Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Особенности геологического строения и нефтеносность продуктивных горизонтов 11
1.1. Стратиграфия 11
1.2. Геолого-промысловая характеристика, нефтеносность продуктивных горизонтов 17
1.3. Структура запасов нефти месторождений и объектов разработки ...24
1.4. Геолого-промысловая классификация месторождений и залежей нефти 26
ГЛАВА 2 . Особенности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти 30
2.1 Геолого-промысловый анализ состояния разработки малопродук тивных месторождений высоковязкой нефти 30
2.2. Особенности заводнения при разработке нефтяных месторождений небольших размеров, пути совершенствования системы 1111Д 34
2.3. Обоснование выбора методов увеличения нефтеизвлечения с учетом особенностей геологического строения и выработаности запасов нефти 38
2.4. Исследование эффективности технологий МУН по созданию системы разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами 40
2.5. Основные направления совершенствования системы разработки, повышения технико- экономических показателей месторождений высоковязкой нефти 48
ГЛАВА 3. Развитие методов увеличения продуктивности нефтяных скважин и новых технологий для освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти 52
3.1. Выбор вариантов развития технологий разработки месторождений высоковязкой нефти 52
3.2. Выбор технологий увеличения нефтеизвлечения для освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти 55
3.3. Краткие характеристики эффективных технологий увеличения нефтеизвлечения, критерии их применения
3.3.1. Бурение горизонтальных скважин 56
3.3.2. Технология гидрокислотного разрыва карбонатных коллекторов 63
3.3.3. Технологии вскрытия продуктивных пластов 67
3.3.4. Методы кислотной обработки пласта 74
3.3.5. Технология бурения боковых ответвлений 78
3.3.6. Технология гидромониторного вскрытия пласта радиальными стволами 81
3.4. Результаты опытно-промышленных работ по совершенствованию
технологий разработки залежей трудноизвлекаемых запасов нефти 87
ГЛАВА 4. Совершенствование методов анализа разработки при комплексном применении геолого-технических мероприятий на месторождениях высоковязкой нефти 100
4.1. Основные принципы подбора оптимального комплекса ГТМ 100
4.2. Анализ состояния разработки месторождения нефти, результатов применения ГТМ 102
4.3. Особенности понятия о ГТМ и методов увеличения нефтеотдачи, методические основы оценки их результатов 105
4.4. Обоснование создания программы для оценки эффективности разработки участков, залежей, месторождений нефти 109
4.5. Оперативная оценка рентабельности разработки залежи нефти 111
4.6. Порядок формирования комплекса ГТМ по объекту разработки .115
4.7. Оперативная оценка эффективности разработки залежи нефти как единого проекта применения комплекса ГТМ в различных экономических условиях
4.7.1. Оценка эффективности разработки Южно-Нурлатского месторождение 121
4.7.2. Оценка эффективности ввода в разработку залежи нефти Иргинского поднятия Пионерского месторождения 124
Заключение 125
Список использованной литературы
- Структура запасов нефти месторождений и объектов разработки
- Обоснование выбора методов увеличения нефтеизвлечения с учетом особенностей геологического строения и выработаности запасов нефти
- Краткие характеристики эффективных технологий увеличения нефтеизвлечения, критерии их применения
- Особенности понятия о ГТМ и методов увеличения нефтеотдачи, методические основы оценки их результатов
Введение к работе
Актуальность проблемы. В связи с тем, что сегодня основную добычу в Республике Татарстан обеспечивают крупные месторождения (Ромашкинское, Бавлинское, Ново-Елховское), достигшие значительной степени выработанности запасов нефти, важное значение имеет исследование проблемы повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. На изучаемой территории Мелекесской впадины расположены 24 многообъектных месторождений, включающие 547 обособленных малопродуктивных залежей высоковязкой нефти. Доля трудноизвлекаемых запасов нефти составляет 96 % от текущих извлекаемых, большая их часть сосредоточены в карбонатных коллекторах (67% балансовых). Эти запасы нефти представляют большую значимость для стабилизации добычи нефти изучаемой территории на всю оставшуюся перспективу. Поэтому совершенствование методов анализа состояния разработки, обоснование комплекса геолого-технических мероприятий для выработки трудноизвлекаемых запасов нефти и увеличения коэффициента извлечения нефти месторождений, имеющих высокую степень геологической неоднородности, представляет практический и научный интерес.
