Содержание к диссертации
Введение
1. Геологические основы разработки карбонатных отложений месторождений Татарстана заводнением .10
1.1 Геолого-физические характеристики нефтяных залежей в карбонатных отложениях 10
2. Исследования процесса вытеснения нефти водой из карбонатных коллекторов на керне и насыпных моделях .19
2.1 Изучение коэффициента вытеснения нефти водой из карбонатных коллекторов на керне 19
2.2 Изучение процессов вытеснения высоковязкой нефти на физических моделях пласта 24
3. Исследование процесса вытеснения высоковязкой нефти водой в карбонатных отложениях с помощью математического моделирования 32
3.1 Технологии разработки карбонатных коллекторов на основе заводнения 32
3.2 Изучение процесса вытеснения высоковязкой нефти водой в карбонатных отложениях с помощью математического моделирования 42
3.3 Изучение эффективности вертикального вытеснения высоковязкой нефти водой на модели двойной пористости 43
3.4 Изучение эффективности вертикально-латерального вытеснения нефти водой по схеме «сверху вниз» 52
4. Анализ результатов внедрения технологии заводнения в карбонатных коллекторах .57
4.1 Методика анализа и оценки эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением 62
4.2 Обоснование предельно допустимого давления нагнетания и оптимального пластового давления для карбонатных отложений месторождений Республики Татарстан 65
4.3 Изучение влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения по карбонатным отложениям Татарстана .75
4.4 Обобщение результатов анализа разработки опытных участков карбонатных отложений 83
4.5 Основные принципы проектирования технологии заводнения в карбонатных отложениях Республики Татарстан 103
Заключение .107
Список литературы 109
- Геолого-физические характеристики нефтяных залежей в карбонатных отложениях
- Изучение эффективности вертикального вытеснения высоковязкой нефти водой на модели двойной пористости
- Обоснование предельно допустимого давления нагнетания и оптимального пластового давления для карбонатных отложений месторождений Республики Татарстан
- Основные принципы проектирования технологии заводнения в карбонатных отложениях Республики Татарстан
Геолого-физические характеристики нефтяных залежей в карбонатных отложениях
По месторождениям Республики Татарстан в карбонатных отложениях выявлено 166 залежей в 19 горизонтах, в том числе 149 залежей в карбоне, 17 залежей в девоне [1].
Всего в карбонатных отложениях сосредоточены 26,2 % от общих геологических запасов Татарстана категории АВ1 + В2. Распределение геологических запасов в карбонатных отложениях происходит следующим образом: в карбоне – 95,5 %, в девоне – 4,5 %. Основные геологические запасы нефти в карбонатных отложениях приурочены к турнейским (27,1 %), башкирским (28,3 %), верейским (18 %), серпуховским (7,4 %), кизеловским (11,0 %) отложениям.
Регионально нефтеносными карбонатными коллекторами являются турнейские, верейские, башкирские залежи в отложениях карбона, залегающие на глубине 632–1450 м.
К локально нефтеносным карбонатным отложениям относятся семилукские, бурегские, елецкие, данково-лебедянские отложения карбонатного девона, заволжские, малевско-упинские, алексинские, намюр-серпуховские породы нижнего карбона и каширские, подольские, мячковские отложения среднего карбона.
На востоке и юго-востоке Южно-Татарского свода чаще встречается нефтеносность в карбонатных отложениях девона и практически отсутствует нефть в отложениях среднего карбона. На западном склоне ЮжноТатарского свода и восточном борту Мелекесской впадины нефтеносность карбонатных коллекторов отмечается в более молодых локально нефтеносных горизонтах: упинско-малевских, алексинских, каширских отложениях.
