смеси вытесняющих агентов (сточная вода + попутно добываемый газ) для достижения максимального прироста коэффициента вытеснения.
Создана комбинированная технология, сочетающая водогазовое воздействие с нестационарным воздействием на неоднородные по фильтрационно-емкостной характеристике пласты для испытания в промысловых условиях.
Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на лабораторных и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическом моделировании фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе.
Основные защищаемые положения. 1. Технология водогазового воздействия на карбонатные коллектора с вязкой нефтью (более 20 мПа-с), эффективность которой установлена экспериментально путем закачки ГЖС в продуктивный пласт, который способствует приросту коэффициента
вытеснения на 11 % на любой стадии заводнения при оптимальных объемах закачиваемых в пласт агентов.
Пределы оптимальных соотношений долей водогазовой смеси в пластовых условиях численными значениями которых являются соотношения — 3 части воды : 1 часть попутно добываемого газа.
Механизм регулирования работы добывающих и нагнетательной скважин усиливающий водогазовое воздействие на пласты путем создания переменных во времени режимов отбора и нагнетания.
Новая технология разработки карбонатных коллекторов водогазовым воздействием в сочетании с упругим режимом работы пластов.
Практическая ценность и реализация работы. 1. Результаты диссертационной работы использованы при составлении «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью», утвержденной к внедрению территориальным отделением ЦКР по РТ 11 декабря 2003 года. 2 Внедрение нового способа разработки трешиновато-пористых карбонатных коллекторов водогазовым воздействием на опытном участке Алексеевского месторождения позволит по сравнению с заводнением дополнительно добыть за проектный срок разработки 176,0 тыс.т нефти, увеличить проектный коэффициент нефтеизвлечения с 0,175 до 0,231 д.ед и получить дополнительный доход,государства в размере 91,3 млн.руб (в экономических условиях 2003 г). Апробация работы.
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (2001-2004 г.г.), научно-технических советах «ТатНИПИнефть», НГДУ «Бавлынефть» и ОАО «Татнефть» (2001-2003 г.г.), Ассоциации малых и средних нефтегазодобывающих организаций («АССОНефть», 2002-2004 г.г).
Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе одна научная статья самостоятельно и 15 в соавторстве. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения новой технологии на Алексеевском месторождении.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы из 200 наименований. Работа изложена на 153 страницах, в том числе содержит 25 таблиц, 50 рисунков.
Характеристика карбонатных коллекторов и их фильтрационно-емкостные свойства
Нефтяные месторождения и залежи, запасы которых сосредоточены в карбонатных отложениях, представленных трещиновато-поровыми коллекторами, распространены во всех крупных нефтегазодобывающих провинциях мира. На долю карбонатов приходится более 40 % мировых запасов нефти и около 60 % её мировой добычи [31]. Эти факты обуславливают постоянный интерес нефтяных компаний к проблемам, связанными как с многосторонними научными исследованиями, так и с практическими вопросами нефтедобычи из залежей нефти, приуроченных к карбонатным отложениям. Поэтому надо отметить, что в настоящее время проблемы нефтедобычи из карбонатных отложений освещены в научно-технической литературе достаточно широко.
Обобщение опыта разработки старых месторождений Восточного Предкавказья, Оренбургской области, Урало-Поволжья, приведенное в работах Викторина В.Д., Лыкова Н.А.. Гавуры В.Е., Майдебора В.Н., Саттарова М.М.. Абызбяева И.И., Аширова К.Б-І Сазонова Б.Ф., Ковалева B.C., Шустефа И.Н., Свишева М.Ф., Амелина И.Д., Сургучева МЛ., Швецова И.А., Шаймуратова Р.В., Смехова Е.М. [31, 77, 3, 150; 29, 10, 32, 37, 67, 149, 157, 177, 178, 152, 175, 9, 148, 147, 154], а также в работах зарубежных исследователей [195, 184, 181, 191, 188, 200, 189, 197, 198, 199, 89], дает полное представление о состоянии изученности проблемы.