Цель работы. Повышение эффективности разработки залежей высоковязкой нефти на основе комплекса технологий воздействия на пласт, интенсификация выработки трудноизвлекаемых запасов при непрерывной оценке рентабельных пределов эксплуатации залежи нефти.
Задачи исследований. Изучение проблем разработки малопродуктивных залежей нефти, исследование и обобщение результатов опытно-промысловых испытаний комплекса технологий воздействия на пласт в условиях залежи, месторождения сложного геологического строения.
Исследование и совершенствование методов анализа и расчета количественных показателей комплекса ГТМ при их применении в пределах
залежей, месторождений высоковязкой нефти.
С.-Петербург
4 Обоснование выделения гидродинамически обособленных участков объекта разработки на момент проведения комплекса геолого-технических мероприятий для оценки рентабельности эксплуатации.
Разработка методики технологической и экономической оценки результатов комплексного применения ГТМ на залежах, месторождениях, автоматизация расчетов.
Обоснование технологии интенсификации выработки запасов высоковязкой нефти из низкопроницаемых коллекторов малопродуктивных залежей путем применения комплекса технологий воздействия на пласт при непрерывной оценке экономически рентабельных пределов эксплуатации залежи нефти.
Методы решения задач. Поставленные задачи решались с использованием методов геолого-промыслового анализа; обобщения результатов опытно-промышленных работ комплексом технологий ГТМ в скважинах, на обособленных залежах, насыщенных вязкой и высоковязкой нефтью. Для оценки результатов применения комплекса ГТМ в условиях залежей разработана программа к базе данных геологического отчета «ТатАСУнефть» ОАО «Татнефть». Научная новизна.
1.Обоснованы принципы выделения гидродинамически обособленных участков залежей высоковязкой нефти для комплексного применения ГТМ, МУН с целью повышения эффективности системы разработки.
2.Разработана методика оценки суммарного технологического эффекта выбранного комплекса ГТМ в динамике эксплуатации залежи.
3.Разработана методика обоснования и выбора комплекса методов и технологий воздействия на пласт с целью организации системы разработки залежей высоковязкой нефти в низкопродуктивных коллекторах.
4.Установлеиы приоритетные технологии для эффективной разработки залежей высоковязкой нефти, обоснован выбор новых методов и
5 технологий увеличения нефтеизвлечения залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами.
5.Обоснована технология интенсификации выработки запасов высоковязкой нефти из низкопроницаемых коллекторов малопродуктивных залежей путем применения комплекса технологий воздействия на пласт при непрерывной оценке экономически рентабельных пределов эксплуатации залежи нефти.
Основные защищаемые положения.
1.Методика выделения гидродинамически «обособленных» участков залежи, объекта разработки, месторождения на момент проведения ГТМ.
2.Методика обоснования и выбора комплекса методов и технологий воздействия на пласт с целью организации системы разработки залежей высоковязкой нефти в низкопродуктивных коллекторах.
3.Технология интенсификации выработки запасов высоковязкой нефти повышением эффективности системы разработки на основе комплекса технологий воздействия на пласт при непрерывной оценке экономически рентабельных пределов эксплуатации залежи нефти.
Практическая ценность и реализация результатов работы. Созданы участки опытно-промышленных работ с организацией системы разработки залежей нефти в верейско-башкирских, турнейских отложениях. Оптимизирована система разработки на участках опытно-промышленных работ залежей низкопродуктивных карбонатных коллекторов, увеличены темпы отбора нефти. Определена динамика основных параметров процесса разработки участков опытно-промышленных работ с использованием предложенных в работе методов анализа разработки залежей, методики оценки эффективности текущих и прогнозных показателей применения комплекса ГТМ. Проведена оценка периода окупаемости затрат на ГТМ. Результаты диссертационной работы внедрены при проведении опытно-промышленных работ комплексом ГТМ с целью организации системы разработки.
б Разработана компьютерная программа для оперативного расчета текущих и прогнозных показателей обособленных залежей нефти и в целом по месторождению, что повышает эффективность принимаемых решений при планировании геолого-технических мероприятий при вьфаботке трудиоизвлекаемых запасов нефти. Предлагаемая методика оценки эффективности ГТМ является инструментом геолога объекта разработки и позволяет управлять разработкой месторождений экономически обоснованным набором ГТМ по расчетным количественным показателям: добыче нефти, жидкости, окупаемости, рентабельности; проводить экономическое и технологическое обоснование реализации рекомендаций гидродинамического моделирования.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на заседаниях Технического совета ОАО «Татнефть»; «ТатАСУнефть» в период с 2000-2005 гг. (г. Альметьевск); на научно-практических конференциях: «Контроль и регулирования разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений (г. Альметьевск, 2000 г.); «Совершенствование методов проектирования разработки нефтегазовых месторождений Татарстана на современном уровне (г. Альметьевск, 2001 г.).
Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 15 опубликованных работах.
Структура и объем работы. Диссертационная работа содержит введение,четьтре главы, заключение, список литературы из 93 наименований, 40 приложений. Работа изложена на 139 страницах машинописного текста, в том числе 9 таблиц. Приложения включают 33 рисунка, 7 таблиц. Краткое содержание работы.
Структура запасов нефти месторождений и объектов разработки
Малевский и упинений горизонты (Cimal, Ciup). Близость литологического состава, бедный комплекс остатков фауны и флоры не позволяют уверенно расчленять малевско-упинские отложения и они рассматриваются совместно. Мощность малевско-упинских отложений обычно равна 25-3 6м, увеличиваясь до 70-91м (скв.689,690 Степноозерская пл.). Во «врезах», развитых на Восточном борту Мелекесской впадины малевско-упинские отложения частично (скв.241 Кутушско-Кадеевская пл.) или полностью выпадают из разреза (скв. 602,648,649,683,918,971,985,990, Степноозерская пл.; скв.825,830,842 Черемуховская пл.). Черепетский горизонт (CicrpV Черепетские отложения отсутствуют в предвизейских "врезах, развитых на Восточном борту Мелекесской впадины. В разрезах черепетские отложения представлены известняками серыми, органогенно-обломочными, иногда биогермными, участками доломитизированными, до перехода в доломиты. Мощность горизонта изменяется от 0-28м (скв.151 Кутушско-Кадеевская пл.) до 114-147м. (скв.689 и 690, Степноозерская пл.).
Кизеловский горизонт (Cikzl) в разрезах различных типов представлен неоднозначно, а местами полностью отсутствуют. Отложения этого возраста не встречены в эрозионных врезах на Черемуховской, Енорускинской, Нурлатской, Степноозерской, и других площадях. Отсутствие их связано с размывом турнейских отложений, захватившим осадки кизеловского, черепетского и даже малевско-упинского горизонтов в ранневизейское время. В разрезах акташского и билярского типов горизонт слагается известняками светло-серыми, коричневато-серыми, прослоями неравномерно глинистыми, прослоями пористыми, иногда плотными, со стилолитовыми швами в верхней части горизонта. Мощность горизонта изменяется от 16м (скв.163 Кутушско-Кадеевская пл.) и до 123-125м (скв.689 и 690 Степноозерская пл.).
Визейский ярус включает кожимский (Сі к) и окский (Сі ок) надгоризонты. Кожимский надгоризонт состоит из косьвинского (Ci ksv) и радаевского (Сі rd) горизонтов, сложенных аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников; бобриковского горизонта сложенного песчаниками.
Бобриковский горизонт (Cibb) имеет повсеместное развитие. Песчаники бобриковского горизонта светло-серые разнозернистые, кварцевые, неравномерно глинистые, участками пиритизированные, пористые, проницаемые. Мощность горизонта колеблется в пределах от 1м (скв.834 Черемуховская пл.)- до 18м (скв.94 Нурлатская пл.). Наименьшие мощности приурочены к повышенным частям структур 3-го порядка и чаще всего горизонт представлен одним песчаным пластом. Некоторое увеличение мощности отмечается на крыльях структур. Песчаники являются хорошими коллекторами и часто нефтенасыщенные. В зонах развития эрозионных "врезов" там, где отсутствуют радаевские и елховские отложения, бобриковский горизонт представлен песчаниками и алевролитами с тонкими прослоями аргиллитов, углисто-глинистых сланцев и углей мощностью горизонта от 14 м (скв.637 Степноозерская пл.) и до 71м (скв.842 Черемуховская пл.).
