Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Ресурсы нефтедобычи на старых месторождениях 13
1.1. Зарубежный опыт реактивизация разработки старых низкорентабельных месторождений нефти 13
1.2. Разрабатываемые месторождения в регионах России-потенциальные кандидаты для приращения добычи нефти 21
1.3. Направления исследований для выявления остаточных извлекаемых запасов нефти на месторождениях поздней стадии разработки 27
1.3.1. Геолого - промысловый анализ текущего состояния разработки объекта на основе накопленной информации 27
1.3.2. Исследования влияния плотности сетки скважин на коэффициент извлечения нефти 30
1.3.3. Использование современных методов геофизических исследований скважин для уточнения геологического строения разрабатываемого объекта 32
1.3.4. Исследования влияния изменения свойств нефти на коэффициент извлечения нефти 39
1.4. Выводы 40
ГЛАВА 2. Выбор и обоснование объекта исследования на ромашкинском месторождении с целью реактивизации разработки 42
2.1. Анализ состояния разработки Павловской площади 42
2.2. Построение геолого-гидродинамической модели III блока 51
2.2.1. Уточнение характеристики геологического строения блока 51
2.2.2. Построение цифровой геологической модели блока 57
2.2.3. Построение цифровой фильтрационной модели блока 65
2.3. Адаптация модели по истории разработки 71
2.4. Исследования характера остаточной нефтенасыщенности
пластов III блока 76
2.5. Выводы 90
ГЛАВА 3. Реактивизация разработки iii блока павловской площади за период С 1997 ПО 2004г.г 92
3.1. Совершенствование системы заводнения 92
3.2. Бурение дополнительных скважин 100
3.3. Применение физико-химических методов повышения нефтеизвлечения и стимуляции пластов 109
3.4. Технологическая эффективность реактивизации разработки III блока 114
3.4.1. Анализ динамики пластовых и забойных давлений 114
3.4.2. Основные технологические результаты реактивизации разработки III блока за период 1997-2004г.г 117
3.5. Экономическая оценка реактивизации III блока 123
3.6. Выводы 128
ГЛАВА 4. Перспективы реактивизации разработки многопластовых нефтяных месторождений на примере III блока павловской площади ромашкинского месторождения 130
4.1. Бурение новых скважин 131
4.2. Применение методов увеличения нефтеизвлечения 133
4.3. Бурение боковых стволов из старых скважин , 136
5. Основные выводы и рекомендации 140
Литература 143
Приложение 151
- Зарубежный опыт реактивизация разработки старых низкорентабельных месторождений нефти
- Направления исследований для выявления остаточных извлекаемых запасов нефти на месторождениях поздней стадии разработки
- Анализ состояния разработки Павловской площади
- Совершенствование системы заводнения
Введение к работе
Актуальность проблемы Большинство крупнейших месторождений России (Ромашкинское, Мамонтове кое, Мухановское, Арланское, Федоровское, Самотлорское и др.) находятся на стадии истощения активных запасов. Анализ динамики добычи нефти по зрелым месторождениям показывает, что по большинству из них наблюдается пикообразный характер: сначала интенсивный рост добычи, некоторая стабилизация, далее резкое снижение темпов, падение добычи и выход на стабильный уровень со снижением рентабельности из-за увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти.
Проблема активизации или реактивизации разработки
низкорентабельных старых месторождений становится все более актуальной из-за уменьшения открытий новых крупных объектов. Растет число опубликованных работ по этой проблеме, в которых излагаются философия вопроса, геолого-технологические решения и методы их реализации, экономика [58, 59, 60 и т.д.]. Приводятся конкретные примеры. Реактивизации разработки старых месторождений должно предшествовать получение ответа на основной вопрос - насколько будет экономически эффективна активизация разработки этих месторождений.
Конечно, на первое место ставится проблема о масштабе проекта: величина остаточных запасов и экономическая привлекательность их извлечения. Поэтому важнейшей частью работы является разработка комплексной программы, включающей геофизические исследования в эксплуатационной колонне для определения остаточной нефтенасыщенности, технического состояния старых скважин, обоснования бурения новых скважин с учетом решения вопросов охраны недр и окружающей среды и т.д.