Основная масса выявленных залежей нефти сконцентрирована во франско-турнейском нефтегазоносном комплексе. Они контролируются локальными поднятиями тектонического и седиментационно-тектонического типов. Размеры залежей от 0,5 х 1 до 2,5 х 3 км. Этаж нефтеносности залежей достигает 60–90 м. Около 15 % залежей относятся к пластово-сводовым, 22,5 % – к пластово-сводовым с литологическим экранированием, остальные – к массивным или слоисто-массивным.
Остальные залежи в локально нефтеносных горизонтах карбона имеют ограниченное развитие, небольшие размеры, этаж нефтеносности также ограничен. Основное промышленное значение имеют залежи верхне-турнейского подъяруса нижнего карбона, верей-башкирские и серпуховские отложения среднего карбона, которые являются объектами исследования. Геолого-физические характеристики этих объектов приведены в таблице 2.
Карбонатные коллекторы отличаются от терригенных минералогическим составом, петрофизическими и литологическими характеристиками, условиями образования залежей и залегания [1–6]. Особенностью строения карбонатных толщ является частое переслаивание пород различного структурно-генетического типа, осложненное вторичными процессами выщелачивания и минерализации, частым чередованием в разрезе пород с улучшенными и ухудшенными коллекторскими свойствами [1, 7–9].
Основное отличие заключается в широком развитии в них густой сети трещин и каверн [2, 4–7]. О наличии трещин и их влиянии на разработку залежей нефти свидетельствуют результаты гидродинамических исследований скважин [10–12], закачка в пласты индикаторов [13–15], геолого-промысловые методы трассировки трещин [16], аэрогеологические и аэрокосмологические методы картировки трещин [17], методы сейсмолокации бокового обзора, результаты 3Д сейсмики и др.
Карбонатные пласты турнейских отложений характеризуются сравнительно высокой пористостью – от 10,8 до 15,0 %. Проницаемость пород изменяется от 610-3 до 9010-3 мкм2, составляя в среднем 4210-3 мкм2. Плотные разности составляют значительную (от 20 до 80 %, в среднем 33 %) часть продуктивного горизонта (таблица 2).
Пласты-коллекторы представлены известняками комковатыми и сгустково-детритовыми, шламово-детритовыми и фораминиферово-сгустковыми коллекторами. Полезная емкость в них определяется первичной пористостью и вторичными процессами выщелачивания. Лучшими коллекторскими свойствами обладают известняки комковатые. Средняя пористость их составляет 14,7 %, проницаемость – 57,010-3 мкм2.
Неплотная укладка породосоставляющих элементов, слабая цементация, наличие обломочного материала обуславливают высокую первичную пористость комковатых известняков. Структура порового пространства этих известняков напоминает структуру пор песчаников.
Сгустково-детритовые известняки представлены слабо отсортированными детритом и сгустками, реже комками мелкозернистого кальцита. Средняя пористость равна 10,2 %, проницаемость – 1,910-3 мкм2. В сложении продуктивных пластов принимают участие плотные структурно-генетические типы пород, к которым относятся известняки шламово-детритовые, фораминиферово-сгустковые и доломиты. Плотные разности составляют значительную часть (от 20 до 80 %, в среднем 33 %) продуктивного горизонта. Следует отметить, что по геофизическим данным и гидродинамическим исследованиям коллекторские свойства отложений верхнетурнейского подъяруса существенно (в 510 раз) выше, чем по керну. Это свидетельствует о значительной роли трещиноватости пород.
Верей-башкирские отложения являются регионально нефтеносными на большей части востока Татарстана. В верейских отложениях выделяется до семи пластов. Они представлены в основном органогенными, реже органогенно-детритовыми, органогенно-обломочными и зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов. Карбонатные пласты верейского горизонта по своему литологическому составу близки к башкирским отложениям, но по емкостно-фильтрационным свойствам отличаются более высокой пористостью (от 10 до 21,7 %, в среднем около 15 %) и проницаемостью от 10 до 76710-3 мкм 2, в среднем 12010-3 мкм 2 (таблица 2).