Тульский горизонт (CituD окского надгоризонта сложен переслаиванием аргиллитов и песчаников с тонкими прослоями известняков. Аргиллиты серые, алевритистые, слюдистые, в разной степени пиритизированные, иногда с растительными остатками. Мощность отложений тульского горизонта изменяется в пределах 6м (скв.164 Кутушско-Кадеевская пл.) -19м (скв.689 Степноозерская пл.). К пластам песчаников и алевролитов тульского горизонта приурочены месторождения нефти.
Выше по разрезу в окском надгоризонтах представлены также алексинский (Ci al), Михайловский (Сі mch) и веневский (Сі vn) горизонты, сложенные темно-серыми, плотными доломитами общей толщиной 60-180 метров.
Среднекаменноугольные отложения представлены серпуховским, башкирским и московским ярусами. Серпуховкий ярус (Ci sr) сложен доломитами желтовато-серыми прослоями кавернозными с толщиной отложений до 160 метров.
Отложения башкирского яруса (СгЬасЬ) со стратиграфическим несогласием залегают на отложения серпуховского яруса, что подтверждается отсутствием на большей части территории нижней части башкирского яруса. Отмечается размыв и в предверейское время, в результате которого мощность башкирских отложений сокращается до 8-7м, а в эрозионных предверейских "врезах" они полностью выпадают из разреза (скв. 146 Кутуш-Кадеевская пл.). Мощности башкирского яруса изменяются от 14м (скв.11 Нурлатская пл.) до 50м (скв.290 Кутушско-Кадеевская пл.) и в отдельных скважинах до 60м (скв.677 Степноозерская пл.). Средняя мощность составляет 25-40м. Отложения башкирского яруса представлены во всех разрезах известняками. Известняки светло-серые со стилолитовыми швами и примазками зеленовато- серой глины по их поверхностям, органогенные, слабо перекристаллизованные.
Московский ярус представлен верейским (С2 ver), каширским (С2 kch), -подольским (С2 pod) и мячковский (С2 mch) горизонтами, сложенных органогенно-обломочными известняками с прослоями доломитов.
Верейский горизонт (dver) по литологическим особенностям делится на две части: нижнюю - преимущественно карбонатную и верхнюю -карбонатно-терригенную. Известняки, слагающие нижнюю пачку, серые, органогенные, в разной степени глинистые с тонкими прослоями аргиллитов и алевролитов. Верхняя часть верейского горизонта представлена серыми, зеленовато-серыми, плитчатыми аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов, неравномерно глинистых песчаников и известняков.
Обоснование выбора методов увеличения нефтеизвлечения с учетом особенностей геологического строения и выработаности запасов нефти
Основные особенности геологического строения, влияющие на выбор и эффективность применяемых систем разработки мелких месторождений высоковязкой нефти, следующие [49,52]: 1. Залежи приурочены к различным структурным этажам, контролируемых структурами третьего порядка. Это обусловило разнообразие геолого-промысловых типов месторождений. Они представлены сочетанием залежей двух-четырех нефтеносных горизонтов с частичным или полным совпадением их в плане. 2. Основные извлекаемые запасы нефти содержатся в регионально выдержанных отложениях: тульско-бобриковских (44 %),турнейских (14 %), верей-башкирских (31,5 %). Нефтеносность локального характера в кыновско-пашийских и каширских отложениях. 3. На этих месторождениях значительное развитие имеет карбонатные отложения. В этих коллекторах мелких месторождений содержится 67% геологических запасов. 4.Нефтеносные пласты характеризуются большой зональной и послойной неоднородностью пластов, содержат нефть повышенной (от 10 до 30 мПа.с) и высокой (до 1000 мПа.с) вязкости. 5. Наибольшей продуктивностью характеризуются терригенные отложения нижнего карбона, пористость их изменяется от 11% до 26%, проницаемость - от нескольких десятков до 3100 мД. Эти коллектора насыщены нефтью вязкостью от 30 до 130 мПа.с. Песчаники слабоцементированные, слабоглинистые. Высокой неоднородностью характеризуются залежи в верей-башкирских и турнейских отложениях, представленные трещинными, порово-трещинными, трещинно-поровыми карбонатными коллекторами. Пористость по керну изменяется от 0,5 до 21%, составляя по большинству залежей 5-10%, проницаемость - от 10 до 100-130 мД, в среднем 20-50 мД. Вязкость нефти в турнейском, тульско-бобриковских отложениях 45-75 мПа.с, а в верей-башкирских отложениях она выше и колеблется 60-90 мПа.с, а по большинству залежей 80-130 мПа.с. 6. Основные запасы нефти месторождений относятся к категории трудноизвлекаемых. Из общего количества текущих извлекаемых запасов только 4 % являются активными. Они уже эксплуатируются с достаточной эффективностью при применении традиционных методов заводнения. Проведенный анализ показал, что при заводнении с применением физико-химических методов повышения нефтеизвлечения можно разрабатывать трудно извлекаемые запасы месторождений: Бурейкинское, Вишнево-Полянское, Ильмовское, Чегодайское, Черемшанское, Ашаль-чинское, Лангуевское, Пионерское.