Оживление разработки старых месторождений предусматривает решение отдельных узловых вопросов этой сложной проблемы; восстановление материалов геофизических исследований скважин, выполненных на ранних
этапах разработки месторождения, устранение неопределенности и противоречий в базе промысловой информации и т.д. [63, 64 и т.д.].
Вопросы, связанные с условиями образования остаточной нефти, достаточно подробно рассмотрены в литературе. Результаты подобных исследований приводятся, например, в работах А.Г. Ковалева, Г.П. Курбского, Н.Н. Михайлова, И.Л. Мархасина, M.JL Сургучева, Э.М. Симкина, Б.И. Тульбовича, Р.Н. Фахретдинова и других [7-21].
Разработка многопластового нефтяного месторождения при длительном применении заводнения как метода вытеснения влечет за собой возникновение ряда серьезных технологических проблем, от решения которых зависят снижение темпов падения добычи нефти и обводненности добываемой продукции, а также достижение высоких темпов выработки запасов и максимально возможного коэффициента не фтеизвлечения.
Одним из основных проблем поздней стадии разработки многопластового месторождения нефти является выявление мест сосредоточения остаточных извлекаемых промышленных запасов нефти и обеспечение их геолого-техническими мероприятиями с целью максимальной выработки. В период, когда основополагающим методом разработки месторождения нефти является заводнение пластов, одной из причин неполной выработки извлекаемых запасов является неоднородность коллекторов по проницаемости. Неравномерное распределение коллекторских свойств по площади и по толщине приводит к неравномерному заводнению, снижению нефтеотдачи, увеличению сроков выработки, отбору больших объемов закачиваемой воды и, в конечном счете, ухудшению технико-экономических показателей разработки всего месторождения.
Продуктивные отложения девона Павловской площади Ромашкинского месторождения, как объект разработки, представлены коллекторами, характеризующимися высокой зональной и послойной неоднородностью пластов. Максимальные отборы жидкости в начальные периоды разработки при максимальных объемах закачки воды создавали благоприятные условия
6 преждевременного прорыва закачиваемой воды к забоям добывающих скважин. В результате участки нефтенасыщенных коллекторов с худшими геолого-физическими свойствами оставались не вовлеченными в разработку, образуя застойные и тупиковые зоны. Кроме того, на поздней стадии разработки многопластового нефтяного месторождения при активном применении заводнения изменяется структура запасов в сторону увеличения доли малоподвижных и неподвижных. В значительной мере эффективность выработки остаточных запасов нефти зависит от правильного взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин в зонально и послойно неоднородных пластах.
Типичный недостаток систем разработки старых многопластовых месторождений с применением заводнения как метода вытеснения заключается в том, что в них не предусмотрен дифференцированный подход к выбору способа воздействия на запасы различных групп коллекторов. Между тем, высокопроницаемые и слабопроницаемые участки в пределах каждого нефтяного пласта - это самостоятельные эксплуатационные объекты, требующие индивидуального подхода при выборе плотности сетки скважин и системы искусственного воздействия на запасы.
Применение третичных методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее эффективно при условии наличия достаточного количества остаточных извлекаемых запасов нефти на участке воздействия. Поскольку поздняя стадия разработки месторождений характеризуется высокой степенью обводненности продукции и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти, актуальной проблемой становится поиск и оценка участков объекта, содержащих достаточные остаточные запасы. Важнейшим методом, способствующим решению указанных проблем, является геолого-промысловый анализ заводнения и выработки запасов с применением постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ), позволяющей в динамике отслеживать выработку запасов нефти по пластам и по объекту в целом, точнее прогнозировать ее добычу, моделировать геолого-
технологические мероприятия по повышению нефтеизвлечения, более обоснованно рассчитывать оптимальные варианты разработки продуктивных пластов, направленных на максимальное извлечение запасов.
В данной работе проведен параллельный анализ выработки остаточных запасов с использованием действующей геолого-технологической модели, построенной по результатам переинтерпретации первичного геофизического материала, и традиционного промыслового анализа Ш блока Павловской площади Ромапжинского месторождения. Достоверность при определении и выявлении участков, содержащих остаточные извлекаемые запасы, возрастает при условии сочетания традиционного анализа геолого-промысловой информации объекта с использованием трехмерной геолого гидродинамической модели, построенной по основным геолого—физическим параметрам пластов.
