Содержание к диссертации
Введение
1 Характеристика особенностей геологического строения месторождений 12
1.1 Общая геологическая характеристика нефтяных месторождений 12
1.2 Геолого-промысловые классификации месторождений и залежей нефти
1.3 Оценка нефтеизвлечения заводняемых участков Ромашкинского месторождения
1.4 Состояние выработки продуктивных пластов на поздней стадии разработки
2 Применяемые способы и технологии разработки нефтяных месторождений в различных горно-геологических условиях 40
2.1 Освоение малоэффективных месторождений склонов Татарского свода 40
2.2 Месторождения северо-западного и западного склонов Южно- Татарского свода
2.3 Месторождения нефти восточного борта Мелекесской впадины
2.4 Месторождения нефти юго-восточного склона Татарского свода
2.5 Ромашкинское нефтяное месторождение 66
3. Исследование влияния плотности сетки скважин на процесс вытеснения нефти водой 74
3.1 Основные методы и общие результаты оценки влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение по геолого-промысловым данным 74
3.2 Исследование влияния плотности сетки скважин на текущий коэффициент нефтеизвлечения методом многофакторного корреляционного анализа
3.3 Определение зависимости нефтеизвлечения от плотности сетки скважин по динамике технологических показателей
3.3.1 Методика исследования 82
3.3.2 Влияние плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения .88
3.4 Методика определения параметров зависимости влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение
3.5 Обобщение результатов эксперимента по определению влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на Бавлинском месторождении.
4. Создание и совершенствование технологий разработки по выработке запасов нефти в малопродуктивных коллекторах 96
4.1 Краткие геолого-физические условия разработки нефтяных месторождений в терригенных коллекторах
4.2 Анализ работы малопродуктивных пластов 99
4.2.1 Характеристика пластов многопластового объекта девона, неохваченных воздействием в условиях их совместной разработки
4.2.2 Анализ работы скважин, вскрывших малопродуктивные коллектора
4.2.3 Влияние расстояния между скважинами на эффективность подключения в разработку малопродуктивных коллекторов
на опытном участке Альметьевской площади
4.3 Обобщение результатов внедрения мероприятий по вовлечению в разработку запасов нефти в слабопроницаемых коллекторах
4.3.1 Опытный участок Альметьевской площади Ромашкинского месторождения
4.3.2 Опытный участок Азнакаевской площади 136
4.3.3 Опытный участок Абдрахмановской площади по выработке запасов слабопроницаемых коллекторов пласта "а"
4.3.4. Анализ работы опытного участка по выработке слабопроницаемых коллекторов Карамалинской площади
4.3.5 Анализ работы опытного участка высокого давления УЭЦП- 6221а по выработке слабопроницаемых коллекторов Западно-Лениногорской площади
4.3.6 Анализ работы опытного участка Восточно-Лениногорской площади по выработке слабопроницаемых коллекторов
4.3.7 Анализ работы опытного участка Южной площади по выработке слабопроницаемых коллекторов
4.4 Технология вовлечения малопродуктивных пластов на залежах с зонально-неоднородными пластами
5 Совершенствование системы разработки 1 водонефтяных зон 165
5.1 Эффективность разработки водонефтяных зон по залежам нефти в девонских отложениях.
5.2 Исследование эффективности разработки водонефтяных зон на залежах нефти с повышенной вязкостью нефти
5.3 Технология разработки водонефтяной залежи с использованием сил гравитации
5.4 Эксплуатация нефтяного месторождения на поздней стадии. 181
6. Создание и совершенствование технологий разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах 187
6.1 Особенности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах
6.1.1 Краткая геолого-физическая характеристика нефтяных залежей в карбонатных коллекторах
6.1.2 Влияние трещиноватости на дебиты скважин и нефтеизвлечение
6.1.3 Технология разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом
6.2 Результаты опытно-промышленных работ по созданиюэффективной технологии разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах
6.2.1 Опытные участки верейского горизонта 198
6.2.2 Участки на залежах нефти башкирского яруса среднего карбона
6.3 Совершенствование систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах
6.3.1 Повышение продуктивности карбонатных коллекторов. 204
6.3.2 Системные обработки призабойной зоны скважин 205
6.3.3 Разработка послойно-неоднородных нефтяных залежей при веерообразном их разбуривании системой горизонтальных скважин
6.3.4 Технология повышения дебита горизонтальных скважин за 209 счет приближения фронта нагнетания к зоне отбора
6.4 Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение по залежам нефти в карбонатных коллекторах
6.4.1 Геолого-промысовая классификация залежей нефти в карбонатных коллекторах
6.4.2 Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение по залежам нефти в карбонатных коллекторах
6.5 Особенности применения различных методов повышения нефтеизвлечения пластов и способов разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах
6.5.1 Применение методов повышения нефтеизвлечения пластов 224
6.5.2 Разработка нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинно кавернозного типа
7. Особенности процесса вытеснения нефти на залежах с высоковязкой нефтью и повышение эффективности заводнения 231
7.1 Состояние разработки залежей с высоковязкой нефтью 231
7.2 Регулирование процесса вытеснения на залежах с высоковязкой нефтью
7.3 Регулирование фильтрационными потоками на залежах нефти с высоковязкой нефтью
7.4 Программное циклическое воздействие на залежи с высоковязкой нефтью Основные выводы и рекомендации
Библиографический список 250
- Общая геологическая характеристика нефтяных месторождений
- Освоение малоэффективных месторождений склонов Татарского свода
- Основные методы и общие результаты оценки влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение по геолого-промысловым данным
- Влияние плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения
Введение к работе
АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ.
В нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы. Основные разрабатываемые месторождения Западной Сибири, Урала и Поволжья вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей нефти. Выработка их запасов превышает 50%, а доля трудноизвлекаемых - увеличилась до 55-60%. С начала разработки нефтяных месторождений Татарстана отобрано свыше 78% начальных извлекаемых запасов. Ускоренными темпами вырабатываются активные запасы легких девонских нефтей при одновременном повышении из года в год доли трудноизвлекаемых запасов. Так, в Татарстане отобрано 92,9 % активных и 45,4% трудноизвлекаемых запасов нефти. Высокая опоискованность территории республики делает ограниченной возможность открытия новых запасов. В то же время увеличение коэффициента нефтеизвлечения только на 1% может обеспечить трех- пятилетнюю годовую добычу нефти, что указывает на важность и необходимость проведения научных исследований по проблемам увеличения коэффициента нефтеизвлечения и развертывания работ по промышленному внедрению технологий, направленных на решение этих вопросов.
Существенным резервом нефтедобычи может явиться ввод в активную разработку так называемых малоэффективных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Однако их разработка лишь с применением традиционных методов характеризуется в настоящее время достаточно низкими технико-экономическими показателями и явно неудовлетворительном коэффициенте нефтеизвлечения.
Значительное разнообразие особенностей геологического строения нефтяных месторождений не дает возможности использовать единый универсальный способ или технологию разработки нефтяных месторождений. Решение проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений
связано с прогнозированием и предотвращением причин формирования труд-ноизвлекаемой остаточной нефти в различных геолого-физических условиях и стадиях эксплуатации месторождения. Выявление механизма достижения высоких значений коэффициентов вытеснения и охвата дренированием продуктивных отложений с созданием на этой основе новых технологий является одной из наиболее актуальных задачей, направленных на повышение эффективности разработки нефтяных месторождений.
ЦЕЛЬ РАБОТЫ заключается в исследовании, научном обосновании и создании перспективных технологий разработки нефтяных месторождений, характеризующихся различными горно-геологическими условиями и стадиями эксплуатации залежей нефти.
Задачи исследований:
Выявление особенностей геологического строения и структуры остаточных запасов, влияющих на выбор адаптированных систем разработки в различных геолого-физических условиях.
Количественная оценка остаточных запасов в водонефтяных зонах с незначительной нефтенасыщенной толщиной, слабопроницаемых коллекторах и маломощных пластах и изучение их характеристики для совершенствования систем разработки и создания новых технологий как для условий терригенных, так и карбонатных коллекторов.
Изучение влияния плотности сетки скважин на коэффициент конечного неф-теизвлечения для различных типов коллекторов. Разработка методики определения зависимости влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефте-извлечения.
Геолого-технологический анализ совместной разработки слабопроницаемых пластов в условиях их вскрытия общим фильтром с высокопродуктивными и раздельно; изучение выработки запасов при проведении опытно-промышленных работ.
Исследование особенностей вытеснения нефти в залежах нефти, сложенных трещиноватыми карбонатными коллекторами массивного типа.
Оценка степени влияния соотношения нефтенасыщенной и водонасыщенной толщин пласта на нефтеизвлечение и конечный водонефтяной фактор. Разработка методики планирования технологического процесса эксплуатации высо-кообводненных скважин с использованием сил гравитации.
Исследование особенностей процесса вытеснения нефти водой на залежах нефти с высоковязкой нефтью в условиях остановки малорентабельных добывающих скважин.
Разработка новых технологий для обеспечения полноты выработки трудно-извлекаемых запасов по месторождениям с различными горно-геологическими условиями.