Особенности геологического строения небольших месторождений в части проектирования разработки уже сами по себе являются проблемами, как, например, выбор способа разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах или применение заводнения для выработки вязкой нефти из карбонатов. Изучение геологического строения малопродуктивных залежей, месторождений обобщение опыта разработки месторождений других регионов позволили ТатНИПИнефть определить основные принципы разработки [52]:
Выделяемые объекты в комплексе с проектируемыми методами воздействия должны обеспечить достижение запланированного КИН.
Эксплуатация объекта производиться при условии создания на эти пласты системы воздействия, обеспечивающей поддержание пластового давления. Недопустимо объединение в один объект пластов (горизонтов) с различными режимами разработки.
На многообъектном месторождении необходимо выделять основной, второстепенный и возвратные объекты. Первые содержат основные извлекаемые запасы месторождения, характеризуется наибольшей продуктивностью пластов и обладает более высоким уровнем добычи нефти. Второстепенный объект содержит меньшие объемы запасов, чем базисный, но требует самостоятельной системы разработки.
При разбуривании месторождения двумя самостоятельными сетками скважин возвратными объектами могут быть: при выделении залежей нижнего карбона в самостоятельный объект разработки - кизеловско-черепетские или алексинские отложения; при выделении залежей среднего карбона - либо верейские, или башкирские, либо каширские отложения. При разбуривании тремя самостоятельными сетками скважин возвратными объектами могут быть упино-малевские, либо кизеловско-черепетские, либо алексинские или каширские отложения. 5. При объединении в один эксплуатационный объект нескольких пластов производится первоочередная отработка тех, разработка которых предусматривается с применением более интенсивных систем. При этом отработка пластов производится по принципу "снизу вверх". Система воздействия должна обеспечивать достаточно высокие темпы разработки и экономически рентабельный конечный КИН.
Выводы l.Bce месторождения рассматриваемой территории по классификации относятся к малопродуктивным, нетрадиционным залежам. 2.Извлекаемые запасы нефти вырабатываются неравномерно, за исторический период разработки 26 лет доля добычи из карбонатных коллекторов составляет всего 21%.
3.Каждая залежь месторождения требует индивидуального подхода в организации системы разработки. Заводнение достаточно эффективно технологически целесообразно, для достижения необходимых градиентов давления необходимо применять загустители при циклическом воздействии. 4.0сновными факторами геолого-промыслового характера, являющихся причиной низких темпов выработки запасов нефти месторождений вязкой нефти является:
Краткие характеристики эффективных технологий увеличения нефтеизвлечения, критерии их применения
По скважине 314 Черемшанского месторождения прирост составляет по жидкости 2,4 т/сут, по нефти - 2.2 т/сут. По соседней скважине 712 при низком динамическом уровне (995 м) прирост по нефти составил 0,9 т/сут (начальный дебит нефти 0,8 т/сут), далее через два месяца скважина перешла в периодический режим работы. Произвели глубокую солянокислотную обработку в многоцикловом режиме в четыре порции с промежуточным реагированием 2-3 часа между порциями. После освоения свабированием получен дебит по жидкости 4,5 т/сут, по нефти 4,1 т/сут. Ежемесячно дебит скважины снижался и на десятый месяц работы скважины дебит нефти составил 2,0 т/сут (Прирост 1.3 т/сут).