Карбонатные породы в основном сложены из двух минералов - кальцита и доломита - и, чаше всего, остаются вблизи места своего происхождения. Исключением являются известковые песчаники или карбонатные арениты, которые формируются когда карбонатные породы разрушаются ветром или водой, а затем транспортируются и переотлагаются. Известковые песчаники обладают многими текстурными и петрофизическими характеристиками силико-кластических песчаников, сохраняя в то же время минералогию и микропористость карбонатов. Карбонаты формируются в мелко- и глубоководной морской обстановке, эвапоритовых бассейнах, озерах и эоловых пустынях. В прошлом большая их часть отложилась в мелководных морских условиях, но наиболее распространенные типы современных карбонатов формируются в глубоких водах.
Карбонатные породы химически нестабильны и подвержены значительным изменениям, таким как растворение минералов и доломитизация — замещение карбоната кальция карбонатом магния. Карбонаты содержат множество сложных частиц, включая чрезвычайное разнообразие биологического генезиса, и имеют сложное поровое пространство (например, см. рисунок 1.1). Этот факт усложняет прослеживание фации в карбонатном коллекторе и оценку продуктивности данного карбонатного комплекса. Типичная карбонатная порода состоит из зерен, скелета (матрицы) и цемента. Зерна являются либо фрагментами скелетов небольших организмов, либо частицами, осажденными из обогащенных кальцием вод. Последние включают ряд маленьких, аккреционных зерен, определяемых согласно их размеру. генезису и внутренней структуре Матрица представляет собой литнфицнрованный седпментацнонный ид, который заполняет большую часть пространства, не заполненного зернами. Существует несколько источников тонкозернистого ила карбонатсті химическое осаждение, распад скелетного материала на более мелкозернистый, останки водорослей и другие источники При литнфикации ил превращается в очень мелкозернистый кальцит, называемый микрптом. Цемент описывает кристаллический материал, который формируется в большей части пространства, незаполненного зернами и матрицей, или между самими зернами, связывая их. Цемент может состоять из кристаллов различного размера в зависимости от своего состава, условий кристаллизации и объема заполняемого пространства.
При классификации спектра типов карбонатных пород на основе внутренней структуры и текстуры породы Данхэм [ 184] выделяет следующие типы (рис. 1.2). Аргиллит состоит в основном из матрицы, в которой размещается относительно малое количество зерен. В вакките также преобладает матрица, но процент зерен выше. В «уплотненных породах» уже достаточно зерен для образования каркаса - матрица заполняет оставшееся беспоровое пространство.
Зернистый известняк включает множество зерен, формирующих каркас, и содержит, соответственно, меньший процент матрицы. И, на коней, термин «сцементированные породы» применяется для описания пород, в которых первоначальный материал создавал каркас породы в процессе седиментации, те как в рифах Кристаллизованный (карбонат) - термин, применяемый для породы, утратившей осадочную текстуру в связи с диагенетической кристаллизацией, например, доломитизацией. Время и диагенез, как правило, приводят к снижению пористости (рис. 1.3). Молодые карбонаты обычно имеют пористость около 60%. Старые карбонаты - только 1-2%. Карбонаты-коллекторы сохраняют пористость порядка 5-15%, главным образом благодаря тому, что присутствие углеводородов препятствует дальнейшему разрушению пористости.
Определение петрофизических параметров карбонатных пород, таких как насыщенность и проницаемость, является наисложненшей задачей. Причиной этого, прежде всего, является сложный диагенез и возникшие из-за него сложные системы пор большинства карбонатных пород. Аналитики данных ГИС разделяют пористость на первичную и вторичную, где первичная пористость существует во время формирования породы, а вторичная появляется как результат зрелости породы и превалирования диагенеза. Более детальная классификация Чокегта и Прея [181] содержит чрезвычайное разнообразие форм и размеров пор в карбонатах (рис. 1.4).
Классификация пористости карбонатов по Чокетту ч Прею: избирательная по материал} пористость включает межзерновую пористость: внутризерновую пористость в первоначальных зернах каркаса; межкристаллическую пористость внутри кристаллизованного мшфнта и/или доломита: пористость отпечатков в результате растворения зерен; фупномас штабную пористость каркаса, называемую фенестральной пористостью И возникающую обычно при растворении водорослевых микритовых отложений: первичную пористость, описывающую перовое пространство, которые сохраняется в результате больших перекрывающих зерен: пористость роста каркаса, которая является естественным продуктом жизнедеятельности, например коралловых рифов. Неизбнрательная пористость включает трещинную перистость; канальную пористость, вызванную интенсивным выщелачиванием; кавернозную пористость, которая возникает в результате обширного растворения материала и не сохраняет следов первоначального зерна; крупную карстовую пористость, возникающую в результате очень интенсивного и происшжительного выщ&тачивания. Пористость, которая может относиться и к тем и к другим включает брекчиевую, фукоидную и фитоморфозную (ходы илоедов) и усадочную пористость. Разнообразие типов пор объясняет неоднозначность определения проницаемости. Каверны и другие сходные пустоты могут создать высокую пористость, но сообшаемость пор может и не существовать в карбонатах. И, что еще хуже, хаос может царить на всех уровнях. Иногда даже цельный керн может оказаться непредставительным. Разброс значений проницаемости, замеренной в различном масштабе, может быть следствием неоднородности или анизотропии породы. Единственный надежный способ оценить проницаемость в масштабе пласта - это промысловые испытания.
Экспериментальная фильтрационная установка
Исследования по оценке эффективности закачки водогазовои смеси в известняки турнейского горизонта Алексеевского месторождения проведены на фильтрационной установке, принципиальная схема которой приведена на рисунке 2.1. Фильтрационная установка состоит из пяти основных блоков: питающая система - датчики постоянного расхода жидкости и газа (16), разделительные емкости (колонки 7, 8 и 9) с жидкостями (газом), стойки (манифольды) с манометрами (20,23); кернодержатель со всесторонним обжимом пористой среды в термостатирующей рубашке (1); система сбора вытесненных жидкости и газа - мерники на давление 11 МПа и 30 МПа (5,6); контрольно-измерительная система - дифференциальный манометр типа «Сапфир» или U- образный ртутный манометр (2), стойки с манометрами (3,4); подсобное оборудование: ручные насосы - плунжерный (15) и поршневой (22), разделительные емкости (10,11), стойки с манометрами (12,13,20,21), трубопроводы. Установка оснащена кернодержателями под керны диаметром 28-29 мм и 39-40 мм. Максимальная дина составного керна 920 мм. Диапазон регулирования температуры от 20 до 110 С. Максимальное пластовое давление 30 МПа. Установка может обеспечивать минимальный расход флюидов 0,3 см3/час.
Для воспроизведения реальных геолого-физических условий залежи нефти и процессов, происходящих при закачке воды и водогазовои смеси, в лабораторных условиях соблюдалось следующее: линейная модель пласта представлена образцами известняка, отобранными из скважины №6320 в интервале 1501-1506 м Алексеевского месторождения.
Схема экспериментальной установи Проницаемость модели 0,056 мкм, что практически соответствует проницаемости, принятой для проектирования. Исходные параметры модели приведены ниже: в образцах известняка, слагающих модель пласта, создавалась связанная вода в количестве 21,6-22,4 %, что соответствует натурным значениям этого параметра; в опытах использовалась рекомбинированная проба нефти, которая по своим физико-химическим свойствам не отличается от пластовой нефти, отобранной также из скважины №6320; в качестве вытесняющих агентов использовались пластовая вода (вязкость - 1,51 мПа.с при 25 С) и рекомбинированная проба газа, сжигаемого на факеле; при проведении опытов соблюдались термобарические условия залежи нефти (Г=25С,Р=11МПа). Исходные параметры линейной модели пласта, используемой в опытах, представлены в таблице 2.1.
Подготовка модели к опытам велась согласно ОСТ [96]. В образцах, слагающих модель пласта, создавалась связанная вода капиллярной вытяжкой. Контроль- за замещением керосина нефтью осуществлялся путем замера газосодержания в исходной нефти и в нефти, поступаемой из модели пласта: фильтрация нефти прекращалась только в том случае, если газосодержание в нефти, поступаемой из модели пласта, не отличалось по величине от газосодержания в исходной нефти. При насыщении пористой среды нефтью выполнялись также рекомендации, изложенные в работе [135].
Рекомбинированная проба нефти готовилась из безводной дегазированной нефти турнейского яруса, путем растворения в ней соответствующих индивидуальных компонентов углеводородного газа. Физические свойства пластовой нефти и рекомбинированной пробы нефти представлены в таблице 2.2. В лабораторных опытах в качестве газового агента использовалась рекомбинированная проба попутно добываемого газа, компонентный состав которого соответствует составу газа, сжигаемого на факеле (таблица 2.3).
Исследования по растворимости газа в нефти проведены на специальной установке, включающей бомбу PVT, два измерительных пресса и две разделительные колонки.
Методика проведения исследований заключалась в следующем. Бомба PVT при давлении 11 МПа и температуре 25С заполнялась расчетным количеством рекомбинированной пробы нефти. Затем в бомбу PVT закачивался определенный объем газа при сохранении давления 11 МПа. Производилось перемешивание нефти и газа до полной стабилизации давления, равного 11 МПа. После чего из бомбы PVT отбиралась проба нефти и определялись плотность, вязкость, газосодержание и объемный коэффициент.
Исследовалась система (нефть+газ), где количество газа составляло 10,20, 30,40 и 50 % от исследуемого объема смеси. Результаты исследований приведены в таблице 2.4 и рисунке 2.2.
Экспериментально установлено, что при растворении попутно добываемого газа в нефти плотность и вязкость уменьшаются, а объемный коэффициент и газосодержание увеличиваются (рисунок 2.2). Изменение физических параметров нефти тем больше, чем больше газа в смеси. Наиболее резкое изменение указанных параметров нефти отмечается при содержании газа в смеси до 30 %, затем темп изменения параметров уменьшается.
Согласно [158] пластовые нефти турнейского яруса Алексеевского месторождения относятся к нефтям повышенной вязкости. В результате растворения попутно добываемого газа пластовая нефть приобретает свойства средневязких нефтей, что благоприятно скажется на процессе извлечения ее из пласта.
Исходя из полученных результатов по взаимодействию закачиваемого газа с нефтью можно утверждать, что вытеснение нефти из известняков турнейского яруса Алексеевского месторождения будет протекать в режиме ограниченной растворимости фаз (нефть-газ). Известно, что при лабораторной оценке эффективности вытеснения нефти каким-либо агентом необходима информация о насыщенности пористой среды флюидами. При отсутствии соответствующих приборов для измерения этих параметров, как правило, используется расчетный способ — метод материального баланса. Использование этого метода при закачке газа предполагает знание величины коэффициента сжимаемости (Z), используемого углеводородного газа.
Обзор запатентованных технологий водогазового воздействия на продуктивный пласт
Первые авторские свидетельства на изобретения в области изучения эффективности технологии водогазового воздействия (ВГВ) на нефтенасышенные коллектора были получены в Советском Союзе еще в 40-е годы прошлого века [62, 3]. Разумеется, они носили в большей степени поисковый характер и ставили целью качественное изучение метода.
За минувшие с тех пор более полувека российскими и зарубежными учеными был проведен огромный объем работ по уточнению качественных и количественных характеристик различных методов и технологий ВГВ. Однако на всех этапах развития вопроса, эти исследования в большей степени затрагивали вопросы повышения эффективности физико-химических механизмов взаимодействия закачиваемых агентов вытеснения с. пластовыми флюидами. На их основе было реализовано значительное количество успешных проектов по закачке газа и водогазовых смесей в пласт. Вместе с тем, вопросы организации системы ВГВ на поверхности, выбора того или иного оборудования и схемы обвязки оставались проработанными в меньшей степени.
За последние тридцать лет разработкой различных аспектов газового воздействия в большей или меньшей степени занимались многие известные российские нефтяники. Среди них Аббасов Э.М., Баишев Б.Т., Горбунов AT., Грайфер В.И., Ишкаев Р.К.,. Крючков В.И., Лысенко В.Д Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Муслимов Р.Х., Романов Г.В.,Сафронов СВ., Соловьева В.Н., Степанова Г.С., Сургучев М.Л. , Халиков Г.А., Хисамов Р.С, Хусаинов В.М., Шахвердиев А.Х., и многие другие. В Татарстане одним из первых вопросами технологии закачки газовых агентов в пласт в 70-е годы прошлого века начал заниматься В.Д. Лысенко. Совместно с коллективом авторов из «ТатНИПИнефти» были предложены технологии закачки газа в водоносную часть залежи с целью последующего удаления подвижной воды и снижения вязкости нефти, чередования оторочек газа и вязкой нефти [124, 125]. В последующем, уже в рамках компании ОАО «РИТЭК», эти разработки продолжались [114].
А.Х. Мирзаджанзаде с соавторами в 1979 году был предложен способ вытеснения жидкости из слоисто-неоднородного пласта закачкой оторочки раствора пенообразующего вещества и газа по определенному импульсно-циклическому режиму [126]. Особенностью данного изобретения явился подход в определении частоты закачки с учетом пористости, проницаемости и характерного давления пласта, вязкости образуемой пены и длины зоны пенообразования.
В начале 80-х учеными Башкирского государственного университета был предложен способ разработки нефтяной залежи, отличающийся тем, что с целью предотвращения прорывов воды и газа в нефтяную область, перед нагнетанием воды осуществляют закачку широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) в область газонефтяного контакта, а воду нагнетают в верхнюю часть залежи [103]. Другим способом предотвращения прорыва газа по трещинам в зону отбора нефти явилась технология разработки рифовых залежей с трешинно-порово-кавернозными коллекторами, предложенная сотрудниками ВНИИнефти СВ. Сафроновым, М.Л. Сургучевым, Б.Т. Баишевым и др. [104].
В 90-х годах наблюдается всплеск интереса к методам водогазового воздействия на продуктивные коллектора. В том же ВНИИнефти предлагается способ разработки залежи вязкой несЬти, отличающийся тем. что соотношение закачиваемых объемов газа и воды ставится в зависимость от вспенивающей способности нефти при пропускании через нее закачиваемого газа, растворимости газа в нефти и ее объемного коэффициента. Были предложены соответствующие расчетные формулы [105].
В Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина коллектив авторов предложил несколько способов разработки залежей на режиме растворенного газа, основанных на комбинированном использовании закачки воды, сухого и обогащенного газа, причем закачка должна осуществляться как в нагнетательные, так и в добывающие скважины, в которые произошел прорыв газа или воды [109, 111].
Способ одновременно-раздельной закачки газа и воды через одну водогазовую нагнетательную скважину был разработан В.Ф. Сомовым и А.К. Шевченко [107]. Способ подразумевает закачку воды и газа в разные интервалы продуктивного пласта. Его отличие состоит в том, что давление закачиваемой воды на устье поддерживается в соответствии с предлагаемым аналитическим выражением, в котором учитывается, в частности, давление газа на устье скважины, среднее значение коэффициента сверхсжимаемости по стволу скважины, коэффициент гидравлического сопротивления для закачиваемых воды и газа, ряд других гидравлических характеристик.
Научно-производственным управлением ОАО «Оренбургнефть» запатентован способ воздействия на неоднородный нефтяной пласт, суть которого сводится к выбору ряда скважин, более перспективных для интенсификации нефтедобычи, и увеличению отборов жидкости из них в процессе воздействия на пласт водогазовой смесью [ПО]. Выбор скважин осуществляется на основе использования коэффициентов ранговой корреляции Спирмена между дебитами жидкости и нефти; жидкости и воды; жидкости и месячных значений газового фактора каждой из скважин.
Способ разработки нефтегазовых залежей, отличающийся тем, что поддержание пластового давления осуществляется заводнением газонасышенной зоны и закачкой газа в водонасышенную зону в равных или близких по значениям объемах, разработан и запатентован в ОАО «Запсибгазпром» [113].
Сотрудниками НГДУ «Азнакаевнефть» (Татарстан) в качестве водогазовой смеси предложено использование подземных естественных водогазовых смесей продуктивного горизонта или нижележащих горизонтов, причем извлечение подземной естественной водогазовой смеси и ее нагнетание в пласт осуществляется посредством использования жестко-герметичной системы межскважинной перекачки [115].
Целый ряд изобретений в области способов разработки нефтяных залежей с применением газовых агентов запатентован коллективом автором во главе с А.Х. Шахвердиевым [112, 117]. Их общая основа — достаточно сложная технология использования в процессе нагнетания газовыделяюших агентов, поверхностно-активных веществ, а также рН-регуляторов для замедления реакции газовыделения. В качестве газовыделяющих агентов предлагается использовать водорастворимые соли угольной кислоты, соли щелочных металлов азотной кислоты, а также соляную кислоту. Как вариант инициирования газообразования в пластовых условиях рассматривается возможность закачки однофазного газового раствора в воде в предпереходном фазовом состоянии при соотношении объемов газа к воде, обеспечивающем полное насыщение воды газом при пластовых условиях.
Краткий анализ текущего состояния разработки турнейского яруса в блоке № 1 Алексеевского месторождения
На территории Татарстана на сегодняшний день открыт целый ряд небольших по объему и трудноизвлекаемых по категории запасов нефти месторождений, активная разработка которых сдерживается рядом возникающих технических и технологических проблем, обусловленных особенностями строения продуктивных коллекторов, составом и свойствами добываемой нефти. Одним из таких месторождений является Алексеевское месторождение, открытое в 1962 г. Промышленная разработка пашийского горизонта была начата в 1965 году; кизеловского.данково-лебедянскога И старооскольского горизонтов в 1978 году; бобриковского — в 1979 году, муллинского и заволжского — в 1983 году. Эксплуатация залежей осуществляется на естественном режиме фильтрации.
Для Алексеевского месторождения предлагается реализация схемы поддержания пластового давления и интенсификации разработки путем осуществления водогазового воздействия (ВГВ) на пласт. Данная технология позволяет решить следующие задачи: 1) утилизация попутно добываемого газа и улучшение экологической обстановки в районе разработки месторождения за счет использования в качестве рабочего агента (ВГВ) попутного нефтяного газа, сжигаемого на факелах; 2) существенное увеличение нефтеотдачи за счет повышения коэффициентов вытеснения и охвата; 3) снижение вязкости пластовой нефти; 4) сохранение углеводородного сырья; 5) поддержание пластового давления и, соответственно, более высоких темпов отбора нефти. По состоянию на 01.07.2004 г. на месторождении пробурено 125 скважин. В эксплуатации на нефть перебывало 88 скважин. В настоящее время в эксплуатационном фонде находятся 83 скважины, в пьезометрическом фонде числятся 17 скважин. Ликвидированный фонд составляют 23 скважины, из них 22 скважины ликвидированы по геологическим причинам. Водозаборных скважин - 1 шт. и эколого-гидрогеологических - 1 шт.
Наиболее высокие удельные показатели эксплуатации (накопленная добыча нефти за период на одну отработанную скважину) достигнута по скважинам тульско-бобриковских отложений (13,9 тыс. т /скв.) и пашийского горизонта (12,3 тыс. т/скв.). По скважинам данково-лебедянского и кизеловского горизонтов данные удельные показатели составили 9,9 и 9,0 тыс. т/скв., соответственно. Наиболее низкие значения этого показателя получены по заволжскому горизонту - 2,8 тыс. т/скв.
Вместе с тем, основная добыча нефти получена по кизеловскому горизонту - 478 тыс. т, что составляет 56,8 % от всей накопленной добычи нефти по месторождению. По тульско-бобриковским отложениям и пашийскому горизонту накопленная добыча нефти составила, соответственно, 138,8 тыс. т (16,5 %) и 123,0 тыс. т (14,6 %). В сумме по данным горизонтам была получена накопленная добыча нефти в размере 740 тыс. т (или 87,9 % от всей добычи нефти по месторождению).