НАУЧНАЯ НОВИЗНА:
1. Составлена классификация нефтяных месторождений по геолого-
промысловым параметрам залежей нефти. Выделены близкие по геолого-
физическим характеристикам объекты разработки, что позволяет выявить и
распространить результаты опытно-промышленных работ в них на однотипные
объекты, намеченные к вводу в разработку.Установлена зависимость влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение для различных геолого-физических условий разработки. Создана методика определения параметров зависимости нефтеизвлечения от плотности сетки скважин.
Выявлено влияние основных элементов системы разработки на особенности вытеснения нефти водой в слабопроницаемых терригенных и трещиноватых карбонатных коллекторах.
Научно обоснованы новые технологии активной разработки трудноиз-влекаемых запасов нефти в условиях месторождений, характеризующихся различными горно-геологическими особенностями строения объекта.
ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Методика оценки влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлече-ние.
Методические положения по эффективной разработке залежей нефти в карбонатных коллекторах массивного типа, в слабопроницаемых терригенных коллекторах и водонефтяных зонах.
Комплекс мероприятий по выработке остаточных запасов в различных горно - геологических условиях эксплуатации нефтяных месторождений.
Новые технологии разработки залежей для извлечения остаточных запасов нефти.
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ И РЕАЛИЗАЦИЯ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Предложены и реализованы комплексные системы обеспечения полноты выработки различных групп трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья из слабопроницаемых терригенных и сложнопостроенных карбонатных коллекторов, водонефтяных зон и залежей высоковязких нефтей.
Предложены и внедрены усовершенствованные технологии отбора запасов нефти водонефтяных зон (ВНЗ) из прикровельной части пласта и залежей массивного типа.
Создана методика количественного определения параметров нефте-извлечения в зависимости от плотности сетки скважин.
Разработана методика планирования технологического процесса эксплуатации высокообводненных скважин с использованием сил гравитации на залежах нефти с подошвенной водой.
Предложен способ разработки нефтяных месторождений заводнением и определены условия, при которых отключение высокообводненных скважин не приводит к прорывам воды в окружающие добывающие скважины.
Созданы новые технологии для активной выработки трудноизвлекае-мых запасов нефти в различных горно-геологических условиях и обоснованы области их эффективного применения.
Предложенные в работе способы и технологии использованы при составлении технологических схем и проектов разработки месторождений ОАО «Татнефть».
Результаты и рекомендации диссертационной работы внедрены в таких нефтедобывающих управлениях ОАО «Татнефть», как Бавлынефть, Лени-ногорскнефть, Джалильнефть, Заинскнефть, Ямашнефть и др.
В процессе реализации комплексной системы обеспечения полноты выработки запасов нефти из сложнопостроенных карбонатных коллекторов (Патент № 121058 «Способ разработки нефтяного месторождения») на 25 участках кизеловского горизонта Бавлинского месторождения дополнительно добыто 93 тыс. т. нефти. Предложен и реализован способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой. В результате его внедрения на скважинах в течение 2001-2003 гг. было дополнительно добыто 137 тыс. т. нефти.
АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ
Основные положения диссертационной работы доложены на заседаниях Ученого Совета ТатНИПИнефть, технико-экономического Совета ОАО «Татнефть», а также на российских и международных семинарах, выставках, конференциях и симпозиумах: конференции по добыче и переработке тяжелых нефтей (г. Дагомыс, 1993 г.); международной конференции по проблемам комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (г. Казань, 1994 г.); семинаре-дискуссии «О концепции развития методов увеличения нефтеизвлечения (г. Бугульма, 1996 г.); республиканской научно-практической конференции "Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе" (г. Альметьевск, 1996 г.); конференции "Системный анализ процессов разработки нефтяных месторождений и транс-
порта нефти и нефтепродуктов" (г. Уфа, 1996 г.); VI Международной специализированной выставке «Нефть, газ — 99»; научно-практической конференции «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений» (г. Казань, 1999 г.); втором международном симпозиуме «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы их освоения» (г.Санкт-Петербург,1997 г.); научно-практических конференциях, посвященных 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения и других крупных месторождений Волго-Камского региона (г. Бугульма, 25-26 ноября 1997 года; г. Казань, 18-19 декабря 1997 года; г. Лениногорск,17-18марта 1998 года); Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений (г. Альметьевск, 2000 г.); Европейской нефтяной конференции в Париже 24-25 октября 2000 г.; Российско-Иранской Международной конференции «Техника и технология. Сотрудничество: состояние и перспективы» (г. Тегеран, 2001 г.); заседании Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений (г. Москва, 12 марта 2003 г.).