По скважине 4892 Ашальчинского месторождения (кизеловский горизонт) на второй месяц эксплуатации дебит нефти снизился до первоначального 2,4 тонн/сут., уровень жидкости в скважине снизился до приема насоса. Произвели глубокую солянокислотную обработку пласта и на 11-ый месяц работы скважины дебит жидкости оставляет 4.7 т/сут, по нефти 4.2 т/сут, прирост по нефти составил 2.2 т/сут.
За период октябрь-декабрь 2005 года гидромониторное бурение радиальных стволов выполнено еще в 13 скважинах. Геологические и технологические условия выбранных участков следующие:
Выбранные для гидромониторного вскрытия пластов скважины расположены на участках залежей с организованной закачкой, расстояния до водонефтяного контакта (ВНК) 15 м. и более, текущие пластовые давления ниже начальных не более чем на 10-15%, обводненность продукции менее 35%.
Гидромониторным бурением вскрывались карбонатные коллектора верейского горизонта (скв. 5971, 5966, 5952), кизеловского горизонта в скважинах 5898, 5896, 1549, 9072, 9028,1371 ,4819; в скважине 651 вскрыты пласты башкирского яруса Ивашкино-Мало-Сульчинского месторождения; в скважинах 60, 1753 вскрыты терригенные коллектора бобриковского горизонта Нурлатского месторождения.
Интервалы гидромониторной проходки радиальных стволов выбирались по ГИС разреза с учетом большей пористости.
На основании опыта эксплуатации первых 3-х скважин 314ч, 712, 4892 после гидромониторного вскрытия пласта радиальными стволами по следующим 13 скважинам было принято решение завершать технологию бурения радиальных стволов солянокислотной обработкой пласта в различных вариантах: -в скважине 1753 проведена глинокислотная (объем 5,5 м3) обработка пласта в режиме ванны; -выполнено ОПЗ пласта через гибкий шланг в конце завершения гидромониторного бурения радиального ствола в скв. 1549, было закачано по 400 литров 12% раствора HCL в каждое отверстие; -в скважине 9028 выполнено ОПЗ 12% раствором HCL в объеме по 1м3 в каждое отверстие; -в скважинах 5898, 5971, 5896, 5966, 651, 9072, 1371 проведены ОПЗ пласта соляной кислотой в объемах от 14 м3 до 27 м3 в 4 порции, с промежутками для реагирования продолжительностью 2,5-3 часа. Проводилось продавка кратковременным гидроимпульсным воздействием, в качестве жидкости для продавки применяли нефть; -в скважине 5952 в качестве рабочего раствора применили метанол, ОПЗ пласта не проводили; -в скважине 60 Нурлатского месторождения (терригенный коллектор) глинокислотная обработка запланирована по результатам падения дебита (первоначальный прирост 2,2 т/сут по нефти).
Примеры технологии проведения ОПЗ соляной кислотой по скважинам нижеследующие: 1.Скважина 1371 Ивашкино-Мало-Сульчинского месторождения (турнейский ярус). Радиальное вскрытие пласта проведено с 8-9.12.05г. в количестве 4-х отверстий длиной по 100 на глубинах: 1180м., 1177,5м., 1176м., 1175м.
После завершения проводки PC проведено ОПЗ пласта через пакер ПРО в объеме 13,7м3 12% соляной кислоты и 12 м3 нефтекислотной смеси (8 м3 12% HCL + 4 м3 нефти) в циклическом режиме. 1 цикл - кислотная ванна объемом 2 м3 продолжительностью 4 часа; 2 цикл- закачка 8 м3 раствора соляной кислоты в пласт при давлении 20 атм. При продавке произведено 5 гидроимпульсов (5 мин. закачка, 5 мин. выдержка). Ожидание реагирования - 3 часа; 3 цикл: закачка 12 м3 нефтекислотной смеси в пласт при давлении 25/50 атм. Ожидание реагирования — 5 часов. Свабирование проведено в объеме 52м3. 2. Скважина 5971 Пионерского месторождения (верейский горизонт). Радиальное вскрытие пластов проведено в количестве 4-х отверстий длиной по 50м. на глубине 978м. ОПЗ 12 % соляной кислотой объемом 21м3 проведено в четыре цикла. 1 цикл - кислотная ванна объемом 3 м3 продолжительностью 4 часа; 2 цикл- закачка 6 м3 кислоты в пласт при давлении 15 атм. При продавке произведено 5 гидроимпульсов (5 мин. закачка, 5 мин. выдержка). Ожидание реагирования - 3 часа. 3 цикл- закачка 9 м3 кислоты в пласт при давлении 20 атм. При продавке произведено 5 гидроимпульсов (5 мин. закачка, 5 мин. выдержка). Ожидание реагирования — 6 часов; 4 цикл- закачка 3 м кислоты в пласт при давлении 20 атм. При продавке произведено 5 гидроимпульсов (1 мин. закачка, 5 мин. выдержка). Ожидание реагирования — 5 часов. Свабирование проведено в объеме 100 м3. 3. В скважине 9028 Ивашкино-Мало-Сульчинского месторождения (турнейский ярус) радиальное вскрытие пласта проведено в количестве 4-х отверстий на глубинах: 1199м 2 отверстия по 100м и 2 отверстия по 100м. на глубине 1197,5м. ОПЗ 12 % соляной кислотой проведено по 1 м3 в каждое радиальное отверстие после завершения гидромониторной проходки через рабочую головку. Свабирование проведено в объеме 43 м3.
Показатели скважин с радиальными стволами через два месяца эксплуатации приведены в приложении 17. По мере освоения скважин параметры оборудования приводились в оптимальный режим.
Для дальнейшего повышения эффективности технологии бурения радиальных стволов предлагается испытать вариант очистки ствола и кислотной обработки пласта с помощью установки «Колтюбинг» сразу после бурения PC.
Особенности понятия о ГТМ и методов увеличения нефтеотдачи, методические основы оценки их результатов
Разработанная автором технология является таковым, что она используется с коммерческой выгодой для исполнителя, обосновывает оптимизацию, связь добычи нефти объекта разработки и затрат на проведение работ по обеспечению добычи или ГТМ. В этой связи глубокий предварительный анализ коммерческой эффективности бизнес-проекта освоения месторождений с трудно извлекаемыми запасами на базе новых технологий следует считать обязательным и необходимым условием при выборе проектных решений по уровням добычи нефти и капитальных вложений, эксплуатационных затрат [78].
Исходные условия проведения оценки: 1.В качестве объекта анализа рассматривается залежь одного вида трудно извлекаемых запасов. 2.Эффективность новых технологий оценивается в рамках единого бизнес-проекта по залежи, месторождению. 3.Проводится анализ различных вариантов, в одном из которых используются новые технологии с разными экономическими условиями: цена нефти, объёмы капитальных вложений, длительность проекта.
Эффективность бизнес-проекта оценивается в целом для лицензионного участка, предприятия или залежи по предлагаемой методике, а также для обособленных участков основного эксплуатационного объекта, учитывающий соотношение затрат и результатов реализации проекта с новыми технологиями. Сопоставительный анализ вариантов использования новых технологий на конкретных месторождениях при различных экономических условиях позволяет получить ответ - выгодно ли предприятию внедрение данного процесса, возможно ли управление разработкой в соответствии с установленными правилами разработки, и реально выполнить показатели проекта разработки.
В процессе апробации методики и анализа автором рассматривались конкретные залежи, использован предлагаемый алгоритм оценки эффективности разработки отдельных участков с применением различного комплекса ГТМ. Результаты расчетов позволяют сделать вывод о возможности применения представленной методики в управлении процессом разработки конкретных участков, залежей, месторождения. Методы увеличения нефтеизвлечения, ГТМ с целью стимуляции дебитов применяются с целью повышения эффективности основного способа разработки. Целесообразность применения технологии повышения нефтеизвлечения диктуется потребностями оптимизации действующей системы разработки нефтяной залежи. Масштабы применения тех или иных технологий увеличения нефтеизвлечения определяются в зависимости от поставленных целей и экономической целесообразности.