Очевидно, что при обосновании системы разработки необходимо учитывать все многообразие условий залегания нефтеносных коллекторов с выделением в них участков, образованных коллекторами, имеющими фильтрационно-емкостные свойства одного уровня и запасы одной степени подвижности.
При выявлении и вовлечении в активную разработку неподвижных и слабо дренируемых запасов необходимо проведение разукрупнения объектов разработки с выделением в них обособленных участков коллекторов. Оптимизация пластовых и забойных давлений, плотности сеток скважин, совершенствование систем заводнения, внедрение современных методов контроля и регулирования процессов разработки способствуют достижению максимального значения нефтеизвлечения при соблюдении условий рентабельной добычи нефти.
Таким образом, применение существующих и создание новых технологических решений для выявления остаточных запасов нефти, количества и формы их распределения и их эффективной добычи при оправданных экономических показателях представляет логическое
продолжение работ на старых месторождениях. Технологические решения включают в себя: бурение новых скважин, зарезки боковых стволов из старых скважин, проведение геолого-технических мероприятий по водоизоляционным работам, стимуляции работы призабойной зоны пластов, регулирование процессов разработки в сочетании с методами увеличения нефтеотдачи и др. геолого-технические мероприятия, направленные на выработку потенциальных извлекаемых запасов, не вовлеченных в разработку традиционными методами а так же выявление участков коллекторов с не учтенными ранее запасами.
Цель работы — Создание методов повышения эффективности разработки много пластового месторождения нефти поздней стадии эксплуатации и их реализация на примере продуктивных отложений горизонта Ді III блока Павловской площади, включающее переинтерпретацию первичного геофизического материала, переоценку начальных извлекаемых запасов, анализ состояния разработки, выявление участков сосредоточения остаточных извлекаемых запасов, разработка мероприятий, направленных на вовлечение этих запасов в процесс дренирования, и анализ эффективности выполненных работ.
Основные задачи работы.
Исследование и обобщение существующих технологий вовлечения в разработку извлекаемых запасов нефти на старых месторождениях на основе изучения мирового опыта по реактивизации их выработки, а также обзора опубликованных работ, характеризующих степень выработанности запасов нефти на старых месторождениях России.
Анализ состояния разработки пластов Ді III блока Павловской площади за период 1990-1996г.г и уточнение геологической характеристики продуктивных отложений по результатам переинтерпретации первичного геофизического материала; основных параметров пластов, расчлененности, толщин и их неоднородности с целью переоценки начальных запасов.
Построение и адаптация постоянно действующей геолого-технологической модели изучаемого объекта.
Изучение механизма и условий формирования участков остаточных запасов нефти в послойно и зонально неоднородных коллекторах.
Анализ и уточнение структуры остаточных запасов III блока с применением ПДГТМ.
Обоснование и выбор мероприятий по реактивизации разработки блока для выявленных участков остаточных запасов нефти.
Анализ технико-экономической эффективности реализации технологии реактивизации разработки III блока за период с 1997 -2004г.г.
Прогноз технологических показателей при реактивизации разработки III блока на основе постоянно действующей геолого-технологической модели.
Методы решения задач. Поставленные задачи решались на основе геолого-промыслового анализа состояния разработки III блока с применением геолого-технологической модели, построенной с использованием материалов переинтерпретации и оцифровки первичного геофизического материала и другой уточненной информации по III блоку Павловской площади.
Научная новизна работы. Основные научные результаты заключаются в следующем:
Установлено, что по мировому опыту реактивизация разработки месторождений нефти, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, при условии детального и комплексного их изучения на основе современных достижений геологической и геофизической науки является потенциальным источником для прироста извлекаемых запасов нефти.
На примере III блока Павловской площади обоснован комплекс геологопромысловых и геофизических исследований с последующим построением ПДГТМ месторождения нефти на поздней стадии
разработки с целью определения участков невыработанных извлекаемых запасов нефти в неоднородных коллекторах.
Обоснован и реализован комплекс технологий, направленных на реактивизацию разработки III блока путем вовлечения выявленных остаточных запасов, позволивших за 8 лет добыть нефти более 6% от накопленной на начало реактивизации.
Разработаны и внедрены новые технологии и устройства для обработки призабойных зон коллекторов нагнетательных и добывающих скважин. Отличительной особенностью технологий являются знакопеременные воздействия, способствующие восстановлению начальной продуктивности призабойной зоны коллекторов. Разработано и внедрено устройство для временного отключения пластов друг от друга, отличительной особенностью устройства является сохранение коллекторских свойств отключаемого пласта и возможность, при изменении фильтрационных потоков, возврата изолированного пласта в разработку, что способствует повышению коэффициента нефтеизвлечения. Получены патенты на новые разработки: «Способ и устройство освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием»; «Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта»; «Устройство для отключения пластов друг от друга»; «Устройство для регулирования закачки жидкости по пластам» і
Основные защищаемые положения,
Месторождения нефти, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, при условии детального и комплексного их изучения на основе современных достижений геологической и геофизической науки, построения ПДГТМ являются потенциальными объектами для прироста извлекаемых запасов нефти этих месторождений.
Основными источниками прироста запасов нефти многопластовых месторождений на поздней стадии эксплуатации на примере
11 доисследования III блока Павловской площади с использованием ПДГТМ являются пропущенные нефтенасыщенные интервалы в продуктивной части разреза, слабо или совсем не охваченные разработкой; целики нефти и зоны повышенной нефтенасыщенности, сформировавшиеся в процессе разработки.
Анализ и уточнение структуры остаточных запасов нефти III блока Павловской площади по пластам и по группам коллекторов, как основа для применения существующих и новых технологических решений с целью восстановления активного периода разработки блока.
Разработка и реализация адресных геолого - технических мероприятий, направленных на выработку выявленных остаточных запасов нефти различных групп коллекторов на примере III блока Павловской площади, позволяют реактивизировать процесс разработки месторождений находящихся на поздней стадии эксплуатации.
Достоверность полученных результатов, обеспечивалась за счет применения современных методов моделирования, анализа и апробации результатов при реактивизации III блока Павловской площади.
Практическая значимость. Основные теоретические решения доведены до промышленной реализации. В результате доисследования III блока Павловской площади с использованием постоянно действующей геолого-технологической модели с целью выявления остаточных извлекаемых запасов и вовлечения их в разработку произошло приращение запасов нефти. Результаты намеченной программы реактивизации разработки блока за счет снижения обводненности добываемой продукции увеличения и стабилизации уровня добычи нефти и увеличения темпов отборов позволили существенно улучшить технико-экономические показатели разработки блока. Установлено, что организация индивидуальных источников нагнетания посредством внедрения миниблочных кустовых насосных станций является решением проблемы
оперативного управления процессами заводнения при изменении направлений фильтрационных потоков. Выделение слабопроницаемых пластов в самостоятельные объекты разработки и организация индивидуальной системы воздействия на их запасы способствует максимальной их выработке.
Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на конференции, посвященной 300 летию геологической службы России (г. Казань, 1999г), на совещаниях при главном геологе ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск 2000-2 001 гг.), на научно технических совещаниях по рассмотрению годовых планов ОАО «РИТЭК» (г. Москва, 1998-20 03 г. г), на конференции, посвященной 70 - летию выдающегося ученого-нефтяника Р.Х. Муслимова (г. Альметьевск, 2004г), на международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г. Самара, 2004г), на годичном собрании Волго — Камского регионального отделения Российской академии естественных наук (г. Азнакаево, 2005г), на экономическом саммите НГДУ «Азнакаевскнефть» (г. Азнакаево, 2005г).
Публикации. По теме диссертации опубликованы 10 научных работ, в том числе 6 статей, и получены 4 патента Российской Федерации. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками ЗАО «РИТЭК - Внедрение», «ТатНИПИнефть», ОАО «Татнефтегеофизика» и ОАО «Татнефть» в 1997-2004г.г. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследования и обобщения данных, а так же авторский надзор за проведением работ на месторождении.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 155 страницах машинописного текста и содержит 42 рисунка, 40 таблиц и 1 приложение, список использованных источников включает 67 наименования.
Зарубежный опыт реактивизация разработки старых низкорентабельных месторождений нефти
Решения вопросов активизации низкорентабельных старых месторождений становятся все более актуальными в связи с уменьшением открытий новых крупных объектов. Растет число опубликованных работ по этой проблеме, в которых излагаются философия вопроса, геолого-технологические решения и методы их реализации, экономика. Приводятся конкретные примеры. Стратегия активизации включает решение следующих узловых вопросов: - какие месторождения, находящиеся на поздней стадии, могут быть потенциально прибыльными? - в какой форме и где находятся остаточные запасы углеводородов на этих месторождениях? - насколько будет экономически эффективна активизация разработки этих месторождений?
С этих позиций в Пермском бассейне и в бассейне Мексиканского залива (США) в 1981-1996 гг. были исследованы более 350 старых месторождений [58], из них около 80 были оценены как отвечающие критериям по запасам для практических работ, ожидаемым объемам добычи и экономической эффективности. Один из решающих критериев при выборе месторождений для активизации — достижение дополнительной добычи минимум 5% от объема накопленной до начала работ.
Многофункциональной командой специалистов были выбраны 46 месторождений. Для оживления этих месторождений необходимо вложить 1,68 млрд. амер. дол. Это позволит осуществлять их разработку со средней прибылью после уплаты налогов: 41 месторождение - 12-41%, среднее 21 %; 3 месторождения - 5-7% и два месторождения оказываются убыточными (0-1,0%).
Срок окупаемости капитальных вложений по 44 эффективным месторождениям изменяется от 11 месяцев до 5,8 лет. Для двух неэффективных месторождений срок окупаемости составит от 8,0 и 12,8 лет. В статье отмечается, что в дальнейшем еще будет оценен прирост запасов за счет расширения месторождений и применения методов увеличения нефтеизвлечения. На примере двух месторождений излагаются конкретная методика и объемы последовательных исследовательских и производственных работ.
Активизации разработки месторождения, расположенного на северной части территории озера Маракайбо (Венесуэла), посвящена статья [59]. Месторождение площадью 46,7 км эксплуатируется на режиме истощения с 1940-х годов и находится на конечной стадии разработки. Однако, в много пластовой залежи, разбуренной по сетке 300м, несмотря на большую историю, имеется значительное количество остаточной нефти. Построение детальных карт распределения фаций и строения пластов, направления фильтрационных потоков показало, что при существующей сетке скважин остаточная нефть не может быть извлечена. Разработаны технологические решения, включающие бурение новых дополнительных скважин, перезаканчивание и перебуривание старых, бурение горизонтальных скважин, организацию системы заводнения и т.д. Это позволит добыть дополнительно около 20 млн м3 нефти.
В статье большое внимание уделяется детальному геологическому изучению на базе геофизических исследований скважин, анализа керна и промысловых данных по добыче нефти, газа, воды, изменения давлений и т.д. Основная цель этих исследований - определение характера распределения остаточных запасов нефти и прогноз ее извлечения. В результате выполненных исследований получены следующие оценки запасов нефти (в млн. стандартных м3): 1. Начальные геологические запасы — 194,3 млн. м3. 2. Суммарные подвижные запасы - 145,6 млн. м (75%) 3. Добыто нефти —41,3 млн. м3 (21,3%); 4. Остаточные извлекаемые запасы при существующей плотности сетки скважин - 12,7 млн. м3 (6,5%); 5. Извлекаемые запасы за счет бурения дополнительных и горизонтальных скважин, их перезаканчивания и организации заводнения пластов — 7,4 млн. м (3,8%); 6. Остаточная подвижная нефть - 84,2 млн, м (43,4%); 7. Остаточная неподвижная нефть -48,6 млн. м (25%).
Этот пример иллюстрирует проводимые работы по оживлению старых месторождений. Он не отражает современные достижения в области совершенствования разработки нефтяных месторождений: вторичные методы -заводнение - только начинаются; физико-химические и др. методы увеличения нефтеизвлечения еще не применяются.
В работе также не приводятся сведения о детальных сейсмических исследованиях, построении геолого-технологических моделей и моделировании процесса разработки. Но достаточно убедительно обосновано распределение запасов, для извлечения которых должны быть разработаны соответствующие технологии.
На более современном уровне выполнены исследовательские и практические работы по повышению эффективности разработки месторождения Budare (Венесуэла), введенного в эксплуатацию в 1954г., с накопленной добычей 15,1 млн. м3 нефти [60]. В начале 1990-х годов суточная добыча на месторождении составляла всего около 500 м при постоянном снижении за последние 6 лет. Благодаря выполненным комплексным геологическим исследованиям были определены следующие главные направления для увеличения добывных возможностей месторождения: - приращение запасов за счет расширения границ месторождения;
Направления исследований для выявления остаточных извлекаемых запасов нефти на месторождениях поздней стадии разработки
Вопросы, связанные с условиями образования остаточной нефти на месторождениях с большой историей эксплуатации, достаточно подробно рассмотрены в литературе. Результаты подобных исследований приводятся, например, в работах А.Г. Ковалева, Т.Н. Курбского, Н.Н. Михайлова, И.Л. Мархасина, М.Л. Сургучева, Э.М. Симкина, Б.И. Тульбовича, Р.Н. Фахретдинова и других [7-21].
Результатом доисследования старых месторождений, эксплуатация которых ведется на поздней стадии разработки, при развитой инфраструктуре добычи и транспортировки нефти по аналогии работ на зарубежных месторождениях [58, 59, 60, 61], может быть прирост извлекаемых запасов и . вовлечение их в разработку при минимальных капиталовложениях.
Основными направлениями геолого — промыслового анализа истории разработки длительно эксплуатируемого месторождения, с целью прироста запасов нефти, являются: - гидродинамический контроль состояния разработки месторождения за весь период; - анализ динамики пластовых давлений по пластам при разработке многопластового объекта; - определение степени участия коллекторов различных групп в выработке запасов при эксплуатации в скважинах общим фильтром и т. д.
Выявление интервалов пластов, вовлеченных в процесс дренирования при гидродинамическом контроле состояния разработки, длительное время эксплуатируемых месторождений, предусматривает детальную дифференциацию коллекторов по проницаемости, анализ большого объема информации о динамике пластовых давлений продуктивного горизонта, увязанных с материалами потокометрии и дебитометрии и т.д.
По геолого-промысловой дифференциации продуктивного разреза с учетом объемной глинистости пород, работы нагнетательных и добывающих скважин, минерализации закачиваемой и отбираемой попутно воды, сведений о характере выработки запасов нефти, заводнения пластов за весь предыдущий срок их эксплуатации специалистами КГУ, ТГРУ АО «Татнефть» и ТатНИПИнефть установлено следующее [34]:
1. Глиносодержащие пласты-коллекторы при организации системы воздействия на их запасы могут продолжительное время участвовать в эксплуатации объекта;
2. Рост дебита нефти и жидкости по скважинам возможен в период их безводной эксплуатации или с отбором пластовой воды плотностью 1,18 г/см3;
3. Снижение дебита нефти совпадает по времени с появлением признаков опреснения воды в продукции скважин;
4. Динамика обводнения характеризуется нарастанием и последующей стабилизацией содержания воды в добываемой жидкости на уровне 35-45% из глинистых коллекторов с проницаемостью менее 0,1мкм и до 50-55% из коллекторов с проницаемостью более 0,1 мкм ;
5. Отбор жидкости из глинистых коллекторов ведется, как правило, в условиях дефицита пластового давления по сравнению с окружающими неглинистыми коллекторами, в которые закачиваются большие объемы пресной и слабоминерализованной сточной воды; 6. При снижении плотности минерализации закачиваемой воды менее 1,11-1,09 г/см глинистые пласты коллекторы практически не участвуют в эксплуатации.
Обобщение результатов определения коэффициентов вытеснения нефти водой различной минерализации в пластовых условиях по керну показало резкое снижение этого показателя (с 0,74 до 0,60) для глиносодержащих коллекторов с выраженной послойной неоднородностью при заводнении слабоминерализованной водой. Это заключение подтверждают и лабораторные опыты по фильтрации пластовых, промысловых и пресных вод [34].
В результате обобщения полученных данных специалистами КГУ, ОАО «Татнефть» и «ТатНИПИнефть» произведена геолого-промысловая дифференциация пластов-коллекторов, учитывающая глинистость, их проницаемость и продуктивность. Это дало возможность типизировать (таблица 4) строение пластов коллекторов в разрезах конкретных скважин и выделить несколько типов залегания глиносодержащих (Кгл 2,0%) пластов-коллекторов [34].
Из таблицы 4. видно, что около 80 % запасов нефти сосредоточено в таких глинистых пластах-коллекторах, в которых необходимо организовать ту или иную самостоятельную систему заводнения [34].
Достоверность определения КИН по эксплуатационным объектам имеет большое практическое значение на всех этапах проектирования разработки нефтяных месторождений. Эта проблема приобретает особую актуальность на поздней стадии разработки, поскольку от величины остаточных извлекаемых запасов во многом зависит эффективность применения той или иной технологии воздействия на продуктивные пласты [24].
Анализ состояния разработки Павловской площади
Павловская площадь расположена в центральной части Ромашкинского месторождения и граничит с севера Восточно-Сулеевской, с запада -Абдрахмановской, с юга и востока - Зеленогорской площадями (рисунок 6). Район характеризуется хорошо развитой системой нефтепромысловых сооружений, промышленных и бытовых объектов. В промышленную разработку Павловская площадь введена с 1954 г. Разработка площади осуществлялась согласно утвержденных проектов [36,37,38,39,40,41]. Максимальный уровень добычи нефти по объекту был достигнут в 1968 г. и составил 3,868 млн. т. (3,8% от начальных извлекаемых запасов) при текущем КИН-0,207 и обводненности добываемой продукции-35,7%. При снижении темпов отбора нефти и увеличении обводненности продукции структура запасов изменилась в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых. Уровни проектного документа [42] не выполнялись, в связи с чем в 1981 году был составлен уточненный проект разработки [43].
Со времени его составления прошло более 20 лет. Проектные мероприятия до 1993 года выполнялись удовлетворительно. Отклонения отборов нефти от установленных норм были незначительны. Однако, в 1993-1995 годы величина отклонений стала существенной, среднесуточная добыча нефти снизилась до 1270т/сут при обводненности добываемой продукции более 90% [44]. Возникла острая необходимость глубокого и комплексного изучения причин этого явления, включая геологические, техногенные и технические проблемы, в том числе соответствие сложившейся системы разработки поддержания пластового давления уровню решаемых задач.
Основным объектом разработки на Павловской площади являются терригенные коллекторы пашииского горизонта верхнего девона (горизонт Ді), в разрезе которого выделяются 8 пластов (сверху - вниз): "а", "бі", "б2", "б3 \ "в", НГ[.", "г24-з", "д". Площадь условно разделена на 4 блока.
Средняя абсолютная отметка начального ВНК на площади составляла -1488,6м при незначительном изменении по блокам. В целом по площади пласты с подошвенной водой вскрыты 303 скважинами, из них в 2-х скважинах вскрыт ВНК в пласте "в", в 99 - в пласте " гі", в 184 - в пласте "г2+з" ив 18 - в пласте "д".
Горизонт Д) является единой гидродинамической системой, что подтверждается общим ВНК для всех пластов и высокой литологической связанностью между пластами, имеющими различные фильтрационно-емкостные свойства.
Согласно принятой для коллекторов Ромашкинского нефтяного месторождения классификации породы по емкостным параметрам подразделяются на высокопродуктивные-1, высокопродуктивные глинистые-(1) и малопродуктивные-2 группы коллекторов. В таблице 7 приведена
Среднее 0,207 0,188 0,151 0,195 0,580 0,293 ОД 17 0,388 0,832 0,779 0,652 0,798 характеристика средневзвешенных параметров пластов, определенных по геофизическим данным, по группам коллекторов. Как видно из таблицы, наиболее высокими значениями пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по всем пластам характеризуются высокопродуктивные неглинистые коллектора. Однако, судя по данным таблицы, средние характеристики пластов по разрезу оказываются очень близкими, тогда как по отдельным скважинам они отличаются значительно и определяют процесс участия пластов в работе.