СТРУКТУРА РАБОТЫ
Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы из 203 наименований. Объем работы составляет 268 страниц, в том числе 51 рисунок, 57 таблиц.
ПУБЛИКАЦИИ
Основное содержание диссертации изложено в трех монографиях, тематическом обзоре, шести руководящих документах, статьях, патентах.
Автор благодарен сотрудникам ОАО «Татнефть» и, особенно, коллегам по работе в институте «ТатНИПИнефть», за плодотворное сотрудничество и внимание к работе.
Общая геологическая характеристика нефтяных месторождений
Все открытые залежи нефти приурочены к землям юго-востока Татарстана. Они залегают на глубинах от 60 до 2000 м. Выше по разрезу, на глубинах от 600 м до дневной поверхности, обнаружено более 100 месторождений битумов, приуроченных практически ко всем площадям Закамья республики [106]. Нефтяные ресурсы республики характеризуются следующими особенностями: 1. Высокой концентрацией запасов на небольшом числе месторождений. Всего 15 % месторождений содержат около 94% всех выявленных запасов нефти. 2. Наличием большого числа мелких и очень мелких месторождений. В 29% мелких (с извлекаемыми запасами от 5 до 10 млн.т) месторождений содержится около 3,5 % запасов, а в 56 % очень мелких месторождений (с запасами менее 5 млн. т) - всего 2,5 % общих запасов республики. 3. Основное промышленное значение имеют залежи нефти в регионально нефтеносных комплексах, к которым приурочено около 99% всех запасов республики. 4. Основные разведанные ресурсы (82 %) сосредоточены в терригенных коллекторах, хотя доля этих залежей составляет всего 40 % общего числа открытых промышленных скоплений нефти. К карбонатным коллекторам приурочено около 18 % разведанных запасов нефти. Но роль этих отложений существенно возрастает по мере дальнейшего развития геологоразведочных работ. Перспективных и прогнозных ресурсов Татарии на долю этих коллекторов приходится более 60 %. 5. Значительная часть запасов (48,2 %) относится к категории трудноиз влекаемых (табл. 1.1), при применении традиционных методов разработки экс плуатирующихся невысокими темпами с низким нефтеизвлечением. Еще большее значение приобретает эта категория в перспективных и прогнозных ресурсах, где ее доля возрастает до 82 %. Это характеристика месторождений в целом. Она включает как высокопродуктивные, так и малоэффективные месторождения. Рис. 1.1 К высокопродуктивным относят месторождения, разработка которых традиционными методами вытеснения нефти водой (искусственный или природный водонапорный режим) осуществляется с высокими технико-экономическими показателями и сравнительно высокой (обычно более 40 -50 %) нефтеизвлечением. Это обуславливается особенностями геологического строения (большие размеры, высокая концентрация запасов, высокая продуктивность скважин, превалирующая доля активных запасов, высокие товарные качества нефтей, нефтяных газов, попутных компонентов в нефтях, газах и пластовых водах) и близостью к освоенным месторождениям. К высокопродуктивным относятся Ромашкинское, Ново-Елховское, Бав-линское, Бондюжское, Первомайское, Елабужское, Тат. Кандызское и ряд дру гих месторождений, в которых базисными объектами являются терригенные отложения девона или карбона.