Наиболее изменчивой является экономические условия: цена реализации нефти, платежи и налоги, коммерческие и производственные затраты.
Экономический эффект использования предложенной технологии формируется за счет экономии источников капитальных вложений и эксплуатационных затрат, через регулирование рентабельности эксплуатации участка, блока или месторождения в целом. Из вариантов набора ГТМ определяется какой из вариантов с учетом текущих затрат является более выгодным. Рассчитывается рентабельность заданной величины капитальных вложений, эксплуатационных затрат при оптимальном наборе ГТМ. Простой вариант оценки экономического эффекта предложенной технологии - это величина неиспользованных затрат на проведение видов ГТМ низкой технологической эффективности, которые исключены из набора. В каждом конкретном случае применения предлагаемой технологии можно вывести величину возможной экономии через подбор оптимального комплекса ГТМ при средней стоимости каждого вида.
Месторождение приурочено к песчаным коллекторам бобриковского горизонта, в промышленной разработке находится с 1979г. Тип залежи пластово-сводовый, режим упруго-водонапорный, разрабатывается на естественном режиме (Приложение 16). Эксплуатационный фонд 46 скважин, расположены по сетке 200x200 метров. Главная особенность нефтяного месторождения наличие внешнего, внутреннего водонефтяного контура, большие толщины (до 40м.) нефтенасыщенных песчаников.
Начальное пластовое давление составляло 130 кгс/см , снижение на текущий год до 120 атм. Анализ реализуемой системы разработки месторождения свидетельствует том, что природный упруго-водонапорый режим является для данных типов залежей, достаточно эффективным и может обеспечить запроектированную высокую нефтеотдачу. Текущий КИН составляет 0,2, проектный конечный КИН - 0,315. Средний дебит добывающих скважин по нефти составляет 5,8 т/сут. За период с 11.2002 года по 1.07.2005 г. на месторождении пробурено 15 боковых стволов из старого неработающего фонда. Среднесуточный дебит скважин с боковыми стволами составляет 9 т/сут. Ожидаемый конечный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,4.
Основные задачи совершенствования разработки по Южно-Нурлатскому месторождению: 1.Оценка результатов проведенных ГТМ в части расчета эффективности уплотнения сетки скважин бурением боковых стволов из существующего эксплуатационного фонда скважин. 2.Испытание и расширение применения эффективных методов водоизоляции для обводненных скважин в случае большой (до 40 метров) толщины терригенных коллекторов. 3.Испытание метода форсированного отбора жидкости по элементам, участкам.
Для решения первой задачи произведен расчет текущей рентабельности Южно-Нурлатского месторождения, на основании баз данных из месячных геологических отчетов на период с 1 января 2003 года по декабрь 2005 года с использованием предложенной методики. Рассчитана рентабельность разработки объекта на основе фактических экономических показателей до конца 2005 года.
В расчетах использованы фактические и справочные данные экономических показателей НГДУ «НН», ОАО «Татнефть», из баз данных «ТатАСУнефть»: стоимости, затраты по видам работ, удельные затраты, цена реализации, себестоимость, текущие коэффициенты, действующие налоговые вычеты.
На основании расчетов определена текущая рентабельность месторождения, проведена оптимизация разработки, путем подбора вариантов комплекса ГТМ. Проведенные за период с 2003 года по 12 месяц 2005 года мероприятия указаны в протоколе мероприятий (Приложение 35). Использование данной программы также позволило рассчитать вовлечение 325 тыс.т остаточных запасов нефти в активную разработку бурением боковых стволов из старого фонда. Получены показатели эксплуатации месторождения: добыча нефти, жидкости, динамика основных показателей разработки участка после применения комплекса ГТМ. Рентабельность разработки объекта после бурения боковых стволов из бездействующего фонда увеличилась от 0.81 до 1.8 к 01.2005г. и сохраняется на уровне 1.05 на 01.2006г., расчетная величина без ГТМ составляет 0.53 (Приложение 36). Данные позволяют однозначно заключить о высокой технологической эффективности бурения боковых стволов в скважинах Южно-Нурлатского месторождения.