Залежи нефти всех горизонтов разрабатываются в настоящее время на естественном режиме, без поддержания пластового давления. Учитывая размеры залежей нефти, действующий фонд скважин и значения текущих пластовых давлений, система ППД, в первую очередь, должна быть сформирована для наиболее крупных залежей нефти турнейского яруса (кизеловский горизонт). Соответственно, первоочередным объектом для применения водогазового воздействия является блок№1 с наибольшими геологическими запасами нефти, с действующим фондом скважин - 26 шт., с наиболее пониженным текущим пластовым давлением.
Сложное строение продуктивной толщи кизеловского горизонта Алексеевского месторождения, наличие множества купольных поднятий не позволяют в связи со спецификой водогазового воздействия рассматривать кизеловский горизонт как единый эксплуатационный объект.
В связи с этим, на основании анализа геолого-геофизической информации, построенных геологических разрезов, а также данных ГДИС, в пределах кизеловского горизонта были выделены пять блоков как самостоятельных эксплуатационных объектов под водогазовое воздействие (рисунок 4.1). На рисунке 4.2 приведено строение кровли кизеловского горизонта в трехмерной проекции по блокам № 1 и № 2, представляющих собой участки одной из наиболее крупных залежей нефти. На рисунке 4.3 представлен геологический профиль, проходящий через скважины блоков №№ 1 и 2. Турнейский ярус сложен чередованием плотных и пористых разностей известняков, осложненных трещинной и кавернозно-трещинной системой фильтрационных каналов.
Геолого-физическая характеристика выделенных блоков для ВГВ приведена в таблице 4.1. Блок № 1 содержит в себе наибольшие начальные геологические и извлекаемые запасы нефти по сравнению с другими блоками. Средняя нефтенасышенная толщина составляет 5,6 м, изменяясь в пределах от 3,6 до 24,5 м. Средняя пористость коллекторов равна 11,5 %, средняя нефтенасыщеннось — 0,710 д.ед. Коллектора блока № 1 имеют высокий коэффициент песчанистости равный 0,936 д.ед. и самый низкий по сравнению с другими блоками коэффициент расчленённости -1,385, что благоприятно для закачки водогазовых смесей.
Анализ текущего состояния разработки месторождения показал, что при обосновании эксплуатационных объектов необходимо учитывать не только геологическое строение и геолого-физическую характеристику пластов, но и сложившуюся систему разработки. На основании этого, наиболее подготовленной для внедрения ВГВ является залежь нефти блока № 1, как почти полностью разбуренная и имеющая 2-летний период эксплуатации всех 19 скважин. Большинство скважин пригодны для работы в условиях осуществления водогазового воздействия , осуществлён подъём цемента за кондуктором и эксплуатационной колонной до устья. Кроме того, две скважины (№№ 6343 и 6396), которые вскрыли пониженную часть залежи нефти в прогибе между двумя куполами - обводнились и уже в настоящее время могут быть нагнетательными для закачки водогазовых смесей (I очередь). Дальнейшее развитие водогазового воздействия в блоке № 1 будет связано с переводом (после обводнения) в нагнетательные следующих скважин: №№ 6320 и 6321 (П очередь) и №№ ПО и 418 (Ш очередь). В связи с тем, что на Алексеевском нефтяном месторождении, применяется однотрубная система сбора, продукция скважин эксплуатирующих различные горизонты будет смешиваться. Это в свою очередь приведёт к изменению состава и свойств воды и газа до и после системы промысловой подготовки. Однако, т.к. подавляющая часть продукции скважин добывается из турнеиского яруса, основным источником попутного газа является кизеловскии горизонт. Поэтому свойства и состав отделённого на УПС и в сепараторе газа будут близкими к свойствам и составу газа с данного горизонта, т.е. относительно «жирному» газу с повышенным содержанием сероводорода.