Высокая продуктивность этих объектов обусловлена особенностями геологического строения. Породами-коллекторами в горизонтах Ді и До, в основном, являются мелко- и разнозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Макроскопически они трудно различимы, хорошо отсортированы, рыхлые, иногда трещиноватые. Все песчано-алевролитовые породы мономинеральны. Обломочный материал в основном представлен кварцем (94 — 98 %) с небольшой примесью зерен полевых шпатов, чешуек мусковита и обычным комплексом устойчивых минералов, составляющих менее 1% веса породы. В терригенных отложениях девона преобладают высокоемкие коллекторы с пористостью 20-22 % и проницаемостью 300 - 1000-10"3 мкм2 с малым содержанием пелитовых фракций (1-5 %). Эти коллекторы насыщены легкой (плот-ность пластовой нефти от 796 до 820 кг/м ), газированной (газовый фактор из-меняется от 40 до 70 м /т), маловязкой (вязкость в пластовых условиях от 2,3 до 6,5 мПа-с) нефтью. Нефтенасыщенные толщины продуктивных горизонтов составляют от 8,8 до 27,3 м. Начальное пластовое давление в залежах - около 17,5 МПа, давление насыщения — 8 - 9,6 МПа. Нефть характеризуется значительным содержанием смолистых веществ (30 -48 %), парафина (2,7-5,3 %), сернистых соединений (1,4-2,1 %). Попутный газ богат этаном (20-30 %) и пропаном (5-20 %). Все эти особенности строения пластов и насыщающих их флюидов обуславливают высокую продуктивность залежей и высокую экономическую эффективность их разработки. , В составе пород-коллекторов терригенного девона на месторождениях выделяются низкопродуктивные и высокопродуктивные пласты. В настоящее время, по данным исследований института «ТатНИПИнефть», выделяются породы I класса (продуктивные) и П класса (низкопродуктивные). К I классу относятся высокоемкие, высокопроницаемые породы с проницаемостью выше 100-10"3 мкм2 и пористостью выше 12,5% (Ромашкинское) или с проницаемостью более 200-10"3 мкм2 и пористостью более 18 % (Ново-Елховское). Ко II классу отнесены коллекторы с кондиционными значениями проницаемости от 8-10" мкм (Бондюжское) до 70-10" мкм (Ново-Елховское), пористости от 11 (Бондюжское) до 14% (Ново-Елховское), нефтенасыщенно-стью от 50 % (Ромашкинское) до 70 % (Ново-Елховское). Малоэффективные пласты имеются и на высокопродуктивных залежах, где они залегают в виде линз различной величины, полос разной ширины или коллекторов площадного развития. Песчаники и алевролиты мелкозернистые, хорошо отсортированы с рыхлой и весьма рыхлой укладкой, высокопористые, высокопроницаемые с небольшим (до 2-5 %) содержанием пелитовой фракции, пористость их составляет 21-28 %, проницаемость - от 100 до 2000, преобладает 500 - 1000-10"3 мкм2. Это основной тип пород.
Освоение малоэффективных месторождений склонов Татарского свода
Повышение эффективности освоения малоэффективных месторождений начинают с подготовки их к промышленной разработке. От качества подготовки зависит во многом правильность выбора систем разработки и рациональность использования выделяемых на освоение месторождения средств В процессе подготовки месторождений к разработке должны быть установлены этажность месторождения, тип залежи, условия залегания нефти, положение контуров нефтеносности различных этажей нефтеносности, геолого-физические и фильтрационные характеристики пластов, состав и свойства флюидов, получены данные о гидродинамическом режиме залежей, причем детально необходимо изучить геологическое строение регионально нефтеносных горизонтов. После подготовки новых месторождений к промышленной разработке составляется ее технологическая схема, основной задачей которой является выделение эксплуатационных объектов, определение системы размещения скважин, порядка и принципов разбуривания месторождения и осуществление доразвед-ки месторождения. Обоснование выделения эксплуатационных объектов для самостоятельной разработки проводится по геолого-технологическим и экономическим критериям. В начале разработки малоэффективных месторождений выделение эксплуатационных объектов предусматривалось проводить с учетом отработки пластов «снизу вверх». В настоящее время это требование не является обяза тельным. В первую очередь, предусматривается отработка более продуктивных горизонтов, которая может вестись с применением интенсивных систем разработки. Поэтому разработка различных объектов может проводиться и по принципу «сверху вниз». Это стало возможным благодаря техническому решению проблемы изоляции отработанных вышележащих пластов установкой металлических пластырей, колонн-летучек, изоляции новыми тампонажными смесями (нефтесерно-кислотная, гипан-цемент, смола-цемент и т. д.) либо в сложных случаях спуском дополнительной эксплуатационной 4" колонны. В этих случаях в технологических схемах разработки предусматривается спуск 6" колонн, в которых технически легче осуществить возврат на нижележащий объект. Следующим важным вопросом является порядок разбуривания месторождения. На практике придерживаются следующих принципов: 1. Разбуривание месторождений начинается с базисного объекта, содержащего основные запасы, и с центральной частью месторождения, на которой, как правило, имеются глубокие разведочные скважины. 2. Бурение скважин производится по принципу «от известного к неизвестному», который предполагает заложение первых добывающих скважин в наиболее продуктивных частях, вблизи уже пробуренных. Чтобы решить вопрос о целесообразности обустройства для дальнейшего разбуривания месторождения, предусматривается бурение оценочных скважин с целью изучения отдельных блоков и приконтурной области. 