Совершенствование системы заводнения
Система поддержания пластового давления (ППД) на Павловской площади зарождалась около 45 лет назад. Поэтому морально и физически устаревшая к середине 90-х годов система ППД не отвечала требованиям времени и не позволяла оперативно регулировать процесс заводнения, необходимый для полноценной выработки запасов всех категорий [44].
Годовая закачка воды за последние годы сохранялась примерно на одном уровне и составляла 720 тыс.м . Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составила 115 м /сут.
При изучении состояния заводнения коллекторов III блока по пластам была использована вся накопленная с начала разработки информация, включающая в себя результаты геофизических исследований скважин, данные об определениях химического состава и плотности добываемой вместе с нефтью воды, динамику изменения обводненности продукции скважин, результаты проведения капитальных ремонтов и гидродинамических исследований скважин.
Совместная эксплуатация высокопродуктивных и малопродуктивных пластов в нагнетательных скважинах, отличающихся проницаемостью, не позволяли регулировать процесс заводнения непосредственно по пластам. Запасы верхней группы пластов, в основном, оставались неподвижными или малоподвижными из-за отсутствия самостоятельной системы воздействия на них. Нагнетательные скважины различной приемистости, работающие с общего водовода по разным группам пластов, интенсивно заводняли только высокопроницаемые пласты.
По состоянию на 1. 01. 1997г 38 нагнетательных скважин имели 8 источников нагнетания, причем по одной скважине на водоводе были обвязаны всего 6 скважин, остальные по 2-3 скважины на водоводе (таблица 24).
Кроме того, в 7 нагнетательных скважинах действующего фонда совместно эксплуатировались вскрытые перфорацией высокопродуктивные песчаники с малопродуктивными коллекторами и в 13 скважинах высокопродуктивные песчаники с высокопродуктивным глинистыми коллекторами.
Количество нагнетательных скважин III блока, имеющих перфорацию только по одному пласту на 1. 01. 1997г, составляло 47,3%. Из-за невозможности регулирования режимов закачки воды в большинстве нагнетательных скважин при одновременном заводнении по пластам с неоднородными коллекторскими свойствами наблюдалось постепенное снижение эффективности воздействия заводнения на запасы. Основная часть закачиваемой воды принималась нижними, высокопродуктивными с лучшими коллекторскими свойствами пластами, создавая дефицит компенсации отборов по верхним, менее проницаемым пластам.
Начиная с 1997 года, на III блоке на основе анализа результатов разработки за предыдущий период эксплуатации и выявления участков, с не вовлеченными в разработку запасами по результатам геолого гидродинамической модели эта проблема решалась путем реконструкции системы ППД. Основными направлениями реконструкции системы ППД выбраны: перераспределение фонда нагнетательных скважин и внедрение миниблочных кустовых насосных станций малой производительности (МБКНС) для скважин с низкопроницаемыми коллекторами; освоение под закачку новых нагнетательных скважин на участках с выявленными запасами; ремонт нагнетательного фонда скважин с применением методов увеличения нефтеотдачи (МУН); реконструкция системы водоводов.
Нагнетательные скважины, имеющие низкую приемистость по геологическим причинам, были перераспределены и переобвязаны группами на МБКНСы, оснащенные плунжерными насосными агрегатами типа АНТ-90 производительностью 250-300 м /сут, способными развить давление на выкиде до 20,0 МПа. На МБКНСы подключались от 2 до 4 нагнетательных скважин соразмерной проницаемостью перфорированных коллекторов, имеющие приемистость С?ж=25т-100 м3/сут при Р= 14 -16 МПа, закачивающие воду по верхней группе продуктивных пластов горизонта Д При этом нагнетательные скважины с приемистостью 150 м /сут и выше нагнетавшие воду по высокопродуктивным пластам при Р 10 МПа, остались под закачкой от существующих КНС производительностью 1,2-М,5 тыс.м /сут. В результате перераспределения 55% действующего фонда нагнетательных скважин на МБКНСы выросло количество источников нагнетания до 10, против 8 существовавших до 1997г. По состоянию на 1.01.2005г количество нагнетательных скважин, обвязанных по одному на водовод, увеличилось до 22 против 6 (таблица 25), вследствие чего появилась возможность оптимизировать процесс разработки посредством регулирования заводнения по пластам.