Породы-коллекторы башкирского яруса имеют пористость от 1 до 18 %, составляя в среднем 13,2 %, проницаемость от 10 до 300–40010-3 мкм2, составляя в среднем 80,510-3 мкм2. Плотные прослои играют существенную роль в строении залежей. По различным месторождениям доля коллекторов колеблется от 58 до 8 %, составляя в среднем 25 %. Залежи нефти в основном массивного типа, характеризуются наличием в разрезе значительного количества пропластков, коэффициент расчлененности составляет 4,1.
Продуктивные отложения серпуховского возраста представлены переслаивающимися между собой доломитизированными крупнозернистыми желтовато-белыми известняками и светло-серыми и белыми кристаллически-зернистыми кавернозными доломитами.
Залежь яруса является сложнопостроенным многопластовым резервуаром и с учетом особенностей ее геологического строения может быть отнесена к типу массивных, хотя на отдельных участках выдержанность отдельных прослоев дает возможность классифицировать их как пластово-сводовые. Средняя пористость равна 12,0 % (изменяется в пределах от 11 до 14 %), нефтенасыщенность – 0,79 (изменяется от 0,51 до 0,90), проницаемость в среднем составляет 14010-3 мкм2. Средняя величина общей толщины составляет 40,0 м при интервалах изменения от 30,0 до 50,0 м, нефтенасыщенная толщина – 7,4 м (изменяется от 3,9 до 10,9 м), а эффективная – 12,0 м (изменяется от 0,5 до 20,0 м). Доля коллекторов по ярусу составляет 0,44, а коэффициент расчлененности достигает 3,4 (таблица 2).
Таким образом, коллекторы месторождений РТ характеризуются изменчивыми значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также степенью подвижности [18]. Значительная часть геологических запасов нефти (до 20 %) содержится в закрытых порах, кавернах и является неизвлекаемой с использованием традиционных методов разработки [18].
Карбонатные породы, имеющие большие значения пористости и проницаемости, обладают меньшим коэффициентом начальной водонасыщенности [19]. В их нефти содержание масел меньше, а содержание асфальтенов больше. Такие коллекторы, согласно работам [20, 21], вмещают более высоковязкую нефть.
Еще одним важным параметром, определяющим природное распределение углеводородов в пласте, является смачиваемость. В работе [22] установлено существенное различие смачиваемости пород как по вертикали, так и по латерали, которая объясняется формированием продуктивной залежи путем замещения воды нефтью. Выделяется различный характер гидрофобизации в трещиноватых, порово-трещиноватых и поровых типах коллектора. Для трещиноватых коллекторов характерным является сохранение гидрофильных свойств пород в плотной матрице и высокие значения краевого угла смачиваемости, характеризующие углеводородный флюид, заполняющий трещины. В порово-трещиноватых коллекторах наблюдается преимущественная смачиваемость открытых трещин с резкой филизацией участков развития микропор. Для порового типа характерна различная степень гидрофобизации: от промежуточной до типично гидрофобной.
Характер распределения окисленной нефти, ее количество в породе также имеют большое значение для объяснения и оценки смачивающих свойств. Установлено, что все разности карбонатных пород, отличающиеся наличием окисленной нефти, в той или иной степени гидрофобизированы. Исследованные образцы керна башкирского яруса Аканского меторождения [23] представлены породами гидрофобными M = 00,2 (35 %), преимущественно гидрофобными М = 0,20,4 (40 %), промежуточной смачиваемости М = 0,40,6 (23 %), преимущественно гидрофильными М = 0,60,8 (1 %) и гидрофильными М = 0,81 (1 %). При этом наблюдается широкий диапазон значений показателя смачиваемости и выявлено, что с увеличением глубины наблюдается гидрофобизация породы. Примером увеличивающейся гидрофобности к ВНК является результат исследования смачиваемости пород башкирского яруса по скважинам 2010, 1968, 2018 Аканского нефтяного месторождения (таблица 3).
Изучение эффективности вертикального вытеснения высоковязкой нефти водой на модели двойной пористости
Эффективность вертикального вытеснения исследовалась на модели – фрагменте пласта башкирского яруса Камышлинского месторождения. Глубина залегания – 950 м, пористость – 15 %, проницаемость – 0,193 мкм2, средняя общая толщина – 35,5 м, средняя эффективная толщина – 12,1 м, средняя нефтенасыщенность – 0,746 доли ед., вязкость нефти в пластовых условиях – 104,2 мПас, давление насыщения нефти газом – 2,8 МПа. Трещинная пористость – 1,0%, проницаемость – 0,3 мкм2 [20].
ГС размещены параллельно одна над другой с расстоянием между стволами 17 м. Длины горизонтальных стволов составляют: верхнего ствола 481,4 м, нижнего 622,7 м (рисунок 9). Пористость и проницаемость увеличивается от пятки к носку.
Нагнетательная скважина работает с забойным давлением 8,37 МПа, добывающая – 2,8 МПа, равным давлению насыщения нефти газом. Предусматривается полная компенсация отбора жидкости закачкой воды.
Рассчитаны 11 вариантов разработки, отличающихся направлением вытеснения по вертикали «снизу вверх» и «сверху вниз», наличием (варианты 15) или отсутствием перемычки (варианты 611) между стволами около пятки СГО с учетом и без учета вязкопластических свойств нефти, режимов работы скважин.
Результаты расчетов приведены в таблице 8.
Дебит нефти на естественном режиме (вариант 1) снижается в течение двух лет почти до 0, обводненность стабилизируется на уровне 50 %. Вода поступает в горизонтальный ствол по носку нижней ГС (рисунок 10). Накопленная добыча составляет всего 13 тыс. т.
Во втором варианте начальные дебиты скважин из-за отрицательного влияния гравитационных сил в 2,3 раза меньше, чем по первому варианту. Однако организация заводнения позволяет увеличить накопленную добычу нефти в 5,2 раза.
Вытеснение нефти сверху вниз по вертикали (вариант 3) обеспечивает ввод месторождения в разработку высокими темпами. При этом дебиты скважин увеличиваются с 11 т/сут по схеме вытеснения «снизу вверх» (вариант 2) до 26 т/сут. Однако дебиты через год снижаются до уровня варианта 2. Основная причина – высокие темпы истощения пластовой энергии, происходит резкое снижение пластового давления (рисунок 10). Оно стабилизируется после снижения до 50 атм. По вариантам 2 и 3 при одинаковых режимах работы скважин достигаются одинаковые КИН, однако ВНФ отличаются почти в 2,5 раза.
Циклическая закачка (вариант 4) с периодом закачки и простоя 5 суток не привела к увеличению эффективности вытеснения нефти водой. Показатели разработки совпали с вариантом 3. Снижение депрессии на пласт по варианту 5 за счет снижения забойного давления в добывающей скважине почти в два раза привело к снижению КИН и ВНФ, т.е. к снижению темпа отбора нефти.
Модельные исследования показали, что наличие непроницаемой перемычки между стволами (в пяточной зоне) приводит к вертикально-латеральному вытеснению по вариантам 25 (рисунки 13, 14).
Вариант 3 Все остальные варианты рассчитаны для случая с проницаемой перемычкой (варианты 611, рисунок 15).
На первом этапе были проведены расчеты по вертикальному вытеснению нефти «сверху вниз» с учетом и без учета вязкопластических свойств пластовой нефти (варианты 6, 7, 8). На рисунке 12 представлены графики технологических показателей разработки.
В случае присвоения перемычке проницаемости (вариант 6), равной 0,003 мкм2, наблюдается вертикальное вытеснение нефти водой «сверху вниз». При этом максимальная годовая добыча нефти остается на том же уровне, как в варианте 3, однако дебиты в первый год разработки снижаются на меньшую величину, стабилизируются на более высоком уровне. Накопленная добыча из элемента возрастает до 100 тыс. т при одинаковом с вариантом 3 ВНФ. Увеличение проницаемости перемычки в два раза не приводит к изменению технологических показателей.
Другим важным параметром является учет вязкопластических свойств нефти при расчете технологических показателей разработки. При значении предельного градиента сдвига, равного 0,021 атм/м (вариант 7), наблюдается снижение начальных дебитов и накопленной добычи нефти, увеличение ВНФ.
Увеличение предельного градиента сдвига до 0,17 атм/м (по варианту 8) приводит к уменьшению дебита до 16,4 т/сут, накопленной добычи более чем в 3 раза до 35 тыс. т и увеличению ВНФ фактора до 12 (таблица 8).
Учет вязкопластических свойств пластовой нефти (OVPG = 0.17 атм/м) при вытеснении нефти водой по схеме «снизу вверх» (вариант 9) приводит также к уменьшению начальных дебитов, накопленной добыче нефти и увеличению ВНФ по сравнению с вариантом 2 (таблица 8). Накопленная добыча нефти отличается от варианта 8 незначительно, при существенном отличии по ВНФ и начальным дебитам скважин. При учете вязкопластических свойств вариант вытеснения нефти «сверху вниз» (вариант 8) по сравнению с вариантом 9 «снизу вверх» становится более эффективным мероприятием. Начальные дебиты выше в 2,4 раза при большей накопленной добыче.
Дальнейшие исследования направлены на сохранение высоких начальных дебитов, пластового давления, применения регулирования отбора жидкости на базе варианта 8.
По варианту 10 осуществляется стационарная закачка и циклический отбор жидкости, т.е. нестационарный режим дренирования (НРД). Отбор жидкости прекращают при снижении пластового давления до уровня 60 атм. Циклический отбор продукции и простоя составляет год простоя три года работы, при этом пластовое давление стабилизуется на уровне 5560 атм. это выше, чем в варианте 8. НРД является эффективным мероприятием и приводит к снижению ВНФ с 12 до 6 (рисунок 12) при одинаковых значениях по накопленной добыче нефти (таблица 8).
По варианту 11. С целью поддержания пластового давления на более высоком уровне (8,0 МПа), близком к начальному, необходимо добывающую скважину в первом цикле останавливать на 5 лет, затем на 3 и 2 года. Такой режим приводит к уменьшению ВНФ до 3,2 и накопленной добычи нефти до 23 тыс. т, т.е. уменьшается темп отбора нефти.
Обоснование предельно допустимого давления нагнетания и оптимального пластового давления для карбонатных отложений месторождений Республики Татарстан
Как известно, процессы заводнения в карбонатных и терригенных отложениях сильно отличаются из-за наличия трещиноватости в коллекторах. При повышении давления нагнетания начинают раскрываться естественные или расширяются открытые микротрещины, что приводит к резкому повышению обводненности продукции добывающих скважин, уходу закачиваемой жидкости по трещинам под залежь [6, 66–68]. При повторном снижении давления закачки обводненность большинства скважин снижается. В этих условиях важной является задача определения предельных и оптимальных давлений нагнетания.
Изучению влияния давления нагнетания и режимов закачки на эффективность процесса нефтеизвлечения посвящено значительное количество работ [1, 11, 24, 65–67, 69–74 и т.д.].
На опытном участке Якушинского месторождения были проведены работы по изучению влияния давления нагнетания на динамику обводнения скважин и полноту выработки пласта А4. Анализ результатов показал, что при повышении давления нагнетания до 13 МПа, т.е. увеличении забойного давления в нагнетательных скважинах до 0,92 Ргор, не ухудшается процесс вытеснения нефти водой. При этом отмечается рост охвата пласта заводнением и увеличение приемистости нагнетательных скважин. Аналогичные результаты получены в условиях залежей Дорогиевского и Сосновского месторождений – Кпр 0,1 мкм2.
На Осинском месторождении при изменении давления нагнетания от 5 до 13 МПа (давление на забое составляет 0,56–0,87 Ргор) работающая толщина увеличилась в несколько раз. Увеличение ее произошло за счет интервалов с пониженными значениями пористости и проницаемости. Несмотря на это, средняя проницаемость принимавших воду интервалов пласта возросла на 47 %. При увеличении давления нагнетания на устье до 16–17 МПа (давление на забое скважин 0,94–0,98 Ргор) работающая толщина разреза не увеличивается, а проницаемость ее возрастает на 123 % по сравнению с поровой в добывающих скважинах. Согласно расчетам, увеличение проницаемости за счет упругого расширения пор составляет не более 2 %, т.е. рост проницаемости по мере увеличения давления нагнетания происходит в основном за счет раскрытия естественных микротрещин, которые при давлениях, не превышающих начальное пластовое, находились в сомкнутом состоянии или же имели очень незначительную раскрытость. Фильтрационные свойства в данном случае улучшаются за счет превышения трещинной проницаемости над поровой. Однако характер обводнения скважин резко меняется, т.к. происходит опережающее движение закачиваемых вод по системе раскрывшихся трещин. При снижении давления закачки обводненность большинства скважин снижалась. Аналогичные результаты были получены в условиях залежи башкирского яруса Павловского месторождения, где резкое увеличение приемистости при достижении на забое давления 0,85–0,95 Ргор свидетельствует о возникновении в пласте трещин. Рекомендуемое давление закачки в этих условиях составляет меньше 0,8 Ргор.
Исходя из данных опытной закачки, оптимальная величина давления нагнетания в низкопроницаемых пластах каширо-подольских отложений Арланского месторождения, определенная из условий достижения максимального охвата заводнением по расходометрии, рекомендуется равной величине горного давления (Ргор) в условиях Ярино-Каменноложского месторождения – 0,85–0,9 Ргор.
Таким образом, большинство исследователей критическое давление нагнетания, близкое к горному, рекомендуют как рациональное. Одним из основных способов определения предельно допустимых значений забойных давлений нагнетания является использование результатов исследований на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации [72]. По результатам исследования скважин на установившихся режимах фильтрации строятся индикаторные диаграммы (ИД), которые имеют излом. Это свидетельствует о том, что при закачке воды происходит раскрытие имеющихся или образование новых трещин. Значения оптимальных давлений выбираются по пересечению продолжения касательных, проведенных к ИД. Для условий карбонатных коллекторов Татарстана [72] критические давления нагнетания, определенные по расходометрии, держатся в пределах 0,76–0,79 Ргор, а оптимально допустимое давление нагнетания по ИД составляет 0,640,66 Ргор. На основе этих исследований по карбонатным отложениям Татарстана в работе [71] давление нагнетания рекомендуется поддерживать в пределах 0,59 Ргор Рзн 0,77 Ргор, т.е. ниже критического, но выше оптимального. Однако при этих условиях в зоне нагнетания макротрещины находятся в открытом состоянии, основной объем закачиваемой воды уходит под залежь, а часть поступает в добывающие скважины, не производя полезной работы по вытеснению нефти.
Проведенные исследования по изучению влияния давления нагнетания на динамику обводнения и вовлечению запасов в разработку опытных участков карбонатных отложений РТ показывают, что стремление к восстановлению пластового давления за счет увеличения давления нагнетания, доведение компенсации отбора жидкости закачкой более 200 % и более не позволяют удерживать пластовое давление, добычу нефти и жидкости. Высокие давления нагнетания приводят к увеличению обводненности окружающих добывающих скважин, к снижению относительной эффективности промывки. При этом новые запасы в разработку не вовлекаются, т.е. закачиваемая вода, не производя полезной работы, уходит по трещинам под залежь. С целью установления предельно допустимого значения давления нагнетания нами рекомендуется забойное давление нагнетания, предшествующее началу увеличения обводненности, принять за давление начала раскрытия трещин, т.е. за предельно допустимое, а давление нагнетания, при котором произошло увеличение обводненности, принять за критическое давление раскрытия трещин.
В результате анализа разработки опытных участков нами установлено, что давление нагнетания, при котором произошло увеличение обводненности, по турнейским отложениям составляет 0,7130,856 Ргор, в среднем 0,780 Ргор, а давление начала раскрытия трещин — 0,68 Ргор (таблица 13).
Достоверность этих результатов подтверждается сопоставлением критических значений давления нагнетания, установленных по расходо-потокометрическим исследованиям, а предельно допустимые значения получены в результате исследований на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации по ИД.
По результатам анализа исследования расходометрии скважин турнейских отложений [72] отмечается, что по мере роста забойного давления нагнетания коэффициент охвата пластов заводнением по толщине постепенно увеличивается, стабилизируется, а затем снижается. При этом уменьшение максимального значения охвата заводнением для турнейских отложений начинается при забойном давлении нагнетания 0,760,79 Ргор, что соответствует фактическому среднему значению давления нагнетания 0,78 Ргор, при котором произошло увеличение обводненности продукции по опытным участкам турнейского яруса. Это критическое забойное давление нагнетания, при достижении которого происходит увеличение обводненности продукции скважин.
По результатам анализа исследований расходометрии скважин верейских и башкирских отложений было установлено, что уменьшение максимального значения охвата заводнением по верейским отложениям месторождений НГДУ «Ямашнефть» достигается при давлениях нагнетания 0,78 Ргор, а по башкирским отложениям Ямашинского месторождения — 0,8 Ргор [72].
Таким образом, сопоставление результатов анализа разработки опытных участков с данными, полученными по расходометрии по определению коэффициента охвата пластов заводнением по толщине, позволило установить, что критические давления нагнетания по карбонатным отложениям РТ составляют 0,760,79 Ргор, в среднем 0,78 Ргор, что значительно ниже рекомендуемых значений оптимальных давлений по соседним регионам. Оптимальное предельно допустимое давление нагнетания должно быть значительно ниже 0,78 Ргор.
Давление нагнетания при закачке в турнейские отложения месторождений РТ, которое соответствует началу увеличения обводненности продукции, изменяется в пределах 0,648–0,701 Ргор, в среднем 0,680 Ргор. Это превышает начальное пластовое давление 0,4 Ргор, но ниже критического 0,78 Ргор. По башкирским отложениям Ямашинского месторождения давление нагнетания, предшествующее увеличению обводненности, изменяется в переделах 0,675–0,684 Ргор, в среднем 0,68 Ргор (таблицы 13, 14).
Основные принципы проектирования технологии заводнения в карбонатных отложениях Республики Татарстан
Опыт разработки карбонатных отложений Татарстана и соседних регионов показал, что заводнение как способ увеличения нефтеизвлечения применимо практически в любых геолого-физических условиях.
На эффективность системы разработки в основном влияют структура пустотного пространства, механизмы вытеснения нефти водой, ПСС и система заводнения, режимы работы скважин и залежей.
К.Б. Ашировым и др. [3, 4, 13, 38, 39, 56] выделены три группы коллекторов по проницаемости. В Татарстане присутствуют первые три вида коллекторов: высокопроницаемые – верейские и серпуховские отложения, коллекторы со средней и низкой проницаемостью – турнейские, башкирские, доманикиты.
К четвертой группе [51] относятся коллекторы месторождений на лицензионных участках в НАО: Хосолтинского, Подвьюрского, Северо-Хаяхинского.
Научно обоснована стратегия выработки запасов низкопроницаемых коллекторов порового, трещинно-порового типов, насыщенных ВВН. Выработаны рекомендации по выбору оптимальных систем разработки применительно к различным группам коллекторов (таблица 18).
По верейским отложениям с коллекторами порового типа рекомендуется первичная регулярная ячеистая система заводнения с последующим переходом на блоковую, дополненную очаговыми скважинами. При этом интенсивность системы увеличивается с 5 до 2. Наблюдаем латеральную, латерально-вертикальную «снизу вверх» схемы вытеснения. Разбуривание залежей по равномерной сетке плотностью 4–9 га/скв. Ожидаемый КИН – от 0,30 до 0,50 доли ед.
По башкирским, турнейским и верейским отложениям с коллекторами трещинно-порового типа рекомендуется вторичное очагово-избирательное заводнение с ПСС 2–9 га/скв., КИН 0,30–0,45 доли ед., вертикально-латеральное вытеснение по схеме «сверху вниз». Сценарий развития системы избирательный, далее — очаговый.
По всем группам коллекторов предусматривается:
1) щадящий режим работы скважин и залежи:
– предельно допустимые забойные давления нагнетания по верейским отложениям 0,62–0,73 Ргор, в среднем 0,66 Ргор, по башкирским отложениям – 0,61–0,69 Ргор, в среднем 0,64 Ргор, по турнейским отложениям – 0,6–0,67 Ргор, в среднем 0,65 Ргор;
– рациональное пластовое давление на уровне давления смыкания трещин. По верей-башкирским отложениям – 0,257–0,276 Ргор, в среднем 0,228 Ргор, по турнейским – 0,146–0,241 Ргор, в среднем 0,187 Ргор;
2) НРД, предусматривающий стационарное заводнение и циклический отбор нефти из добывающих скважин в сочетании с МУН и стимуляции;
3) комплексное применение на базе гравитационно-капиллярного воздействия каверн-накопителей закачкой большеобъемной оторочки соляной кислоты, гидрофилизаторов, проппантного ГРП, растворителей, реагентов по увеличению коэффициента вытеснения и охвата вытеснением с ограничением водопритока;
4) предложены новые способы разработки поровых, трещинно-поровых, трещинно-поровых с контактными ВНЗ типов коллекторов, предусматривающих соответственно активизацию вертикальной составляющей вытеснения по схеме «снизу вверх», организацию вытеснения в вертикальном, вертикально-латеральном направлениях по схеме «сверху вниз» и вертикального вытеснения по схеме «снизу вверх» с применением современных технологий горизонтальных скважин (ГС, БГС и т.д.), ОРЭ (пакеров, клапанов, шторок) в сочетании методами интенсификации, МУН и изоляции.
В результате анализа разработки опытных участков карбонатных отложений месторождений РТ предложено техническое решение, признанное изобретением (патент РФ № 2623409) [74], включающее разбуривание залежи по равномерной сетке, отбор углеводородов всеми скважинами в режиме истощения пластовой энергии с одновременным контролем пластового давления и последующую закачку вытесняющего агента в залежь, отличающееся тем, что отбор нефти в режиме истощения осуществляют до снижения пластового давления ниже уровня давления полного смыкания трещин, т.е. на уровне 0,146–0,270 Ргор, осваивают систему заводнения и поддерживают пластовое давление на уровне давления смыкания трещин избирательным освоением скважин под нагнетание вытесняющего агента (по возможности рассредоточенно), которые по результатам контроля пластового давления имеют наибольшую интенсивность темпа падения пластового давления и наименьшую пористость и начальную нефтенасыщенность, усиливают интенсивность системы заводнения по мере выработки запасов освоением дополнительных скважин под нагнетание, по которым продолжается снижение пластового давления, давление нагнетания устанавливают ниже давления раскрытия трещин – 0,64–0,67 Ргор до гидростатического 0,433 Ргор и обеспечивают близкую к 100% компенсацию отбора жидкости закачкой.