3. В настоящее время разбуривание месторождения осуществляется кустовым методом, схемы которого показаны на рис. 2.1. При этом индивидуальное размещение устьев допускается только для одиночных оценочных скважин. При кустовом способе разбуривания месторождений затраты на обустройство снижаются на 10— 15 %. Соответственно уменьшаются материальные и трудовые затраты, а также весьма существенно - отвод земель (на 75 - 80 %). Одним из основных вопросов при составлении технологической схемы разработки является система размещения и плотность сетки скважин. Особенно важное значение этот вопрос имеет при разработке малоэффективных месторождений. В условиях неоднородных прерывистых пластов основной фонд целесообразно размещать по равномерной квадратной или треугольной сетке скважин. При этом квадратную сетку скважин обычно используют при разработке многоэтажных месторождений, когда на месторождении выделяется четное количество эксплуатационных объектов. Если предусматривается выделение нечетного количества объектов (с учетом возвратных), применяется равномерная треугольная сетка скважин. На практике проектировщики стараются заложить треугольную сетку скважин, обеспечивающую более высокий охват залежи дренированием и более высокое (на 3 - 4 %) нефтеизвлечение. Взаимное размещение различных сеток скважин показано на рис. 2.2. Эти схемы обеспечивают наилучшие условия для использования возвратных скважин. Более сложной является проблема выбора плотности сеток скважин для объектов с различными геолого-физическими свойствами пластов. Эта проблема решается путем выделения опытных участков в различных геолого-физических условиях и разбуривания их с различной плотностью сетки (от 4 до 16 га/скв.). По обобщению и обработке данных опытных участков для различных геолого-физических условий определяется оптимальная сетка скважин, которая в дальнейшем закладывается при проектировании разработки. Одним из основных вопросов, который приходится решать на стадии составления технологической схемы разработки, является необходимость дораз-ведки месторождения. В технологических схемах разработки предусматриваются мероприятия по доразведке месторождения, включающие следующие положения: 1. Размещение проектных скважин производится по всей предполагаемой площади нефтеносности залежей. 2. Размещение скважин осуществляется с учетом выхода части скважин в законтурную область (обычно через 1-2 добывающих ряда). Скважины, попавшие в законтурную область, в дальнейшем используются для закачки воды либо в качестве пьезометрических с целью контроля за режимом залежи. Кусты скважин при этом размещаются на предполагаемом контуре нефтеносности. При таком размещении скважин и кустов создается весьма гибкая система изучения и эксплуатационного разбуривания. С кустов скважин можно пробурить дополнительно до 2 - 3 рядов скважин, одновременно обеспечив прирост запасов; если площадь залежи сокращается, то без ущерба отменяется бурение части приконтурных скважин. Такая система позволяет на 2 - 3 года ускорить освоение приконтурных частей месторождений при одновременном уменьшении затрат на оконтуривание месторождения.
Основные методы и общие результаты оценки влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение по геолого-промысловым данным
Установление количественной связи между плотностью сетки скважин и нефтеизвлечением является одним из наиболее ответственных и сложных вопросов теории и практики разработки нефтяных месторождений [18, 31,41,57,63,69,80,89,118]. Оценку влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение, по геолого-промысловым данным, проводят по следующим основным направлениям: - путем статистической обработки показателей разработки различных объектов; - постановкой специальных промысловых экспериментов; - методами и средствами нефтепромысловой геологии и геофизики; - оценкой эффективности бурения дополнительных скважин; - сравнением состояния разработки залежи до и после бурения дополнительных скважин. В последнее время используются геолого-технологические модели [10,13,35,43,70,157,184,188] На основе анализа геолого-промысловых материалов по различным месторождениям выявлены зависимости конечного нефтеизвлечения от песчанисто-сти, расчлененности, подвижности нефти, плотности сетки скважин и др. Составлены статистические модели; Основные трудности при статистической обработке показателей заключаются в необходимости достаточно точно оценить конечное нефтеизвлечение, учитывая влияние на него факторов, зачастую заслоняющих влияние плотности сетки скважин. При статистических исследованиях важно точно знать начальные геологические запасы нефти. Оценку влияния плотности размещения скважин на нефтеизвлечение проводят в промысловых условиях различными способами. Впервые в Советском Союзе, по предложению А.П. Крылова, провели эксперимент на хорошо освоенном законтурным заводнением Бавлинском месторождении путем разрежения сетки, которое осуществляли остановкой части добывающих скважин равномерно по площади (Султанов С.А. и др., 1961). По мере продвижения контура нефтеносности и полного обводнения скважин внешних добывающих рядов и выключения их, вводят в работу в пройденной фронтом заводнения зоне, ранее остановленные для эксперимента скважины. Принимают, что количество нефти, добытое по всем остановленным скважинам, соответствует потерям нефти, связанным с редкой сеткой скважин. Существенный недостаток метода оценки нефтеизвлечения в условиях разреженной сетки скважин — большой срок (десятки лет), необходимый для эксперимента [63,69].
Другая методика оценки, влияния плотности сетки на нефтеизвлечение, основана на сравнительном анализе показателей разработки отдельных участков одного месторождения или горизонта, разбуренных с различной плотностью сетки скважин. Так, на опытном участке Ново-Хазинской площади (Усен-ко В.Ф. и др., 1976) выделены три поля с плотностью сетки 12, 24 и 48 га/скв. [175]. На первой стадии эксперимента предусматривали оценить уровни добычи опытных полей, при указанных плотностях сетки и одинаковых условиях эксплуатации, а на второй — продолжить эксплуатацию опытных полей для оценки конечного нефтеизвлечения. Первые результаты эксперимента показали, что плотность сетки скважин значительно влияет на темп добычи нефти, уплотнение первоначальной, необоснованно редкой сетки скважин снижает темп роста обводненности добываемой жидкости и улучшает выработку пласта.
Исследование влияния плотности сетки методами и средствами нефтепромысловой геологии в условиях прерывистого строения пластов проводят по картам нефтенасыщенньгх толщин пластов, на которых выделяют участки (зоны), не вырабатываемые при различной плотности размещения скважин. К таким участкам относят линзы, вскрытые одной скважиной, а также тупиковые и застойные зоны, примыкающие к границам выклинивания и замещения коллектора непроницаемыми породами. Кроме того, для определения коэффициента воздействия используют геолого-литологические профили, составленные в самых различных направлениях. На каждом профиле замеряют площадь, по которой имеется литологическая связь между скважинами. Отношение этой площади ко всей площади сечения и есть коэффициент воздействия при данном расстоянии между рядами добывающих и нагнетательных скважин.
Указанные методы не позволяют определять долю дренируемых запасов расчлененного прерывистого объекта по фактическим данным работы скважин. Кроме того, в условиях неоднородного строения выделение недренируемых участков представляет собой трудную задачу.
Бурение дополнительных скважин после ввода в работу скважин основного фонда проводят, в основном, для достижения наибольшего конечного нефте-извлечения и интенсификации разработки. Оценка эффективности бурения дополнительных скважин количеством добытой нефти за весь срок эксплуатации не учитывает возможного гидродинамического взаимовлияния (интерференции) между дополнительными и ранее пробуренными скважинами основного фонда.
Автор работы [162] предлагает оценить степень влияния каждой уплотняющей скважины на нефтеизвлечение. Рассматриваются показатели эксплуатации каждой уплотняющей скважины в сравнении с показателями работы соседних скважин в одном добывающем ряду или ячейке, т.е. при близких параметрах продуктивных пластов и однотипных условиях разработки. Главный показатель, который предлагается использовать, это суммарная характеристика вытеснения по скважинам рассматриваемой ячейки. При вводе новой скважины в разработку подключаются дополнительные запасы нефти. В этом случае прирост нефтеизвлечения оценивается по разности суммарной добычи из новой скважины к каждой старой за период их совместной работы, а конечное нефтеизвлечение - по разности добычи, определенной по характеристикам вытеснения с уплотняющей скважиной и без нее. Разработка Ромашкинского месторождения с редкой сеткой скважин при искусственном заводнении оказалась значительно сложнее и труднее, чем предполагалось [ 105 ]. Все негативные явления были следствием недостаточной изученности метода заводнения, упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти водой, несовершенства расчетных моделей. Первые критические замечания по редким сеткам скважин высказал В.Н. Щелкачев. В 1974 г. он отметил, что продолжающееся почти на всех площадях Ромашкинского месторождения бурение дополнительных скважин более правильно назвать "бурением для исправления первоначально принятой сетки скважин". В.Н. Щелкачев дал упрощенную формулу для учета влияния плотности сетки скважин на коэффициент конечного нефтеизвлечения. В ТатНИПИнефти аналогичная зависимость получена В.Д.Лысенко, Э.Д.Мухарским (1975 г.) [95].; В.Д.Лысенко, Р.Г.Хамзиным (1968 г.) на вероятностно-статистической модели прерывистого пласта и использовалась в проектах разработки двумя формулами:
Влияние плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения
Технология расчета осуществляется следующим образом. После разбури-вания месторождения проектной сеткой скважин, обустройства и ввода его в эксплуатацию производят замеры добычи нефти, воды и закачки. По истечении определенных лет разработки месторождения по характеристике вытеснения определяют извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи для конечной стадии разработки. С учетом послойной и зональной неоднородности производят кратковременное отключение части добывающих скважин. После выхода месторождения на стационарный режим эксплуатации, который устанавливается через 0,5-1,0 год, по той же характеристике вытеснения определяют коэффициент конечного нефтеизвлечения с отключенными скважинами, т.е. при плотности сетки скважин, отличающейся от первоначальной [131]. . Через 0,5-1,0 года отключают другую группу скважин и определяют коэффициент конечного нефтеизвлечения при другой плотности сетки. Количество отключаемых скважин зависит от послойной и зональной неоднородности месторождения и числа пробуренных скважин на месторождении. В связи с тем, что при отключении скважин (обычно это количество составляет до 10 % пробуренного фонда), возможно будет наблюдаться снижение текущей добьии нефти, поэтому для определения коэффициента конечного нефтеизвлечения при различных плотностях сеток скважин можно использовать другой вариант, например, при бурении дополнительных скважин. Особенность данного способа заключается в определении параметров объекта при внесении возмущений при эксплуатации месторождения. При остановке части добывающих скважин происходит смена фильтрационных потоков по пластам. Изменение траекторий движений фильтрационных потоков позволяет выявить характеристику месторождения, которая интегрально оценивается коэффициентами А и В. На основании проведенных исследований по многочисленным месторождениям получено, что связь между плотностью сетки скважин и нефтеизвлече-нием выражается зависимостью вида: т} = А-е (3.17) Параметры А и В характеризуют две стороны физического процесса вытеснения нефти водой и реального движения жидкости в системе скважин. Параметр А показывает с какой полнотой вытесняется нефть из охваченного дренированием объема месторождения. Параметр В в интегральном виде характеризует неохваченные процессом вытеснения участки месторождения. Замерив выходные показатели: добычу нефти, воды и их изменение в зависимости от количества работающих скважин, производят определение коэффициентов конечного нефтеизвлечения. В связи с тем, что эксплуатация месторождения длительный процесс, то влияние остановки скважин на показатели нефтеизвлечения оценивается для конечной стадии. Подставляя полученные значения конечной нефтеотдачи в формулу (3.17), определяют параметры А и В. Для определения параметров А и В достаточно двух значений конечной нефтеотдачи (два уравнения - два неизвестных) . Для повышения точности определения параметры А и В рассчитывают по 4-5 значениям коэффициента конечного нефтеизвлечения. Определив параметры А и В по формуле (3.17), рассчитывают нефтеизвлечение при любой прогнозной плотности сетки скважин (количестве скважин). Оптимальная плотность сетки скважин выбирается на основании технико-экономических расчетов с использованием зависимости нефтеизвлечение - плотность сетки скважин по критерию «максимум народнохозяйственного эффекта»: v , (3.18) где S - плотность сетки скважин; т - максимально необходимое нефтеизвлечение; А - коэффициент, характеризующий вытеснение нефти из охваченного дренированием объема месторождения; В - коэффициент, характеризующий неохваченный вытеснением объем месторождения при различной плотности скважин. 3.5. Обобщение результатов эксперимента на Бавлинском нефтяном месторождении Наличие связи между плотностью сетки скважин и нефтеизвлечением подтверждают результаты промышленного эксперимента, проводящих с 1958 г. на Бавлинском нефтяном месторождении [50,108,114]. В нефтяной зоне залежи и определенной последовательности было остановлено 77 добывающих скважин. По мере прохождения внешнего контура нефтеносности происходило обводнение действующих скважин и отключение их из работы. В заводненной зоне в эксплуатацию вводили ранее остановленные на эксперимент скважины. Принято, что до вывода из эксплуатации добывающих скважин вся нефть, которая могла быть ими добыта при осуществляемой системе разработки, действительно уже отобрана. А нефть, добытая по вновь введенным в эксплуатацию экспериментальным скважинам, соответствует потерям, связанным с редкой сеткой скважин. Все экспериментальные скважины намечалось эксплуатировать не менее 2 месяцев независимо от обводненности с последующим отключением полностью обводнённых скважин, дающих нефть, эксплуатировать до обводнения продукции 99 %. В опытной эксплуатации в обводненной зоне перебывало 29 экспериментальных скважин. Кроме того, для оценки нефтеизвлечения и потерь нефти были пробурены 24 оценочные и 32 дополнительные скважины. Из них для оценки потерь были взяты соответственно 12 и 18 скважин. Исключенные из анализа оценочные скважины с суммарной накопленной добычей нефти 298,3 тыс.т были в эксплуатации менее 2 месяцев, а скв. №№ 489, 492 и 331 были пробурены до отключения окружающих добывающих. По этим же причинам не использованы данные по 14 дополнительным скважинам с суммарной накопленной добычей нефти 333,6 тыс.т. Таким образом, для оценки возможных потерь нефти проанализировано 59 скважин (экспериментальных, оценочных и дополнительных), введённых в эксплуатацию в заводненной зоне.
Похожие диссертации на Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами
