Разработка Арланского нефтяного месторождения

/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

1.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ “Арланнефть”

1.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения

1.3 Стратиграфия и тектоническое строение

1.4 Коллекторные свойства продуктивных пластов

1.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

2.1 Анализ текущего состояния разработки Арланского месторождения

2.2 Система разработки Арланской площади. Общая характеристика применяемой системы разработки

2.2.1 Системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин.

2.2.2 Характеристика фонда скважин и их текущих дебитов.

2.2.3 Сопоставление фактических и проектных показателей.

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти из пласта.

3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

3.1 Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт и призабойную зону пласта.

3.2 Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи

3.3 Состояние работ по увеличению нефтеотдачи в НГДУ «Арланнефть»

3.4 Результаты внедрения МУН и их основные технические показатели

3.4.1 Физико-химические методы

3.4.2 Особенность выбора участков для внедрения МУН ОГОТ

3.4.3 Оценка эффективности применения МУН

3.4.5 Оценка эффективности технологий по показателям разработки

3.4.6 Оценка эффективности технологий гидродинамическими и геофизическими исследованиями скважин

3.4.7 Технология применения ОГОТ

3.4.8 Эффективность внедрения МУН в НГДУ «Арланнефть»

3.4.9 Анализ эффективности воздействие на пласт гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М»

3.4.10 Анализ эффективности комплексных осадко-гелеобразующих растворов (КОГОР)

3.5 Гивпано-кислотная обработка.

Экономическая эффективность ГКО.

Заключение

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Особенностью текущего состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Башкортостана является существенное ухудшение структуры остаточных извлекаемых запасся нефти вследствие значительной выработки наиболее активных в терригенных коллекторах крупных и средних месторождений, находящихся в длительной эксплуатации; увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам со сложным геологическим строением и водоплавающими зонами, залежами с карбонатными коллекторами и аномальными свойствами нефтей повышенной вязкости.

Разработка месторождений Республики Башкортостан, вступивших в позднюю и заключительную стадию с применением заводнения сопровождается значительными объемами добычи и закачки пластовых вод. Остаточные извлекаемые запасы являются высокообводненными (95 %) и в значительной степени выработанными. Средняя достигнутая нефтеотдача в настоящее время составляет 34,7% от начальных балансовых запасов нефти при проектной - 41.8%, средняя выработанность начальных извлекаемых запасов ~ 82,8%.

Поэтому решение проблем повышения эффективности разработки таких месторождений и создание новых технологий должно способствовать более полному извлечению нефти и стабилизации ее добычи.

Важность проблемы возрастает в связи с повышением эффективности доразработки заводнением длительно эксплуатируемых месторождений, в которых сосредоточены более половины остаточных запасов нефти. Для этого необходимо создание новых подходов к разработке технологий воздействия на пласт, учитывающих особенности извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

За последние годы на месторождениях Башкортостана достигнуты определенные успехи в развитии и промышленном внедрении современных методов повышения степени нефтеизвлечения из трудноизвлекаемых запасов.

Так, доля добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН) всего к общей добыче нефти по АНК Башнефть за последние 5 лет (2006 -2011 годы) составила 7,2% или 5 млн. т. Одно из ведущих мест в способах воздействия на пласт занимают новые (третичные) физико-химические и микробиологические МУН, а также их различные модификации. Доля дополнительной добычи нефти за счет их применения при этом составила в среднем 6,0 % (около 3 млн. т).

В последние годы промышленное применение для извлечения остаточной нефти из обводненных месторождений Башкортостана нашли осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ), систематическое внедрение которых начато с 1986г.

Регулярно проводятся научные исследования по созданию и обоснованию усовершенствованных технологий воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти с учетом выработанности объектов, разрабатываются основные требования и критерии эффективного их применения и инструкции по их применению, согласованные с Башкирским округом Госгортехнадзора.

Квалифицированному применению новых МУН на промыслах значительную помощь оказывают научные организации (Башнипинефть), а также издание материалов, обобщающих их применение в виде ежегодных реферативных сборников, школы передового опыта по нефтеотдаче, монографии и сборники научных трудов по данной проблеме.

Ряд новых ОГОТ прошли опытно-промысловые испытания в различных геолого-физических условиях на многих нефтяных залежах и месторождений АНК Башнефть и рекомендованы к промышленному применению, некоторые перспективные находятся на стадии ОПР.

Несмотря на значительное развитие новых МУН в последние годы уровень дополнительной добычи нефти с их применением остается пока ниже потенциально возможных объемов внедрения, Это связано со слабым развитием целевого производства химпродуктов для нужд нефтедобычи и относительно высокого роста цен на некоторые из них, недостаточной оснащенностью техническими средствами для приготовления и закачивания химреагентов в пласт и отсутствием экономических льгот на дополнительную добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, для дальнейшего расширения объемов применения МУН на месторождениях Башкортостана разработана перспективная программа на последующие годы.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ “Арланнефть”

Арланское нефтяное месторождение является самым большим в Республике Башкортостан рисунок 1.1. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская рисунок 1.1. Разрабатывается АНК “Башнефть” в рамках НГДУ 'Арланнефть', “Южарланнефть” (Новохазинская площадь) и 'Чекмагушнефть' (Юсуповский участок Новохазинской площади).

В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой и р.Кама. По территории месторождения протекают основные реки: Кама, Белая, Березовка, Полуденка, Кунь, Малый Кельтей, Быстрый Танып. Согласно постановлению Совета Министров Башкортостана “ О водоохранных зонах рек, озер, водохранилищ и других водных объектов в Республике Башкортостан, определены водоохранные зоны рек: Кама, Белая - 500 м, Березовка, Полуденка, Малый Кельтей, Кунь и другие - 100 м, остальные реки и ручьи длиной не более 10-15км.

Рельеф местности равнинный, холмистый. Поверхностный покров местности разнообразен: лесной массив, заболоченные участки, степной массив (земли сельскохозяйственного назначения).

Сбор и подготовка продукции скважин осуществляется в нефтесборных парках Ташкиново, Шушнур, Ашит.

Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.

Товарная нефть перекачивается на магистральную нефтеперекачивающую станцию “Кутерем”.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождения «Арланнефть»

1.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения

Арланское нефтяное месторождение расположено на крайнем северо-западе Башкортостана. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная - является широкой долиной реки Белой.

Общая вскрытая толщина осадочного покрова на Арланском месторождении превышает более 3000 метров. При этом на долю девонских отложений приходится свыше 1200 метров. Девонские отложения представлены:

внизу - терригенными и терригенно-карбонатными породами;

в верхней части - карбонатными отложениями.

Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона.

В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти, приуроченные к наиболее приподнятым участкам залегания известняков, представлены чередованием органогенно-обломочных сгустков и органогенно-шламовых разностей. ТТНК стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках - радаевскому, бобриковскому, тульскому горизонтам визейского яруса. Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные, сводовые, пластовые литологически экранированые. Продуктивные пласты каменноугольного возраста характеризуются литологической изменчивостью пород, отсутствием надежных маркирующих элементов.

В разрезах многих скважин в бобриковском горизонте встречены угленосно-глинистые сланцы с прослоями каменного угля мощностью oт 30 см до 20 м.

1.3 Стратиграфия и тектоническое строение

Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516м (скв.7000). Фундамент ни одной скважины не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста. Основные продуктивные пласты относятся к следующим системам и горизонтам:

каменноугольная система, нижнекаменноугольная подсистема, турнейский ярус.

Малевский и упинский горизонты - известняки серые и светлосерые, мелкокристаллические и пелитоморфные. Толщина 20-30 м, в эрозионно-карстовых зонах частично или полностью размыты.

Черепетский и кизеловский горизонты - известняки светло-серые, органогенно-обломочные, пелитоморфные, мелкосгустковые. В верхней части глинистые и окремнелые.

Общая толщина горизонтов 25-35 м, на отдельных участках отложения размыты частично или полностью.

Визейский ярус

Елховский горизонт - аргиллиты темно-серые, толщиной 0,5-5 м, иногда размыты.

Радаевский горизонт - пачка аргиллито-песчаных пород (нижняя часть пласта VI). Песчаники светло-серые, слабоглинистые. Алевролиты темно-серые, кварцевые, крупно и разнозернистые, в разной степени углистые и глинистые.

Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений горизонта - от 1 до 20 м.

Бобриковский горизонт - песчаники, алевролиты, аргиллиты и угли. Толщина-до 35 м.

Тульский горизонт переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями известняков. Толщина до 25 м.

Окский надгоризонт - известняки и доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, трещиноватые и кавернозные. В нижней части - русловые пески и песчаники кварцевые. Толщина горизонта 100-150 м.

Серпуховский надгоризонт - доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, с прослоями известняков, в верхней части разреза сильно кавернозные. Толщина 95-125 м.

Средний карбон, башкирский ярус

Известняки серые и светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38-55 м.

Московский ярус

Верейский горизонт - переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, известковых песчаников и алевролитов. Основная масса известняков - серые и светло-серые, кристаллические и органогенные. Последние часто пористые и кавернозные. Мергели темно-серые. Алевролиты и аргиллиты темно- и зеленовато-серые. Толщина горизонта 40-50 м.

Каширский горизонт - известняки с прослоями доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, прослоями органогенно-обломочные, пористые, пористо-кавернозные. Толщина 70-90 м.

Подольский горизонт - преимущественно известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Встречаются прослои доломитов. Толщина 60-100 м.

Мячковский горизонт - известняки серые и светло-серые, кристаллические прослоям органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70-110 м.

Тектоническое строение Арланской антиклинальной складки изучено неравномерно. По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.

По кровле ТТНК складка имеет асимметричное строение - с более крутым до 50 юго-западным крылом и пологим до 10 северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90-100 м.

На фоне обширной Арланской структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.

Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируются.

1.4 Коллекторные свойства продуктивных пластов

ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Сложена она переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей в меньшей степени - известняков.

В разрезах скважин наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитных и аргиллитовых пластов. Максимальное их число 9 (включая алексксинские).0днако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.

Разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения:

1.Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза);

2. Расчлененность разреза (до 9 песчанных пластов);

3. Широкое развитие глинистых и углистых пород;

4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков;

5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т.н. промежуточной пачки (IVo, IV, V, VIo);

6.Резкие изменения толщины основных песчаных пластов(II, III,IV).

Пласт VI - один из двух основных продуктивных пластов ТТНК. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%. Нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5м. Проницаемость 1,83 мкм2 - на Арланской.

Пласт VIo сложен темно-серыми сильно глинистыми известковистыми, плохо отсортированными песчаниками. Пористость песчаников сильно меняется в зависимости от глинистости. По данным лабораторных определений она составляет в среднем по площадям: на Арланской -17, на Новохазинской - 20%. Проницаемость составляет 0,540 мкм2 на Новохазинской площади. При уменьшении толщины возрастает глинистость, что сопровождается снижением коллекторских и фильтрационных свойств. Нефтенасыщенность пластов составляет по Арланской площади - 76%, Николо-Березовской - 72%.

Пласт V представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Проницаемость песчаников в среднем по Арланской площади 0,461, Николо-Березовской - 0,367, Новохазинской -0,491 мкм2. Пористость коллекторов в среднем составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников пласта в среднем по площадям различается незначительно и составляет 73-76%.

Песчаники пласта IV присутствуют примерно в одной трети скважин. Характер залегания чаще линзовидный. Цемент глинистый углисто-глинистый, реже карбонатный. Пористость изменяется от 12 до 30% в зависимости от отсортированности и глинистости, в среднем по площадям лучшая по коллекторским и фильтрационным свойствам - на Арланской площади. Нефтенасыщенность - 72 до 76% (в среднем по площадям).

Пласт IVo линзовидный, наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2м (в среднем 0,2-0,9м). Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность - 65-71% (в среднем). Проницаемость до 0,26 иногда до 0,9 мкм2.

Песчаники пласта III развиты в основном на северо-западной половине месторождения, хотя встречаются и на южной в пределах Новохазинской площади.. Пористость в среднем по площадям составляет: на Арланской - 24%, Николо-Березовской - 20%. Нефтенасыщенность: на Арланской и Николо-Березовской 86 %. Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм2.

Пласт II - основной продуктивный пласт Арланского месторождения. Пласт представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников составляет в среднем по площадям 22%. Проницаемость песчаников составляет: по Арланской -1,5, Николо-Березовской - 0,84, Новохазинской - 1,6 мкм2. Нефтенасыщенность коллекторов по площадям в среднем равна: на Арланской - 0,87, Николо-Березовской - 0,82, Новохазинской - 0,85 дол.ед.

Пласт I - один из наименее развитых пластов месторождения -встречен лишь в 28 % скважин на Арланской площади. Пористость песчаников 18-20 %. Проницаемость средняя-около 0,65мкм2. Нефтенасыщенность 72-73% 4.

1.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м3), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. По мере приближения к водонефтяному контакту возрастает плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Имеются сведения о наличии зон окисленной 'тяжелой' нефти. Пористость керна в этих зонах высокая (до 27%), но проницаемость очень низкая.

Компонентный состав нефтей и газов по отдельным пробам сильно различаются. Для сравнения в таблицах 1.3 и 1.4 приведены результаты исследований скважин Арланской и Новохазинской площадей.

Поверхностные нефти ТТНК изучены более полно. По данным более 2400 исследованных проб из 1900 скважин плотность нефти составляет 881-915 кг/м3, вязкость кинематическая до 94 мПа*с, содержание серы - до 3, смол - до 16 и асфальтенов - до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые.

Таблица 1.3

Физические свойства пластовых нефтей

Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до.42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан таблица 1.4

Таблица 1.4

Компонентный состав попутных газов ТТНК (% объемных)

Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01- 0,005). Изменения физико-химических свойств нефти и газов по площади месторождения детально не изучено. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность. Нефти турнейского яруса изучены слабо. В целом они аналогичны нефтям ТТНК.

Нефти и газы продуктивного объекта среднего карбона изучены в меньшей степени, чем по основному объекту. В таблице 1.5 приведены данные исследований пластовых нефтей.

Таблица 1.5

Характеристика пластовых нефтей среднего карбона

Таблица 1.6

Компонентный состав газа и нефти среднего карбона Арланской площади (скв.27) (объем. %)

2.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

2.1 Анализ текущего состояния разработки Арланского месторождения

Арланская площадь введена в разработку в 1958 году. С 1959 года объемы эксплутационного бурения постепенно наращивались. В 1964 году число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 года разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959г) и проекту разработки (1961г). После 1965 года - по утвержденной принципиальной схеме, в основу которой с небольшими изменениями, были приняты технологические решения проекта разработки 1961 года. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объедены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 году 5332,9 тысяч тонн. Начиная с 1971 года добыча постоянно снижается и в 1995 году составила 39% от максимальной.

Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 году (1484 ед.) к этому времени было отобрано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 94,7% (весовых).

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих скважин до 1987 года и составил 310 ед. Поэтому отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных во времени изменялось незначительно.

Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 году (51,4 миллиона м3 в пластовых условиях). В настоящее время наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн.м3 т.е. на 7,4 %, Сравнение динамики фонда добывающих скважин и отбора жидкости показывает, что снижение отбора происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита скважин и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% НИЗ и обводненности 95,2%.

Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и начиная с 1969 года превышал проектный. В 1965 году вместо предусмотренных 461 скважин работало 615. Фонд нагнетательных скважин наоборот, практически всегда был ниже проектного.

Обводненность превышала проектную практически в течении всего периода разработки. Так, по проекту 1958 года обводненность в 1964 году должна была составить 8,2% фактически она составила 34,9%. По проекту 1986 года, в 1990 году планировалась обводненность 94,2%, фактически она составила 95,1%.

Начиная с 1990 года на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости - на 9,3%, фонда добывающих скважин - 3%, дебита жидкости - на 4,1%, фонда нагнетательных скважин - на 28,4%, закачки воды - на 10,4%. Это снижение объясняется переходом площади в позднюю, заключительную стадию разработки и является закономерным. Можно считать, что оно должно было начаться раньше, т.к. оставалось добыть всего 6,5% извлекаемых запасов. Очевидно, что сокращение фонда добывающих скважин и снижение отбора жидкости и других технологических показателей должны продолжаться и далее. Однако темпы снижения прогнозировать невозможно по ряду причин:

во-первых, сложная обстановка в стране и экономическая нестабильность привели к непредусмотренной проектами остановке скважин из-за отсутствия сбыта продукции;

во-вторых, неопределенными оказались перспективы по переходу на раздельную разработку пластов;

в-третьих, совершенно неопределенная и непредсказуемая ситуация сложилась с объемами ремонтно-изоляционных работ;

в-четвертых, даже если бы разработка месторождения продолжалась в нормальном режиме, вследствие отсутствия опыта разработки месторождений подобного типа на заключительной стадии, неизвестны темпы отключения скважин, снижения отборов жидкости и обводнения. Поэтому практика до разработки Арланской и других площадей месторождения представляет чрезвычайную ценность. Однако, по всей видимости, вынужденные мероприятия, связанные с не технологическими, а с коньюнктурно-экономическими соображениями, приведут к существенным искажениям.

В 2010 году из всех объектов разработки НГДУ «Арланнефть» добыто 1875,5 тыс. тонн нефти и отобрано 44219 тыс. тонн жидкости. По сравнению с предыдущим годом добыча нефти снизилась на 90,5 тыс. тонн, а отборы жидкости выросли на 2593 тыс. тонн. Падение добычи нефти обусловлено высокой выработкой начальных извлекаемых запасов основных объектов разработки.

Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2010 г. составил по нефти - 2,3 т/сут и по жидкости - 54,2 т/сут. В 2004 году эти показатели составляли соответственно 2,7, и 56,9, т/сут. Основной объем добытой нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона. Распределение добычи нефти и жидкости в абсолютных значениях и процентах дается ниже в таблице 1.2.

2.2 Система разработки Арланской площади. Общая характеристика применяемой системы разработки

Арланская площадь введена в разработку в 1958 году. С 1959 года объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. В 1964 году число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 года разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959 года) и проекту разработки (1961 года). После 1965 года - по утвержденной генеральной схеме, в основу которой с небольшими изменениями были приняты технологические решения проекта разработки 1961 г. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объединены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

После открытия месторождения началась его интенсивная разведка. Уже в 1957 года стало ясно, что площадь открытого месторождения огромная. В первую очередь разведывалась Арланская площадь. Она и оказалась наиболее подготовленной к разработке, хотя ее разведка продолжалась и позднее.

К июлю 1957 года на площади было пробурено 27 разведочных скважин. Бурение этих скважин показало очень сложное строение продуктивной толщи. На первых порах было установлено, что основным продуктивным пластом является самый нижний. Все пласты выше него были объединены в единую верхнюю пачку.

Технологическая схема (составлена в БашНИПИнефть в 1958 году) характеризуется следующими принципами и проектными показателями разработки.

Разработку площади намечалось проводить с поддержанием пластового давления путем закачки воды.

Ввиду больших размеров площади нефтеносности, наряду с законтурным, предусматривалось внутриконтурное заводнение.

В ТТНК было выделено два объекта разработки: нижний, состоящий из пласта СV, и верхний, объединяющий пласты С-СV.

Внутриконтурные нагнетательные скважины были размещены в зонах наиболее мощных отложений песчаников и в прогибах между отдельными поднятиями, чтобы по возможности вскрыть законтурные зоны залежей пласта СV и создать режим вытеснения снизу вверх. По утвержденному варианту нижний эксплуатационный объект был разделен на три крупных участка разработки. Пласт СV предполагалось разрабатывать в основном путем законтурного заводнения. Только на северо-западе площади отрезалась часть залежи, подстилаемая подошвенной водой.

В отличие от нижнего объекта, верхний планировалось разрабатывать преимущественно путем внутриконтурного заводнения. В этих целях линии внутриконтурного заводнения верхнего объекта были совмещены с линиями законтурного нижнего, в результате чего верхний объект был подразделен на три эксплуатационных участка, по форме и размерам совершенно одинаковых с участками нижнего объекта. Эти участки опоясывались нефтеносными зонами. Вдоль внешнего контура нефтеносности были размещены законтурные нагнетательные скважины. Благодаря внутриконтурному и законтурному заводнению верхний объект подвергался двухстороннему воздействию. В верхнем объекте было выделено шесть эксплуатационных участков.

По принятому варианту разработки скважины предусматривалось разместить по принятой сетке. Для верхнего этажа принята равномерная сетка 400 х 400 м с плотностью 16 га/скв. Для нижнего и для совместной эксплуатации двух горизонтов скважины располагаются рядами с расстоянием между рядами 500 и между скважинами 400 м. Плотность -- 20 га/скв.

На всех участках нижнего объекта первые ряды эксплуатационных скважин проектировались на расстоянии 1000 м от нагнетательных. Ряды эксплуатационных скважин верхнего объекта размещались между рядами скважин нижнего. Поэтому расстояние от первых эксплуатационных рядов до нагнетательных верхнего объекта оказались различными для различных сеток размещения скважин. Всего было намечено пробурить 589 эксплуатационных скважин, в том числе 80 резервных.

Расстояние между внутриконтурными нагнетательными скважинами на каждый объект принято 1200 м. Законтурные нагнетательные скважины удалены друг от друга на 2000 м. Намечалось пробурить 118 нагнетательных скважин.

Условиями рациональной разработки двух продуктивных объектов забойное давление в эксплуатационных скважинах нижнего объекта предусмотрено равным 12,3 МПа. Для достижения более высоких дебитов скважин, эксплуатирующих верхний объект, проектировалось поддержание давления на линиях нагнетания на уровне 16,3 МПа, давление на забоях эксплуатационных скважин - 7 МПа.

Эксплуатационное бурение на Арланской площади, согласно принципиальной схеме, было начато в 1959 г. После бурения новых скважин изменилось первоначальное представление о геологическом строении месторождений. Особенно большие изменения выявились в строении пласта СV. Так было выяснено, что предполагавшихся вначале крупных куполов не оказалось. Выяснилось, что структура сложена более мелкими поднятиями, вытянутыми в северо-западном направлении. Было установлено, что пласты имеют более сложное геологическое строение.

По мере получения новых геологических данных вносились соответствующие изменения в технологическую схему разработки.

Ко времени составления генеральной схемы в систему разработки месторождения были внесены следующие изменения.

Внутриконтурная линия нагнетания, которая согласно принципиальной схеме проходила между участками V и - , была смещена на юго-запад, в прогиб между отдельными поднятиями, для того чтобы закачивать воду в водонасыщенные зоны пласта V. В результате переноса линии нагнетания расстояние до первого эксплуатационного ряда, принятое в схеме равным 1 км, не строго выдерживается.

Предусмотренные в схеме линии нагнетательных скважин, разделяющие , и участки, оказались лишними как в результате перемещения разрезающего ряда на юго-запад, так и из-за отсутствия предполагавшихся прогибов между поднятиями. Внутриконтурный ряд нагнетательных скважин сохранен лишь между участками и V.

В связи с тем, что участок оказался не обособленным крупным поднятием, оба эксплуатационные объекты были разбурены по одинаковой сетке.

С целью сокращения сроков разрезания залежей и создания равномерного фронта вытеснения нефти водой было предложено внутриконтурные нагнетательные скважины бурить на каждый объект разработки.

На всех участках Арланской площади предлагалась совместная эксплуатация нижнего и верхнего продуктивных объектов при раздельной закачке воды.

В 1964--1965 гг. в БашНИПИнефти М. М. Саттаров и др. выполнили 'Генеральную схему разработки Арланского нефтяного месторождения'

В Генсхеме при утверждении были внесены следующие уточнения:

Забойное давление в добывающих скважинах принято равным 6,0 МПа, давление нагнетания 10,0--15,0 МПа.

Время окончания бурения добывающих скважин принято раньше, чем нагнетательных.

Для стабилизации добычи нефти предусмотрено бурение нескольких резервных скважин. Оставшиеся -- бурятся позже.

В Генсхеме были выполнены расчеты нефтеотдачи (таблица 2.1), которые оказались существенно ниже утвержденных ГКЗ.

После 70 - х годов было начато очаговое заводнение.

К 1986 г. назрела острая необходимость составления нового проекта разработки, вызванная несколькими причинами:

- Превышение уровня добычи нефти над проектными на 24 %, отбором жидкости на 48%.

Таблица 2.1

Расчетная нефтеотдача по пластам Арланской площади

- Необходимость изыскания новых решений по регулированию разработки, особенно выработке запасов из промежуточных пластов.

Такой уточненный проект разработки Арланского месторождения был составлен в 1986г.

Состояние разработки Арланской площади месторождения к этому времени характеризовалось следующими показателями.

Общий фонд пробуренных скважин составил 1824, в том числе добывающих 1370, нагнетательных -- 306. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1970 г. (5,3 млн.т). Основная часть добывающих скважин работала с высокой обводненностью. С содержанием воды более 50% работало 882 скважины (80% всего фонда); 507 скважин (49% фонда) работали с обводненностью продукции свыше 90%. Выработка запасов достигла 33,6% начальных балансовых запасов и 77,3% начальных извлекаемых запасов.

Уточненный проект утвержден 2 февраля 2005 г. В настоящее время разработка месторождения осуществляется по этому проекту.

2.2.1 Системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин

Опыт разработки многопластового объекта в ТТНК. Арланского месторождения убедительно показывает низкую эффективность совместной разработки всех пластов этой толщи. Основными недостатками такой разработки являются:

1. Нерегулируемость разработки каждого пласта.

2. Самопроизвольное отключение низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах, вследствие чего пластовые давления в них остаются низкими и выработка запасов происходит хуже.

3. Снижение приемистости пластов с ростом их числа в разрезах.

4. Отсутствие завершенной самостоятельной системы разработки каждого из пластов. В первую очередь это относится к худшим пластам.

5. Несоответствие плотности разбуривания каждого из пластов реальным геологическим условиям.

6. Сложность формирования системы доразработки второстепенных пластов.

Количество скважин для бурения различных категорий по вариантам разработки было определено в разделе 4.1. Принципы размещения скважин по эксплуатационным объектам (снизу-вверх) следующие.

По залежам турнейского яруса Арланской, Новохазинской и Юсуповской площадей бурение скважин раздельной сеткой не предусматривается. Разработка будет вестись с применением технологии зарезки боковых стволов на турней из отработавших скважин терригенной толщи. Рекомендуется осуществлять зарезки БС с выходом по пластам на горизонтальные участки стволов (БСГ). При обосновании зарезок БС использовался РД 39-00147275-057-2000, разработанный БашНИПИнефть [5].

По отложениям ТТНК, как указывалось в разделе 4.1, остаточный проектный плюс дополнительный фонд для бурения по вариантам 2 имеется на Николо-Березовской и Юсуповской (остаточный) площадях. Размещение скважин рассредоточенное, за исключением затопляемой зоны Николо-Березовской площади. Наиболее актуальными являются задачи определения количества резервных скважин и скважин-дублеров. Резервный фонд согласно «Регламенту» определялся в количестве 1,5-2,0% от общего (всего пробуренного) фонда добывающих + нагнетательных скважин. Количество скважин-дублеров определялось согласно методике [ 6 ], использованной ранее в проекте 1986г. [ 1 ]. Согласно методике на основании связи между показателями износа, обновления и выбытия фондов [ 7 ], применительно к скважинам, получим:

ln (Р + б) - lnб

Т = (1)

Р

где Т - средний срок службы скважин, лет;

б - коэффициент выбытия скважин, доли;

Р - темп прироста фонда скважин, доли.

Коэффициент выбытия скважин в каждом году вычисляют по формуле:

Niл

бi = (2)

Ni-1э

где Niл - количество ликвидированных скважин после эксплуатации;

i=2,3,… t - порядковый год анализируемого периода (начиная со второго);

Ni-1э - эксплуатационный фонд скважин на конец предыдущего года.

Годовой темп прироста фонда скважин:

Niэ

Рi = - 1 (3)

Ni-1э

где Niэ, Ni-1э - эксплуатационный фонд скважин на конец соответствующего года.

Использованы материалы официальной статистической отчетности (форма 33-ТП) по Башкирии за период 1932-1984гг.

Получили средний срок службы скважин Т = 28,5 лет. Последняя публикация по данному вопросу представлена в [ 8 ].

Обобщение исследований по выявлению причин потери герметичности обсадных колонн [ 6 ] показало, что скорость внутренней коррозии возрастает с увеличением содержания в нефтяном газе Н2S.

С учетом изменения скоростей внутренней и наружной коррозии в зависимости от содержания в нефтяном газе Н2S получили эмпирическую расчетную формулу для определения срока службы скважин:

87,5

Т = - 10,2 если с ? 3 (4)

с + 1,5

- 9,2 если с> 3

Здесь с - содержание Н2S в нефтяном газе, % об.

При значении с для Арланского месторождения 0,20 получили Т = 41,3 года. Видим, что расчетный средний срок службы скважин больше, чем по девонским месторождениям ([ 9 ], 1993), приблизительно на 10 лет.

Используется методика расчета необходимого количества скважин-дублеров, приведенная в работе [ 10 ]. Алгоритм программы основан на приближенном методе, где используются проектные данные по новому месторождению и фактические и проектные для старого месторождения.

Исходной информацией является: среднедействующий фонд скважин, ввод скважин в эксплуатацию из бурения, срок разработки месторождения, средний срок службы скважин, стоимость строительства одной скважины-дублера. Расчеты проводились по каждой площади с последующим учетом в стоимости строительства новых скважин.

По отложениям среднего карбона на не разбуренных участках Арланской и Николо-Березовской площадей размещение скважин по вариантам 1, 2 с бурением по площадной 9-точечной схеме такое же, как в проекте 1986г. По всем площадям имеются варианты разработки только возвратным фондом скважин. Размещение проектного фонда по отложениям среднего карбона Арланской и Николо-Березовской площадей производилось на построенной карте суммарных нефтенасыщенных толщин (h>3м). Возвратный фонд размещался на карте суммарных нефтенасыщенных толщин при толщине пласта 2,0м и выше. Кроме этого, рассматривается вариант с уплотнением сетки скважин вдвое на ряде участков залежей каширо-подольских отложений (см.П.4.1). Размещение проектных скважин показано на картах в ПРИЛОЖЕНИЯХ 45-48 (Книга 16).

К настоящему времени по ТТНК бурение проектных скважин на Арланском месторождении в основном завершено. Исключение составляет участок затопляемой зоны Николо-Березовской площади. Бурение утвержденных точек по проекту 1986г. производилось на всей территории, рассредоточено - в основном с целью активизации выработки отдельных зон или малопродуктивных пластов. Не разбуренными остаются только краевые зоны с толщинами до 1,5, реже 2,0 м и ВНЗ с нефтенасыщенными толщинами 2,0-2,5 м и даже выше.

Предельная толщина пласта для бурения ограничивается прежде всего технологическим фактором, к которому относится приемистость нагнетательных скважин, в зависимости от толщины пласта при существующем давлении в системе ППД. По данным [ 11 ] в скважинах с толщиной пласта 1 м и ниже приемистость при рабочих давлениях в системе ППД - 13,5-14,5 МПа отсутствует, что предопределяет очень низкий приток в добывающих скважинах. При совместной перфорации нескольких пластов отрицательное влияние указанного фактора усиливается. Согласно [ 11 ] при толщине пласта 2 м наличие приемистости отмечается соответственно лишь в 30-65% случаев. Следовательно, для обеспечения надежной приемистости пластов двухметровой толщины необходима раздельная закачка. В целом пласты с толщиной до 1 м слабо охвачены процессом разработки.

Исходя из вышеизложенного, размещение скважин для бурения производилось по следующей схеме: на элементе пласта с заданной толщиной производилось размещение добывающих и 1 нагнетательной скважины (это могут быть еще неразбуренные участки с толщинами 2м и 3м). На разбуренных участках производилось дополнительное размещение только добывающих скважин.

Арланское месторождение было открыто и разведано в конце пятидесятых -- начале шестидесятых, когда в отрасли началось увлечение редкими сетками скважин, и многие специалисты в области разработки начали склоняться к широко пропагандируемой идее редкой сетки. Увлечение редкими сетками нашло свое отражение и на Арланском месторождении. Так, в первых схемах и проектах, а также в Генеральной схеме плотность разбуривания составляла 24 и 48 га/скв. При расчетах технологических показателей, влияние плотности на нефтеизвлечение не учитывалось.

В таблице 126 приведена динамика изменения плотности сетки скважин.

По участкам и отдельным площадям месторождения, на которых развиты пласты VI и II, было принято решение о совмещении сеток этих двух объектов, что позволило принять плотность разбуривания 24 га/скв. Однако, как показала практика разработки, и эта сетка оказалась слишком редкой. В процессе разработки было выявлено много участков и зон, либо вообще не охваченных разработкой, либо слабо дренируемых. Поэтому вскоре в проектных документах предусмотрели уплотнение сетки скважин. Сперва было принято решение о сокращении расстояний между нагнетательными скважинами в разрезающих рядах до 600 м. Однако это мероприятие не решило проблему охвата пластов, особенно промежуточных, заводнением. В процессе реализации этого уплотнения выявилось несоответствие принятой сетки и геологического строения продуктивных пластов. В каждом очередном проекте на первом плане было решение о необходимости дальнейшей модернизации системы разработки. Наравне с уплотнением сетки постепенно реализовывалось очаговое избирательное заводнение, т. к. неравномерность выработки запасов все более углублялась.

2.2.2 Характеристика фонда скважин и их текущих дебитов

Разработка залежи ТТНК Арланской площади характеризуется несколькими особенностями (рисунки 2.1-2.6, приложение А).

Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 году 5332,9 тыс.т. Начиная с 1971-го добыча постоянно снижается и в 2008-м составила 39% от максимальной. Темп падения добычи на Арланской площади составил в первый год снижения (1971) всего 1,2%.

Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 г (1484 ед.). К этому времени было отработано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 94,7% (весовых).

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих до 1987 г и составил 310 ед.

Рост общего числа пробуренных скважин на Арланской площади происходил и после достижения максимума фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин, т.к. бурение, хотя и в меньших объемах, продолжается и сейчас. Уменьшение числа действующих добывающих и нагнетательных на фоне увеличения числа пробуренных скважин происходит за счет их выбытия в категорию прочих (ликвидированных, пьезометрических, контрольных и др.). Скважины этих категорий составляли в 1992 г. 406 ед., за 5 последних лет их число возросло более чем вдвое. Такая динамика связана с массовым выводом скважин из эксплуатации из-за полного их обводнения или же по техническим причинам.

Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 г (51,4 млн.м3 в пластовых условиях). В последние три года наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн.м3, т.е. на 7,4%. Снижение отбора жидкости происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита жидкости и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% начальных извлекаемых запасов и обводненности 95,2%.

Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов на площади достигали в максимуме 3,9%. После максимального уровня они снижались пропорционально годовой добычи нефти и составили в 1992 г 1,5% от начальных извлекаемых запасов. Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны меньшие темпы отбора запасов, чем из девонских залежей с маловязкими нефтями.

Хотя разработка залежей ТТНК Арланской площади осуществляется с заводнением пластов, для этого объекта специфично неполное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Так, суммарная компенсация отборов закачкой воды составляет всего 88,6%. В отдельные годы компенсировалось менее 75% отбора. Несмотря на это пластовые давления поддерживались на достаточно высоком уровне. Такая специфика объясняется активным напором краевых вод в СV пласте.

Начиная с 1990 г. на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости - на 9,3%, фонда добывающих скважин - на 3,0, дебита жидкости - на 4,1, фонда нагнетательных скважин - на 28,4, закачки воды - на 10,4%. Это снижение объясняется переходом площади в позднюю, заключительную стадию разработки и является закономерным.

2.2.3 Сопоставление фактических и проектных показателей

Анализ соответствия основных фактических и проектных технологических показателей (по Ген.схеме, проекты с 1978 и 1986) позволяет сделать следующие выводы.

Максимальный уровень добычи нефти (по проекту 1958) - 7628 тыс.т в 1964 г. не был достигнут ни по уровню, ни во времени.

Фактическая наибольшая добыча нефти - 5332,9 тыс.т, т.е. на 30% меньше проектной, была достигнута в 1970 году (на 6 лет позже). Такое расхождение объясняется тем, что в проекте 1958 г. были приняты завышенные запасы.

Отбор жидкости в максимуме во всех пластах значительно превышали запроектированные. Так, даже в год (1986) составления последнего проекта фактический отбор жидкости отличался от проектного на 8% (49,8 при проектном 46,0 млн.т). В дальнейшем этот разрыв все более увеличивался. В 1990 г. при проектной величине 47,1 млн.т было отобрано более 57,0 млн.т или на 21% больше.

Обводненность превышала проектную практически в течение всего периода разработки. Так, по проекту 1958 г. Обводненность в 1964-м должна была составить 8,2%, фактически она составила 34,9%. По проекту 1986 г. в 1990-м планировалась обводненность 94,2%, фактически она составила 95,1%.

Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и, начиная с 1969 г., превышал проектный. В 1965 г. вместо предусмотренных 461 скважины работало 615. Фонд нагнетательных скважин, наоборот, практически всегда был ниже проектного. Так, в 1990 г. он был меньше на 2,5%.

Дебит жидкости скважин до 1968 г. был ниже, после - выше проектного. Иногда эта разница была весьма существенной. Например, в 1962 г. фактически дебит составлял едва 60% от проектного. В последние годы (после 1986) дебит жидкости был выше проекта на 15-20%.

Фактическая приемистость нагнетательных скважин в течение всего срока разработки была выше проектной.

Из приведенных выше данных видно, что Арланская площадь месторождения находится на поздней стадии разработки, характеризуется большой обводненностью, высокой выработкой запасов (выработка запасов близится проектным показателям).

Суммарный отбор воды за весь период разработки более чем в два раза больше проектного. Учитывая высокую обводненность (выше 90%) и необходимость отбора еще достаточно больших запасов, можно предположить, что если процесс разработки будет продолжаться без серьезных отклонений от запроектированного, то водонефтяной фактор может оказаться большим, чем это заложено в проекте.

Уплотнение сетки скважин в основном на высокопродуктивных зонах пластов было недостаточно обоснованным, так как не решило проблему выработки запасов маломощных промежуточных пластов.

Все это требует поиска новых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи и уменьшения попутно - добываемой воды.

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти из пласта

Разработка Арланского месторождения с точки зрения выработки запасов отличается исключительной сложностью, которая связана с рядом особенностей:

- наличием в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов;

- резкой зональной неоднородностью. Отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10-15 % площади месторождения;

- вязкостью нефти в пластовых условиях ;

- низкой газонасыщенностью нефти;

- наличием большой по площади водонефтяных зон в основных пластах, особенно в пласте VI;

- упруго-замкнутым начальным гидродинамическим режимом в большинстве пластов и чрезвычайно слабой активностью контурных вод (за исключением пласта VI на севере месторождения).

Большинство проектных решений были так или иначе предопределены этими особенностями. Проектная величина нефтеизвлечения по отдельным площадям и месторождению изменялась по мере накопления информации о строении пластов, площадей и отдельных участков. Существенные поправки вносили и по мере накопления опыта разработки.

В первом ориентировочном подсчете запасов нефти и схеме разработки Арланской площади коэффициент нефтеизвлечения был принят равным 0,4 по верхнему и 0,5 по нижнему этажам. Однако уже в 1958г величина КИН была увеличена до 0,55.

В подсчете запасов нефти Новохазинской площади (1961г) КИН принят 0,55 для верхней и 0,50 для нижних пачек.

В 1962г выполнен подсчет запасов Николо-Березовской плащади повторно. Если в первом подсчете (1959г) КИН был принят равным 0,55, то во втором его величина уменьшилась до 0,50.

Изменения КИН наблюдались и позднее. Если в 1963г в анализе разработки по Арланской площади он сохранен на прежнем уровне 0,55, то в 1964г по Николо-Березовской площади КИН вновь увеличен до 0,517.

К 1970г четко выявились основные недостатки системы разработки. Самым главным был вывод о недостаточной плотности сетки скважин. Геолого-физические условия разработки оказались намного сложнее, чем предполагалось при проектировании. Проектные показатели уровня добычи нефти, объемов отбираемой жидкости и закачки воды не достигались. Поэтому в 1970г было начато уплотнение сетки скважин до рациональных величин. Необходимо отметить, что при уплотнении сетки была допущена ошибка, которая заключалась в том, что уплотнение производилось в первую очередь на высокопродуктивных участках. При этом еще больше интенсифицировалась разработка основных пластов. Проблема выработки запасов промежуточных пластов решалась лишь частично.

В 1977г ГКЗ утвердила следующие величины КИН (при закачке раствора ПАВ): по Арланской площади -0,435, Новохазинской-0,432, Николо-Березовской -0,415, и в целом по ТТНК -0,448.

В таблице 1.1 изложены результаты анализа выработки запасов по пластам и площадям месторождения по состоянию на 01.01.90г.

Как следует из сравнения, прирост нефтеотдачи за 5 лет составил 5%. Однако по участкам величина этого прироста различается в два и более раза, что отражает разную интенсивность разработки участков.

Потери запасов нефти и газа при разработке месторождений происходят в основном:

- тупиковых зонах, линзах и полулинзах;

- в краевых частях ВНЗ при малой нефтенасыщенной толщи;

- в зонах между первым (от контура) рядом добывающих скважин и контуром нефтеносности (если он неподвижен);

- на учасках резкого увеличения толщины продуктивного пласта (если он анизотропен);

- в зонах стягивания контуров и разрезающих рядах;

- в застойных зонах;

- в заводненном объеме (в прослоях меньшей проницаемости);

- в поровом пространстве (пленочная нефть);

- в пластах, неохваченных разработкой;

в пластах с меньшими темпами извлечения запасов.

На Арланском месторождении все перечисленные виды потерь имели место, но абсолютные значения были различными. Наибольшие потери в тупиковых зонах характерны для промежуточных пластов. Особенно велики они в небольших залежах, вскрытых иногда одной скважиной. Запасы подобных залежей могут быть оставлены полностью, т.к. при режиме растворенного газа извлекается всего 11-12% запасов.

Таблица 1.1

Текущая нефтеотдача эксплуатационных участков

(по состоянию на 01.01.86г и 01.01.90г)

На Арланском месторождении все перечисленные вид потерь имели место, но абсолютные значения были различными. Наибольшие потери в тупиковых зонах характерны для промежуточных пластов. Особенно велики они в небольших залежах, вскрытых иногда одной скважиной. Запасы подобных залежей могут быть оставлены полностью, т.к. при режиме растворенного газа извлекается всего 11-12% запасов.

По оценке И.А.Кузилова и др.4, на естественном режиме (без заводнения) нефтеизвлечение составило бы всего 18%, в т.ч. за счет энергии газа -11% и упругого расширения нефти и воды-7%. По VI пласту северных площадей месторождения, где контурные воды активные, она приближалась бы к нефтеотдаче с заводнением, но при существенно меньших темпах разработки.

Особенно низкое извлечение характерно для ВНЗ. Практически при нефтенасыщенной толщине 4 метра и менее запасы теряются полностью. Также полностью будут потеряны запасы и в зонах, прилегающих непосредственно к контуру нефтеносности. Видимо, сравнительно небольшие объемы запасов будут оставлены за счет местных резких изменений толщины, т.к. песчаники ТТНК имеют небольшую анизотропность.

В зонах стягивания контуров и между скважинами в разрезающих рядах потери могут быть довольно заметными. Так, в ряде нагнетательных скважин после длительной закачки и возврата под отбор по тем же пластам были получены притоки нефти с водой.

Потери запасов в заводненном объеме имеются, но их количественная оценка затруднительна. Потери в поровом пространстве определяется физико-химическими особенностями флюидов и составляют в среднем до 40% в наихудших и 20% в наилучших пластах.

Важной проблемой является задача выработки запасов из промежуточных маломощных и низкопроницаемых пластов. Балансовые запасы пластов составляют 20-30% от НБЗ толщин. Значительная их часть либо неохвачена разработкой, либо вырабатываются с заметно меньшими темпами. Очевидно, со временем запасы таких пластов окажутся основными. В то же время технология их разработки отсутствует. Судя по имеющемуся опыту, потребуется более плотная сетка, повышение давления нагнетания до 20-25 МПа и возможно изыскание новых агентов, либо особой технологии водоподготовки.

Поэтому в настоящее время рекомендуется применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов для подключения этих запасов в разработку.

В таблице 1.2 приведены сведения о выработке запасов по каждому объекту разработки и в целом по НГДУ «Арланнефть». Из всех объектов добыто 209657,9 тыс.т нефти или 34,6% от начальных балансовых и 83,9% от начальных извлекаемых запасов, при этом по терригенным отложениям основного объекта разработки отобрано 38,0% и 86,5% соответственно. По песчаникам нижнего карбона Арланской площади, характеризующимся поздней стадией разработки и дающим 50,1% всей добычи по НГДУ, добыто от начальных балансовых - 45,2% и от начальных извлекаемых запасов - 94,0%. Годовой темп отбора по НГДУ от начальных извлекаемых запасов составил - 0,6%, а от остаточных извлекаемых запасов - 9,7%.

3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

3.1 Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт и призабойную зону пласа

К новым методам воздействия на пласт обычно относятся все методы, отличающиеся от традиционного заводнения. Однако такое деление на традиционные и новые методы довольно условно, т.к. часть методов, относимых к новым, в той или иной мере связана с традиционным заводнением или базируется на нем.

К гидродинамическим методам относится циклическое заводнение и другие способы создания нестационарного давления и периодического изменения направления фильтрационных потоков в продуктивных пластах. Эти методы направлены на повышение охвата пластов процессом вытеснения в условиях традиционного обычного заводнения за счет вовлечения в разработку малопроницаемых слоев и прослоев, а также застойных зон. Суть этих методов заключается в создании знакопеременных перепадов давления между зонами с разной проницаемостью и насыщенностью. За счет этих скачков давления создаются условия для выравнивания насыщенности и устранения капиллярного не равновесия на контакте нефтенасыщенных и заводненных зон, участков. Изменение фильтрационных потоков усиливает этот процесс в результате вовлечения в разработку застойных зон пласта. К гидродинамическим методам относят водогазовое циклическое воздействие на пласты, при котором в пласт поочередно нагнетается вода и газ. Поочередное нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительно проницаемости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью.

Физико-химические методы основаны на вытеснении нефти водными растворами различных химических реагентов, улучшающих или изменяющих в необходимых направлениях вытесняющие свойства воды. Сюда относятся водорастворимые ПАВ, полимеры, кислоты, щелочи, а также мицеллярные растворы и др. Их действие основано на снижение межфазного натяжения между нефтью и водой (ПАВ, щелочи). Устранении капиллярных сил в заводненном пласте (мицеллярные растворы), приводящем к увеличению коэффициента заводнения. Уменьшении различия в вязкостях нефти и вытесняющей ее воды (полимеры), обеспечивающем повышение коэффициента заводнения.

Теплофизические методы основаны на закачке в пласт теплоносителей пара или горячей воды. Вытеснение нефти паром - наиболее распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов. Он основан на том, что пар (обладающий теплоемкостью в 3-3,5 раза превышающей теплоемкость горячей воды при 230С) вносит в пласт значительное количество тепловой энергии. Эта энергия обеспечивает снижение вязкости пластовой нефти, дистилляции нефти в зоне пара, гидрофилизации породы коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок скважин смол и асфальтенов. В результате повышается как коэффициент вытеснения, так и охват процессом разработки.

Термохимические методы связаны с различного рода процессами внутрипластового горения нефти - сухого, влажного и сверх влажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и т.п. Эти методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакцию с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающуюся выделением большого количества тепла (внутрипластовым горением). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя нагнетательных скважин и перемещения зоны (фронта) горения по пласту. Применяют прямоточное сухое и прямоточное влажное или сверх влажное горение. При прямоточном сухом горении на забое воздухонагнетаемой скважины поджигается нефть и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам. Однако, вследствие низкой теплопроводности воздуха по сравнению с теплопроводностью пород пласта, фронт нагревания породы отстает от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемого в пласте тепла (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. При прямоточном влажном горении в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Вода, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа, пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны нагрева с насыщенным паром и сконденсированной горячей водой. Следовательно, при влажном горении механизм повышения нефтегазоизвлечения достигается как за счет факторов, свойственных процессу вытеснения нефти паром, так и за счет дополнительных факторов, свойственных собственно процессу горения - вытеснения нефти водогазовыми смесями, образующимися углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.

К группе методов смешивающегося вытеснения относят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами - углеводородными газами; сжиженным нефтяным газом (преимущественно пропаном), сжиженным обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2-С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном) с сжиженным неуглеводородным газом - углекислым газом или двуокисью углерода. При смешивающемся вытеснении с применением углекислого газа механизм вытеснения в значительной мере определяется состоянием двуокиси углерода в пласте. Двуокись углерода может находится в пласте в жидком состоянии только при температуре ниже 32С. В этом случае процесс вытеснения нефти жидкой двуокисью углерода характеризуется высокой степенью их взаимной растворимости. При растворении жидкой двуокиси углерода в нефти существенно увеличивается объем нефти, уменьшается ее вязкость и снижается проявление капиллярных сил. Так, объем нефти при растворении в ней углекислого газа увеличивается в 1,5-1,7 раза, что вносит особенно большой вклад в повышение нефтеизвлечения при разработке залежей маловязкой нефти. При вытеснение высоковязких нефтей основной эффект достигается в результате увеличения коэффициента вытеснения и заводнения вследствие уменьшения вязкости нефти. Причем вязкость нефти при смешивающемся вытеснении с углекислым газом снижается тем сильнее, чем выше ее начальное давление таблица 2.1

Таблица 2.1

3.2 Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи

Физико-гидродинамические методы, связанные с изменением фильтрационных потоков в принципе могут применяться во всех геолого-физических условиях, при которых проводят обычное заводнение. Однако при выборе объектов для реализации гидродинамических методов в промышленных условиях следует иметь в виду, что их эффективность тем выше, чем выше неоднородность продуктивных пластов, чем больше в них образуется при обычном заводнении тупиковых и застойных зон, прослоев и интервалов пласта, слабо или совсем не охваченных процессом вытеснения. Эффект от циклического воздействия на пласты увеличивается с повышением гидрофильности коллекторов, микронеоднородности пористой среды, проницаемостной (слоистой) неоднородности, сообщаемости слоев, а также с увеличением амплитуды колебаний давления нагнетания воды и применением процесса на более ранней стадии заводнения.

По имеющимся оценкам применения физико-гидродинамических методов обеспечивает повышение нефтеизвлечения на единицы процентов. Тем не менее даже при небольшом увеличении нефтеизвлечения применение этих методов в широких масштабах может привести к значительному экономическому эффекту.

Физико-химические методы основаны на нагнетании в пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02-0,2% в объеме 10-30% от общего объема пустот продуктивного коллектора для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды. С их помощью возможно существенное расширение диапазона значений вязкости пластовой нефти (до 50-60 мПа*с) при котором возможно применение методов воздействия, основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициента нефтеотдачи на 3-10%.

Наиболее приемлемым для вытеснения нефти водными растворами полимеров считается раствор полиакриламида (ПАА). Добавка даже в малых объемах ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость, снижает подвижность и уменьшает относительную вязкость пластовой нефти. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью, способствует улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку. Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти до 10-50 мПа*с. Ввиду возможности снижения приемистости нагнетательных скважин за счет повышенной вязкости раствора метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов более 0,1 мкм2. Благоприятны объекты с относительно однородным строением пластов, преимущественного порового типа.

При фильтрации раствора в пористой среде происходит адсорбция полимера на стенках пустот. Интенсивность этого процесса особенно велика для первых порций раствора, при значительной обводненности пластов минерализованной водой в результате предшествующей разработки, при высокой глинистости пород-коллекторов. Считают, что наиболее эффективен этот метод для новых залежей, т.е. с самого начала разработки, при низкой водонасыщенности и низкой глинистости коллекторов (не более 8-10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод можно применять при температуре пласта не выше 70-90С. Допустимая глубина залегания продуктивных пластов, на которых целесообразно применять полимерное заводнение, определяется также потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах.

Из поверхностно-активных веществ наиболее распространенными считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает ее отмывающие свойства: снижается поверхностное натяжение на границе воды и нефти, уменьшается краевой угол смачивания, увеличивается приемистость нагнетательных скважин и т.п. Метод рекомендуется применять на залежах с водонасыщенностью пласта не более 15% (из-за способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы). При вязкости пластовой нефти 5-30 мПа*с, с проницаемостью пласта выше 0,03-0,04 мкм2 и температурой пласта до 70С. Считается, что применение водорастворимых ионогенных ПАВ (сульфанола и др.) в малых концентрациях, особенно в смеси с кальцинированной содой, может оказаться достаточно эффективным на залежах со слабо проницаемыми карбонатными коллекторами. В настоящее время возможный прирост коэффициента нефтеотдачи оценивается в 3-5%.

Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с пластовой нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются ПАВ, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть - раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. Метод щелочного заводнения рекомендуется к применению при малой минерализации пластовой и закачиваемой воды, при низкой глинистости и высокой активности пластовой нефти.

При вытеснении нефти мицеллярными растворами в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10% объема продуктивного пласта), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости, которая, в свою очередь, вытесняется рабочим агентом - водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, ПАВ и стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и углеводородов. Метод предусматривает применение мицеллярных растворов и буферной жидкости примерно одинаковой вязкости с пластовой нефтью. Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Рекомендуется применение известных мицеллярных растворов на залежах нефти в терригенных коллекторах порового типа, сравнительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Это связано с тем, что при движении в резко неоднородном коллекторе и при контакте с карбонатным цементом может нарушится структура раствора. Желательно, чтобы средняя проницаемость коллекторов была более 0,1 мкм2. Величина остаточной нефтенасыщенности не ограничивается, но в следствии большой стоимости работ по созданию оторочки целесообразно чтобы она была более 25-30%. Вязкость нефти не должна превышать 20 мПа*с. В связи с резким снижением эффективности метода при контакте мицеллярных растворов с минерализованными пластовыми водами применять его на месторождениях, разрабатываемых внутриконтурным нагнетанием пресной воды или после предварительной закачки в пласт пресной воды. Температура пласта не должна превышать 70-90С 7.

Метод вытеснения нефти паром рекомендуется для разработки залежей высоковязкой нефти (более 40-50 мПа*с) для которых метод заводнения непригоден. Иногда паротепловое воздействие осуществляется в сочетании с обычным заводнением, при котором закаченная в пласт высокотемпературная оторочка пара в объеме 20-30% к общему пустотному пространству залежи перемещается по пласту закачиваемой водой. Коэффициент нефтеотдачи может достигать 0,4-0,6. Для применения метода благоприятны условия, для которых характерны минимальные потери тепла как при закачке пара в скважину, так и при перемещении его по пласту. Глубина залегания пласта не должна превышать 1000м, чтобы избежать больших потерь тепла в стволе скважины. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта должна быть более 10-12м, но не выше 40м. При меньшей толщине резко возрастают потери тепла в породы, перекрывающие и подстилающие пласт. При чрезмерно большей толщине во избежание низкого охвата воздействием по разрезу пласта следует его расчленять на объекты меньшей мощности. Для паротеплового воздействия целесообразно выбирать объекты с высокими коллекторскими свойствами (пористостью 20% и более и проницаемостью более 0,5 мкм2), т.к. при этом сокращаются потери тепла на нагрев собственно породы пласта. Процесс более эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, т.к. требуется малый расход тепла на нагрев содержащейся в пласте остаточной воды. Вязкость нефти может составлять 200-1000 мПа*с. Объекты для паротеплового воздействия должны слагаться породами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью - не более 10%. Разработка залежей при паротепловом воздействии должна осуществляться с довольно плотными сетками скважин от 1-2 до 8 га/скв 18.

Термохимические методы - как сухое, так и влажное горение имеют одинаковые области применения, и подходы к выбору объектов для их применения одинаковы. Следует учитывать, что метод влажного горения более эффективен. В обеих случаях в качестве топлива для горения расходуется часть нефти, слагающейся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися после горения фракциями нефти и претерпевшими изменение вследствие дистилляции, крекинга и других сложных процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зависимости от геолого-физических условий расход сгорающего топлива может составлять 10-40 кг на 1м3 пласта, или 6-25% первоначального содержания нефти. Объекты для применения термохимических методов должны залегать на глубине не более 1500-2000м, вязкость нефти 10-1000 мПа*с и более. Рекомендуется при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30-35%. Толщина пласта должна быть более 3-4 метров.

Процесс сухого горения в связи с более высокой температурой (700C и выше) лучше применять только на терригенных коллекторах, поскольку карбонатные более подвержены разрушению от высокой температуры. При влажном и особенно сверхвлажных процессах горения процессы протекают при меньших температурах, соответственно 450 и 230C как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Каждый из методов смешивающегося вытеснения эффективен при определенных компонентных составах и фазовом состоянии нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом значений давления смешивания вытеснение нефти газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом 10-20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода 8-14 МПа. Эти методы целесообразно применять на залежах с глубинами залегания пластов более 1000-1200м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти (менее 5 мПа*с) и относительно небольшая мощность пластов (10-15м). Эти методы можно использовать при любой проницаемости пластов, но больший эффект достигается при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод - заводнение 6..

3.3 Состояние работ по увеличению нефтеотдачи в НГДУ «Арланнефть»

геологический нефтяной скважина выработка

Добыча нефти на месторождениях НГДУ характеризуется подающим уровнем и высокой обводненностью. Это обусловлено значительной выработанностью запасов нефти, ухудшением структуры остаточных извлекаемых запасов за счет опережающей выработки наиболее активных запасов в терригенных коллекторах, неполной компенсацией отборов нефти приростом новых запасов и использованием интенсивных систем разработки с применением закачки воды в продуктивные пласты.

В 2007-2008гг. добыча нефти за счёт внедрения новых МУН в зависимости от способа воздействия на пласт представлена в таблице 2.2 Основной объём добычи нефти за счёт МУН получен за счёт физико-химических и гидродинамических МУН. Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимают силикатно-щелочные растворы, а в гидродинамических МУН - бурение боковых стволов и циклическая закачка.

Основными задачами в области повышения эффективности разработки месторождения за счёт применения методов увеличения нефтеотдачи являются:

1. Снизить проницаемость промытых зон пласта.

2. Уменьшение степени неоднородности пластов и повысить охват пластов заводнением, сокращение объёма попутно-добываемой воды.

3. Вовлечение в разработку и интенсификация добычи нефти из слабодренируемых участков залежи и зон с трудно извлекаемыми запасами, в том числе с карбонатными коллекторами.

Таблица 2.2

Дополнительная добыча нефти за счет внедрения основных МУН на месторождениях НГДУ «Арланнефть» с 2006 по 2008 годы приведена в таблице 2.3

В 2007-2008гг. на месторождениях НГДУ «Арланнефть» проведено более 560 скважино-обработок с применением МУН.

Технико-экономическая эффективность МУН по НГДУ «Арланнефть» за 2007-2008гг. приведена в таблице 2.4

Применение современных технологий извлечения остаточной нефти является в настоящее время важнейшей задачей в виду высокой обводненности извлекаемых запасов, истощения пластовой энергии, большой долей трудно извлекаемых запасов.

Нашли широкое применение такие технологии увеличения нефтеотдачи как:

- физико-химические методы: закачка полимеров, щелочей, жидкого стекла, алюмохлорида, глинистых суспензий;

- микробиологические методы: активизация пластовой микрофлоры, закачка активного ила, различных продуктов биосинтеза.

В целом применение новых МУН позволяет регулировать разработку месторождения и интенсифицировать добычу нефти. Дополнительная добыча нефти за весь период их испытания и внедрения на месторождениях составила свыше 601 тыс.т.

В последние годы значительное применение на месторождениях НГДУ для извлечения остаточной нефти из обводненных залежей нашли осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ). Их использование позволяет снизить проницаемость промытых зон пласта, уменьшить степень его неоднородности и повысить охват пластов заводнением. В основе ОГОТ заложено создание водоизолирующего экрана в водонасыщенной части пласта.

Практика внедрения современных методов повышения степени нефтеизвлечения по НГДУ «Арланнефть» подтвердила их высокую эффективность. В промышленном внедрении и на стадии опытно-промысловых испытаний в настоящее время находится более 20 различных МУН и их модификаций таблица 2.5

Таблица 2.5

Перечень используемых технологий МУН

За последние два года темп роста количества обработок составил около 55% в год. Существенно увеличилось количество скважин, по которым проводились работы, направленные на повышение нефтеотдачи. В 2007-2008гг. общий объём внедрения МУН составил более 560 скв/обр., в результате чего получено 272,9 тыс.т. дополнительно добытой нефти при снижении объёмов попутно добываемой воды более 3937 тыс.т. Доля МУН в общей добыче увеличилось с 5,6% до 8,4%

Технологическая и экономическая эффективности от воздействия на пласты различными МУН определялись по каждому очагу и по технологиям в отдельности таблица 2.3. Целью такого дифференцированного подхода являются:

* оценка дополнительной добычи нефти, прибыли и затрат по воздействию;

* расчет удельных технологических и экономических показателей по каждому методу воздействия для возможности прогнозирования эффективности воздействия и экономических затрат, а также для сопоставления анализа эффективности различных технологий.

Удельными показателями для каждой технологии выбраны: дополнительная добыча нефти, затраты и прибыль от воздействия технологий на одну обработку и на 1т закачиваемого реагента, прибыль на один рубль затрат таблица 2.6. Так как многократное ранжирование не представляется возможным, отдается предпочтение величине прибыли на 1 обработку. При сопоставлении по данному показателю основные технологии можно расположить в следующей последовательности: «Глинистые суспензии», «Водонефтяные композиции», СЩВМ и СЩВ, ЩПВ, Силином, и др. таблица 2.4.

Прогнозные удельные показатели по эффективности технологий на 2009г. с учетом переходящего эффекта 2007-08г.г. представлены в таблице 2.6.

Показатели в строке 32 даны без прибыли и затрат по технологии БС.

Расчёт показателей на 2009г. сделан по ценам материалов 08.08г. и средней себестоимости нефти за 2008г.

Из-за большой трудоемкости приготовления рабочих растворов и обработки скважин, а также для увеличения объемов внедрения основных технологий МУН прекращены работы по следующим технологиям: САИ, нефть + гель- с 2001г.; БРЕГ-1, КОГОР - с 2002г.

Технология БиоПАВ+ПАА с 2001г. не внедряется из-за больших затрат на вывоз реагента (самовывоз из г. Благовещенск). С 2002г взамен этой технологии проводились работы по обработке скважин раствором БиоПАВ+лигаотин. Из-за поздних сроков внедрения (август-сентябрь) и так как эффективность по данной технологии ожидается через три, четыре месяца после воздействия, в текущем году получено только 0,1тыс.т. дополнительно добытой нефти. Аналогичная ситуация с технологиями нефть + гель(2000г.), БП - 92(2002г.). Кроме того, используемый в технологии БП-92 реагент самый дорогой из всех материалов применяемых для МУН (50 т.- 1,17 млн. руб.).

Следует учитывать и то, что дополнительная добыча за счёт МУН по всем технологиям рассчитывается с учётом переходящей эффективности от обработок прошлых лет. Поэтому при прекращении работ по некоторым из технологий увеличения нефтеотдачи эффективность продолжается в течении некоторого времени. Это отражается на экономических показателях применения отдельных МУН (бесперфораторное вскрытие + УСИП за 2000г., жидкое стекло с добавками за 2000-2001гг., нефть + гель за 2001г., БиоПАВ+ПАА за 2001-2002гг., КОГОР, БРЕГ-1 за 2002г.)

Снижение прибыли по виброволновому воздействию в 2001г. объясняет тем, что общее количество скважин обработанных данным методом увеличилось на 8 единиц. В то время, как число эффективно работающих скважин сократилось на треть (с 12 до 8).

Работы по депрессионной перфорации проводятся с привлечением бригад КРС, поэтому затраты на внедрение этого метода значительно превышают прибыль получаемую от доп. добычи нефти.

Снижение эффективности по технологии «Силином» объясняется падением давления и объёмов закачки на БКНС-16 в 2000-2002гг.

Затраты на бурение боковых стволов проходят по статье капитальный ремонт, т.е. по полной стоимости. Это негативно сказывается как на показателях применения этой технологии увеличения нефтеотдачи, так и в целом по МУН.

В 2008г. в затраты по циклической закачке входят затраты на пуск и остановку КНС-11,18 в течение года. В2009г. в затраты по пунктам 25,27,28 включены затраты на строительство фугированных водоводов протяженностью 31,5 км и 3-х БГ. Суммарные годовые амортизационные отчисления на покрытие этих расходов поделены пропорционально объёму дополнительной добычи нефти отдельно по каждой из 3-х технологий.

С 2003г. к физико-химической группе МУН добавится работы по закачке КФЖ, бустирана, латекса, гидрофобизатора и СНПХ-8700; к гидродинамическим методам перевод скважин с других горизонтов, перенос фронта нагнетания и оптимизация объёмов закачки. Это позволит увеличить объём дополнительно добытой нефти за счёт МУН до 178,2-тыс.т. Важно то, что 2003г.- начало внедрения этих методов как МУН, в последующие годы эффективность должна измениться в положительную сторону.

Затраты на бурение боковых стволов проходят по статье кап.ремонт, т.е. по полной стоимости.

Затраты на реагент при строительстве ГС входят в стоимость, по которой эти скважины передаются в эксплуатацию.

Работы по циклической закачке, заводнению с изменением фильтрационных поток и регулированию градиента давления проводятся без использования реагентов.

Таким образом, разрабатываемые современные технологии извлечения остаточной нефти имеют высокую ТЭЭ. Их применение является в настоящее время важнейшей задачей в виду самой высокой обводненности нефти среди других регионов России; истощения пластовой энергии, большой долей ТРиЗ, в которых сосредоточено более половины текущих балансовых запасов нефти.

3.4 Результаты внедрения МУН и их основные технические показатели

В настоящее время на основании имеющегося промыслового опыта применения новых технологий увеличения нефтеотдачи, анализа геологического строения пластов и залежей нефти, физико-химических свойств насыщающих флюидов, текущих показателей разработки продуктивных пластов на месторождениях НГДУ проводят испытания и внедрения ряда приоритетных технологий извлечения остаточной нефти, из которых в дальнейшем будут выбраны наиболее эффективные для широко-масштабного применения.

3.4.1 Физико-химические методы

Наряду с гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи на Арланском месторождении широкое развитие получили новые физико-химические МУН. Ведущее место среди них занимают потокоотклоняющие экологически безопасные технологии извлечения остаточной нефти с применением доступных осадкогелеобразующих реагентов на основе жидкого стекла в сочетании с каустической содой или HCl, отработанной щелочи с добавками флокуллита, алюмохлорида, силинома, вторичных материальных ресурсов (ВМР), различных растворителей (СНПХ-9010) и другие.

Основными базовыми технологиями по данному методу является силикатно-щелочное и щелочно-полимерное воздействия на пласт и различные их модификации. Объем внедрения на 01.01.2009г составило 79 скв/обр. при 33 обработках по заданию АНК к плану по новой технике.

В основном применяемые технологии сводились к воздействию на скважинную зону пласта и характеризуются большеобьемными и много цикловыми закачками композиций отдельно в нагнетательные скважины и через КНС. Областью их применения являются пласты высокой степенью выработанности.

Рассмотрим основные методы увеличения нефтеотдачи, которые применяются в течение нескольких лет на площадях НГДУ «Арланнефть».

3.4.2 Особенность выбора участков для внедрения МУН ОГОТ

На результаты внедрения мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта сильно влияет правильность выбора участка для проведения промыслового эксперимента.

При выборе участков для внедрения методов увеличения нефтеотдачи путем регулировании проницаемости водопроводящих каналов пласта с применением осадкогелеобразующих технологий (ОГОТ) основное требование заключается в том, чтобы вытеснение нефти осуществлялось нагнетаемой в пласт водой. Применение ОГОТ позволяет продлить срок и расширить область рентабельного применения метода вытеснения нефти водой.

При внедрении МУН с применением ОГОТ на месторождениях, разрабатываемых НГДУ «Арланнефть», для получения более высокого технологического эффекта с меньшими затратами предпочтительны следующие геолого-физические промысловые условия:

- наличие обширных водоплавающих зон;

- большая толщина пласта;

- предпочтительней участки, достигшие высокой степени обводненности-более 80%. В этом случае внедрение ОГОТ позволит помнить, что применение ОГОТ на ранней стадии, позволит добыть больше дополнительной нефти;

-выработанность НИЗ на участке воздействия -не менее 0,8.

- пологое залегание или сводовая зона пласта. В этом случае увеличивается вероятность вытеснения нефти, залегающей в мелких куполках, находящихся в межскважинных зонах;

- осуществление заводнения сточной минерализованной водой. При этом отпадает необходимость закачки оторочки второго реагента осадкообразующей пары (MgCl, CaCl);

- высокая приемистость нагнетательных скважин способствует воздействию на более удаленные зоны и на большую площадь пласта.

Кроме этого для получения максимального эффекта важны не только геолого-физические параметры, но и параметры технологии воздействия:

- снижение проницаемости должно быть необратимым;

- степень снижения проницаемости должна быть сравнительно небольшой (не более чем 3-5 раз, лучше 1,5-2 раза);

- суммарный объем оторочек осадкообразующих растворов должен за 10-15 лет достичь 10-30% от порового объема;

- стабильная работа скважин облегчает оценку эффективности. На участках с большим числом добывающих скважин уменьшается амплитуда колебаний показателей разработки, вызванных нестабильной работой отдельных скважин, что также облегчает оценку эффективности8.

3.4.3 Оценка эффективности применения МУН

Оценивать эффективность внедрения различных методов повышения нефтеотдачи необходимо для обоснования их дальнейшего применения в реальных промысловых условиях НГДУ.

После теоретического и лабораторного изучения метода увеличения нефтеотдачи (МУН) приступают к этапу промысловых испытаний и исследований. Для этого на месторождении выбирают небольшой опытный участок с очаговыми скважинами. Желательно иметь расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами 50-150 м. В процессе проведения эксперимента в первую очередь должны решаться задачи научного характера: исследование значений отдельных параметров, определяющих эффективность метода; испытание техники, технологий и методов контроля за проведением эксперимента. Такой подход позволяет за короткий срок испытать технологию и по промысловым данным обосновать ее перспективность для дальнейшего применения.

Анализ эффективности воздействия МУН осуществляется в двух основных направлениях. Первое направление включает непосредственную оценку технологического эффекта по показателям разработки (дополнительная добыча нефти от изменения темпа отбора жидкости и обводненности продукции скважин, от увеличения охвата пластов и текущей нефтеотдачи), второе заключается в косвенной оценке эффективности воздействия МУН за счет изменения гидродинамических показателей пласта (изменение гидропроводности, приемистости, продуктивности, профиля приемистости и т.д.). Обобщение результатов указанных показателей позволяют оценить эффективность воздействия МУН на стадии промысловых испытаний и рекомендовать его к дальнейшему промышленному применению.

3.4.5 Оценка эффективности технологий по показателям разработки

Распространенными методами оценки технологической эффективности применения МУН в настоящее время являются характеристики вытеснения и динамика показателей эксплуатации скважин.

Эффективность характеризуется приростом нефтеотдачи, добычей и темпом отбора нефти и жидкости, удельным расходом агента, изменением приемистости нагнетательных скважин, изменением охвата пласта воздействием. При этом различают следующие виды технологического эффекта: увеличение нефтеотдачи пластов, интенсификация добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, уменьшение объема закачки воды при добыче одинакового количества накопленной нефти. Для качественной оценки эффективности применения метода может быть также использовано сравнение фактических показателей разработки опытного и контрольного участков в безразмерных величинах.

Для оценки количественной величины дополнительной добычи нефти при доразработке месторождений с применением МУН широко используют способ линейной экстраполяции различных характеристик вытеснения по данным за предпрогнозный период применения химреагентов и сравнением фактических данных с экстраполированным показателем базового варианта. Количественная величина эффекта от МУН определяется как разность между фактическими показателями и показателями по базовому варианту на одинаковый отбор жидкости за указанный период.

Дополнительную добычу нефти с помощью характеристик вытеснения рекомендуется в целом определять согласно РД 39-01/06-0001-89 ВНИИнефть 'Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов' с применением различных зависимостей типа 'накопленная добыча нефти, доля нефти - накопленная добыча жидкости, воды'. При обычной системе разработки зависимости имеют прямолинейный характер. При получении дополнительной нефти происходит отклонение фактических значений и показателей по базовому варианту, уменьшение обводненности добываемой жидкости. Для повышения точности и достоверности определения технологической эффективности по данным зависимостям целесообразно вести расчеты по группе скважин, очагов воздействия.

Выбор характеристики вытеснения должен осуществляться наилучшей сходимостью расчетных и фактических показателей при применении базового метода. В такой ситуации обычно анализируют применимость нескольких (иногда до 10) характеристик, которые нередко отличаются друг от друга в 2-3 раза и более. Поэтому усредняют результаты двух-трех, наиболее близких между собой и приемлемых для конкретных условий и стадии разработки. Однако, несмотря на большой объем вычислительных работ, точность результатов остается невысокой. Так, в действующих руководствах не учитывается разница в добыче жидкости по варианту разработки объекта с применением метода повышения нефтеотдачи по сравнению с добычей жидкости при разработке по базовому варианту. Кроме того, значительное влияние на нарушение условий применения характеристик вытеснения оказывают изменения коэффициентов эксплуатации скважин до и после воздействия, систематические ошибки при интервальной оценке добычи нефти от увеличения охвата и др. Поэтому требуется дальнейшее совершенствование методик расчетов с целью повышения надежности результатов и снижения возможности субъективных оценок.

3.4.6 Оценка эффективности технологий гидродинамическими и геофизическими исследованиями скважин

Влияние воздействия на пласт по показателям разработки обнаруживается лишь через достаточно длительный промежуток времени (дополнительная добыча нефти, снижение обводненности продукции скважин и др.).

Для обоснования оптимальных параметров технологического процесса воздействия на пласт и оценки его влияния проводят также различные гидродинамические и геофизические исследования скважин. Гидродинамические и геофизические исследования скважин позволяют оценить эффективность проведенных обработок по изменению фильтрационных свойств пласта непосредственно после воздействия.

Распространенным и доступным способом оценки гидродинамических параметров пласта и скважин является определение кривых падения (восстановления) давления (КПД) до и после воздействия на залежь, которые обрабатываются с применением информационно-вычислительной техники методом 'касательных' по специальной программе. Их обработка позволяет определить степень изменения гидропроводности и пьезопроводности пласта до, и после воздействия. Для этого на преобразованной кривой в координатах 'логарифм времени - давление на устье скважины' выделяются 3-5 прямолинейных участков (ближняя, средняя и удаленная зоны пласта). По каждой зоне вычисляют гидропроводность и ее радиус.

Для оценки влияния водоизолирующих составов на зависимость между гидропроводностыо и расстоянием (R) границ между смежными зонами различной гидропроводности и радиусом Ro зон изоляции вначале уточняются математические зависимости, необходимые для определения расстояний R и Ro.

Как известно, гидропроводность зоны пласта, отображенной на ограниченном отрезке пласта КПД, определяют по формулам:

= (3.1)

= (3.2)

где - гидропроводность пласта, мкм2 см/(мПа*с);

qзак- приемистость скважин, м3/сут;

ДР - снижение давления после закрытия скважины, МПа;

t - время, прошедшее после закрытия скважины, с.

По данным указанных точек определяются также другие параметры (коэффициенты проницаемости, пьезопроводности, приведенный радиус скважины, расстояние (R) от забоя нагнетательной скважины до границы между зонами пласта с различной гидропроводностыо, радиус зоны, отображенной на КПД):

= (3.3)

= (3.4)

Так как КПД обычно замеряют на устье нагнетательной скважины, то приведенный радиус скважины можно оценить с большей точностью, если учитывать потери давления на трение (ДРтр) в НКТ, как показано ниже:

B = = 10 (3.5)

= (3.6)

Зависимость для определения R, уточненная с учетом Гдр, имеет вид:

= +1.5tmi (3.7)

B = (3.8)

Из (3.7) можно получить более простую зависимость при условии:

= =B (3.9)

Подставив из (3.9) в (3.7), получим

= + 1.5tmi (3.10)

В случае, когда параметры пласта в разных зонах мало отличаются один от другого, т. е. когда в = 1, из (3.10) следует:

= +0.91 (3.11)

В формулах (3.3)-(3.11) приняты следующие обозначения:

k- коэффициент проницаемости, мкм2; - коэффициент пьезопроводности, см2/с; h - толщина пласта, м; - вязкость жидкости, мПа*с; - коэффициент объемной упругости пласта, МПа; - приведенный радиус скважины, м; - потери давления на трение в НКТ, МПа; R- расстояние до границы между смежными зонами различной гидропроводности, м; Ro - радиус зоны, отображенной на КПД, м; , - коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности смежных зон пласта, выделенных по КПД; tmi - время, соответствующее точке пересечения смежных прямолинейных участков КПД, с; tк - время, соответствующее конечной точке КПД (или любой точке на прямолинейном участке КПД), с.

Параметры и приняты равными соответственно 1,4 мПа*с и 4,6*10-4 МПа. При наличии замеров КПД в течение первых 30-60 с после закрытия скважины, Ртр оценивают в соответствии с методикой ТатНИПИнефти. Приведенные зависимости позволяют в результате закачивания водоизолирующих составов определить по кривым падения давления (КПД) изменение гидропроводности , проницаемости k и пьезопроводыости на различных расстояниях от забоя нагнетательной скважины 17.

Рассматривая результаты расшифровки КПД всех проанализированных скважин, можно выделить в пласте три укрупненные зоны: ближняя зона Б, зона образования осадка О и дальняя - Д. Б характеризуется увеличением гидропроводности пласта. В О происходит выпадение неподвижного осадка и наибольшее снижение , в Д значение изменяется сравнительно мало. Уменьшение в зоне О в значительной мере компенсируется ее увеличением в зоне, расположенной ближе к забою нагнетательной скважины. Поэтому за счет разового осадкообразования коэффициент приемистости снижается на сравнительно небольшую величину и для оценки этого изменения необходимы манометры, расходомеры высокой точности, стабильная работа скважин и исследования достаточной длительности.

Приведенные уточненные зависимости по оценке расстояния до границ смежных зон с различной гидропроводностью на неустановившихся режимах подтверждают снижение гидропроводности пласта в зоне внутрипластвого осадкообразования за счет нагнетания композиций реагентов. Снижение гидропроводности пласта в зоне выпадения осадка частично компенсируется ее увеличением в зоне, расположенной ближе к забою скважины. Поэтому приемистость и коэффициент приемистости скважины за счет отдельных обработок снижается незначительно. Протяженность зоны осадкообразования по радиусу имеет сравнительно большую величину, что указывает на необходимость уточнения расчетной модели.

3.4.7 Технология применения ОГОТ

Для ограничения движения воды при добыче нефти широко используются осадкогелеобразующие композиции на основе полимеров силиката натрия, хлористого алюминия и др.

В то же время существует несколько десятков патентов на применение осадкообразующих реагентов для водоизоляционных работ. В подавляющем большинстве случаев патентуется поочередная закачка двух реагентов, при контакте которых в пласте выпадает осадок. Ниже приводятся некоторые пары осадкообразующих реагентов, которые запатентованы для использования при проведении водоизоляционных работ:

1. Ионы Mg2+, Ca2+ + CO2 MgCO3, СаСО3

2. Латекс + соли Са2+, Mg2+.

3. Рb(NО3)2+2Сl - РbС12.

4. Mg2+ + 2NaOH Mg(OH)2.

5. Fe3+ + Na 2CO 3 Fе(ОН)3.

6. Al3+ + Na 2CO3 А1(ОН)3.

7. Na 2SiO 3 + SO 2 Si(ОН) 4.

8. FeSO 4 * 6Н 2О + Na 3PO 4 Fe3(РО 4)2

9. Na 2SiO 3 + CO 2 Si(OH)4.

10. Ca 2++2HF CaF2.

В приведенном перечне в большинстве случаев предполагается, что ионы Са2+ и Mg2+ присутствуют в пластовой воде. Как видно из перечисленных пар химических реагентов, самое большое внимание уделяется силикату натрия. Остальные предложения в патентах в основном также связаны с использованием силиката натрия в некоторых других модификациях. Следует отметить, что в перечисленных парах реагентов осадок образуется тотчас же при смешении реагентов, что не позволяет надежно контролировать глубину проникновения осадкообразующих растворов в пласт, поскольку при поочередной закачке процесс смешения реагентов в пористой среде целиком зависит от малоизученных факторов. Регулированию поддаются лишь объемы и скорость закачивания растворов.

Поэтому для более надежного контроля за процессом осадкообразования разработан ряд композиций, в которых осадок образуется не сразу, а с течением времени или только под воздействием пластовой температуры. Это позволяет смешивать реагенты до закачки и закачивать реагенты одновременно без опасности закупорки пор призабойной зоны пласта, осуществлять надежный контроль за процессом осадкообразования во время закачки. Ниже приведен ряд таких композиций:

1. Na 2SiO 3+NaHCO3 Si(OH)4.

2. Раствор нафталина в горячем керосине, при остывании выпадает нафталин.

3. FеС1 3 ,А12(SO 4) 3 +карбамид Fe(ОН)3, А1(ОН)3.

4. Na2 SiO3 + сложные эфиры Si(OH)4

5. Na2SiO3 + карбамид Si(OH)4(гель).

6. Si(OH)4 (золь) + F- Si(OH)4.

7. Лигносульфонат (раствор в воде) лигносульфонат (осадок).

8. Натриевые соли шламлигнина, при реакции с породой снижается рН и лигнин выпадает в осадок.

9. Na2 SiO3 + сахар Si(OH)4.

t°

10. Na2S Na2S+3S.

Видно, что композиций с регулируемой скоростью осадкообразования не так много, выбор реагентов ограничен. Заслуживают внимания работы, в которых рекомендуется применять осадкообразующие реагенты совместно с полимерами.

Схема приготовления гелеобразующего раствора непосредственно на скважине и закачки его в водонагнетательную скважину показана на рисунке 3.2 Схема включает в себя три автоцистерны 4,8 и 9 соответственно для соляной кислоты, жидкого стекла и раствора полимера, насосный агрегат 2, водовод пресной воды 5, эжекторы 6 и 7 и промежуточную емкость 3.

Рисунок 3.2 Принципиальная схема обустройства опытного участка для закачки гелеобразующего состава в скважину:

1-- насосный агрегат; 2 -- скважина; 3 -- промежуточная емкость; 4 -- автоцистерна с соляной кислотой; 5 -- водовод; 6, 7 -- эжекторы; 8 -- автоцистерна с жидким стеклом; 9 -- автоцистерна с полимером

Из источника пресной воды с помощью агрегата ЦА-320 вода направляется через два параллельно работающих эжектора в промежуточную емкость объемом 5 м3. Одновременно подают в первое смесительное устройство жидкое стекло или жидкое стекло с полимером, а во второе -- соляную кислоту. Полученный раствор направляют в небольшую промежуточную емкость объемом 5 м3 с одновременным смешиванием и закачкой композиции в скважину.

Для приготовления и закачки гелеобразующего раствора, как уже упоминалось, имеющаяся стационарная установка предназначена для организации закачки силикатно-щелочных растворов. Порядок приготовления водного раствора гелеобразующих составов на стационарной установке следующий:

-готовят гелеобразующий раствор путем смешивания всех компонентов по схеме, описанной ранее, и заливают его в автоцистерны;

-приготовленные растворы доставляют на скважину автоцистернами и закачивают в скважину насосными агрегатами.

Последовательность работ по закачке гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты зависит от существующего оборудования. Указанная последовательность состоит в следующем:

1. Уточняется необходимый объем раствора для закачки в скважину, исходя из закачки 10--20 м3 гелеобразующего состава на 1 м перфорированной толщины продуктивных пластов. Устанавливают строго фиксированное поступление в специальные емкости пресной воды, жидкого стекла и полиакриламида. В течение суток производится тщательное перемешивание данного состава реагентов.

2. В специальной емкости готовится водный раствор соляной кислоты в заданной концентрации в пресной воде.

3. После лабораторного определения правильности концентраций раствора соляной кислоты и жидкого стекла осуществляется смешивание их в специальных емкостях.

4. Ведется интенсивное перемешивание растворов реагентов, составляющих гелеобразующей композиции, в передвижной лаборатории проверяются основные параметры ее и доводятся до расчетных.

Работы по закачиванию гелеобразующего раствора в скважину выполняются в следующей последовательности:

1. Вначале определяют приемистость скважины при закачке воды насосами КНС в течение 3--4 сут, затем закачивается оторочка пресной воды в объеме 15--20 м3 с целью предотвращения образования геля в стволе скважины. Скважина после этого закрывается.

2. Приготовленные на установке гелеобразующие растворы доставляются на скважину и закачиваются при максимально возможных расходах и давлении. В случае повышения давления над обычным давлением нагнетания скорость закачивания уменьшается и нагнетание раствора продолжают до завершения.

3. После закачки всего расчетного объема гелеобразующего состава в скважину закачивается оторочка пресной воды в количестве 15--20 м3, и скважину закрывают на 3--4 сут для гелеобразования.

4. На время закачки и формирования геля в призабойной зоне водонагнетательной скважины останавливаются на 2 сут и реагирующие добывающие скважины.

5. По истечении времени формирования геля нагнетательную и добывающие скважины пускают в работу.

3.4.8 Эффективность внедрения МУН в НГДУ «Арланнефть»

Практика внедрения осадкогелеобразующих технологий по НГДУ «Арланнефть» подтвердила их высокую эффективность. В промышленном внедрении и на стадии опытно-промысловых испытаний в настоящее время находится около 10 различных ОГОТ и их модификаций.

Технологическая и экономическая эффективности от воздействия на пласты различными ОГОТ определялись по технологиям в отдельности таблица 3.6. Целью такого дифференцированного подхода являются:

- оценка дополнительной добычи нефти, прибыли и затрат по воздействию;

- расчет удельных технологических и экономических показателей по каждому методу воздействия для возможности прогнозирования эффективности воздействия и экономических затрат, а также для сопоставления анализа эффективности различных технологий.

Таким образом, при анализе технико-экономических показателей внедрения ОГОТ рассматривается целый комплекс показателей, повышающий надежности достоверность оценки эффекта.

3.4.9 Анализ эффективности воздействие на пласт гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М»

Технология предназначена для увеличения нефтеотдачи пласта, разрабатываемого с применением заводнения, и может быть эффективна для комплексной обработки как нагнетательных, так и высокообводненных добывающих скважин. Эффективность метода основана на том, что в процессе выдержки в пласте водный раствор силинома коагулирует в обводненной зоне вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закупоривает проводящие каналы в этой зоне. Селективность метода позволяет проводить работы без предварительного определения интервалов поступления воды и разобщения нефтенасыщенной и обводненной частей пласта в стволе скважины.

В 2007 году данной технологией было охвачено семь нагнетательных скважин: 2291, 7167, 2667, 2677, 2651, 7015, 2675 расположенных на

Саузбашевеком месторождении и скважина 508 на Арланском месторождениях. В 2008 году было обработано семь скважин Саузбашевского месторождения.

В таблице 3.7.1 приведены сведения об обработке водоограничительным материалом «Силином ВН-М» и характеристика нагнетательных скважин и связанных с ними добывающих скважин.

Скважина 508 обрабатывалась раствором «Силинома ВН-М» при помощи агрегата ЦА-320 и автоцистерн. Рабочий раствор закачивался с устья скважины.

В остальные скважины раствор силинома нагнетался по водоводам БКНС-16 установкойпо приготовлению и закачке химкомпозиций.

Рабочий раствор для обработок скважин готовили на установке по приготовлению химических композиций при БКНС-16.

При анализе проведенных работ использовались методики, принятые в отрасли и рекомендованные для поздней стадии разработки месторождений, а также результаты гидродинамических исследований нагнетательных скважин, промысловая информация по добывающим и нагнетательным скважинам.

Из сопоставления эксплуатационных показателей работы участков до и после обработки следует, что анализируемых нефтяных скважин добыча нефти увеличилась после применения технологии в 2007г. по 66%, в 2008г. по 39% скважин, добыча жидкости уменьшилась в 2007г. по 27%, в 2008г. по 58% скважин, обводненность снизилась в 2007г. по 57%, в 2008г. по 42% скважин.

Показатели эксплуатации нагнетательных скважин представлены в таблице 3.7.2.

Показатели разработки очага 508 представлены в таблице 3.7.3 и на рисунке 3.7.1. Из рисунка видно, что после обработки при возросших объемах закачки возросли добыча жидкости и нефти, а обводненность снизилась.

В таблице 3.7.4 приведены результаты дополнительной добычи нефти и сокращения объемов попутно-добываемой воды. В 2007г. дополнительная добыча составила 5,2тыс.т. сокращение попутно добываемой воды - 105,2тыс.т. В 2008г. дополнительная добыча составила 3,0тыс.т., сокращение ПДВ-32,4тыс.т.

Всего за все время внедрения технологии дополнительная добыча нефти составила 20,3тыс.т., сокращение ПДВ составило 393,6тыс.т.

Данная технология воздействия на пласт является одной из малозатратных и доступных, технологична в осенне-зимний период. Рекомендуется для дальнейшего применения.

3.4.10 Анализ эффективности комплексных осадко-гелеобразующих растворов (КОГОР)

КОГОР - комплексная технология, основанная на совместном применении многокомпонентных осадкообразующих реагентов с наполнителями.

Технология КОГОР базируется на широком наборе доступных и проверенных осадкообразующих реагентов, позволяющем получать композиции с различной закупоривающей способностью.

Целью работ является интенсификация добычи нефти, увеличение нефтеотдачи и уменьшение отборов попутно добываемой воды, на участках залежей, находящихся на поздней стадии разработки.

В 2007 году для воздействия на пласт по данной технологии были отобраны 3 нагнетательные скважины: 353; 7788 и 584*Арланской пощади.

Воздействие на пласт осуществлялось путем последовательной подачи в нагнетательные скважины оторочек: а) глинистый раствор; б) смеси глинистого раствора, жидкого стекла и пресной воды; в) глинистый раствор; г) алюмохлорид; д) пресная вода.

Закачка осуществляется агрегатами типа ЦА-320.

В нагнетательных скважинах перфорированы II, III, VI пласты ТТНК, перфорационная толщина которых колеблется от 6 до 17,2 м. Приемистость нагнетательных скважин к началу воздействия составляла 330 - 860мі/сут. при давлении закачки 6,0 - 12,0 МПа.

Сведения об обработках представлены в таблице 3.7.6

На 1м обрабатываемой толщины пласта израсходовано от 1,3 до 3,8мі КОГОРа. При внедрении технологии было израсходовано всего 85,7т реагентов, из них 34,2т глинистого раствора, 26т жидкого стекла, 25,5т алюмохлорида. Удельный расход составляет от 1,7 до 4,8т на 1м толщины перфорированного пласта.

В таблице 3.7.8 приведены результаты исследования нагнетательных скважин №7788 и 353 методом падения давления. По скважине 353 отмечается снижение на 50% значений гидропроводности, коэффициентов проницаемости и пьезопроводности.В 2007г. дополнительная добыча нефти составила 3,1тыс.т, сокращение попутно добываемой воды 75,4тыс.т. В 2008 году за счет обработок прошлых лет дополнительная добыча нефти составила 3,8 тыс.т, сокращение попутно добываемой воды 112,8тыс.т. Всего с начала воздействия дополнительная добыча нефти составила 26,9тыс.т„ сокращение попутно добываемой воды 709,1тыс.т.

Проведенные работы показали более низкую эффективность обработок по технологии КОГОР по сравнению с другими технологиями повышения нефтеотдачи пласта (СЩР,СЩВМ, ЩПР, и др.). Вместе с тем, технология КОГОР имеет большую трудоемкость приготовления и закачки растворов из-за большего количества присутствующих в технологии реагентов. Поэтому в 2008 году обработки нагнетательных скважин по данной технологии не проводились. Тем не менее комплексные осадко-гелеобразующие растворы сыграли не маловажную роль в разработке Арланского месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Высокие темпы добычи нефти с применением заводнения на месторождениях НГДУ «Арланнефть», сложные геолого-физические особенности разрабатываемых объектов приводят к прогрессирующему обводнению добываемой продукции скважин. Несмотря на значительные запасы нефти, многие нефтяные месторождения вступили в позднюю завершающую стадию разработки, средняя обводненность превышает 90 %, большинство остаточных запасов являются трудноизвлекаемыми.

Анализ результатов разработки нефтяных месторождений и проведенных исследований показывает, что при обычном заводнении и благоприятных условиях разработки конечный КИН на ряде крупных месторождений не превышает 50-55%. В указанных условиях важнейшей задачей является повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды на основе применения эффективных для конкретных залежей методов.

Проведенные опытно-промысловые испытания предложенных и разработанных технологий извлечения остаточной нефти позволили создать экологически безопасные перспективные методы воздействия на пласт осадко-гелеобразующими реагентами (ОГОТ), которые отличаются достаточно высокой эффективностью на поздней стадии разработки месторождений.

К масштабно испытанным базовым технологиям ОГОТ относятся СЩВ, ЩПВ, КОГОР, ДЖ, СТМ, КХА, САИ и продукты биосинтеза. Наряду с расширяющимся промышленным внедрением указанных основных технологий в НГДУ «Арланнефть» в опытно-промышленном испытании постоянно находится ряд новых модификаций этих технологий, которые направлены на совершенствование существующих МУН применительно к конкретным геолого-физическим условиям месторождения.

Teхнико-экономический анализ результатов применения разработанных технологий показывают, что за 2007-2011 годы на месторождениях РБ проведено свыше 4000 скв.-обработок новыми МУН и дополнительно добыто около 3 млн. т нефти в.т.ч. 2012 году планируется дополнительно добыть не менее 945 тыс. т нефти (за счет ОГОТ 563 тыс. т). При этом средняя удельная дополнительная добыча нефти на одну скв.-обработку составляет 1,0-1,5 тыс. т, а на 1 т реагента 100-150 т, чистая прибыль на1 рубль вложенных затрат в среднем по технологиям 15-20руб.

Для расширения масштабов внедрения новых МУН на месторождениях Башкортостана в ближайшие годы разработана комплексная программа их применения. Важное значение для дальнейшего расширения объемов внедрения новых МУН имеет высокая обводненность и поздняя стадия эксплуатации месторождений, для которых необходимы усовершенствованные технологии извлечения нефти из трудноизвлекаемых запасов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть». 1977, - 240 с.

2. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 424 с.

3. Усовершенствованная методика прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений. - М.: ВНИОЭНГ, 1992 /Нефтепромысловое дело. - № 8. - С. 11-14/Рахимкулов И.Ф., Алмиев Р.Х., Барбашова И.В., Чермакова Л.Ф.

4. Управляемое вибро-сейсмическое воздействие на нефтяные залежи на поздней стадии разработки на примере Туймазинского нефтяного месторождения. - М.: ВНИОЭНГ, 2002/Нефтепромысловое дело. - № 10. - С. 21-22/Габдрахманов НХ., Галиулин Т.С., Кирилов А.И., Малец О.Н.

5. Токорев М.А., Ахмерова Э.Р., Файзулин М.Х. Контроль и регулирование разработки нефтегазовых месторождений: Учебное пособие .-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001г. 61с.

6. Отчет НГДУ «Арланнефть» на тему: “Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи в 2000 году.”

7.К.С.Баймухаметов.,К.Х.Гайнуллин.,А.Ш.Сыртланов.,Э.М.Тимашев. Геологическое строение и разработка Арлановского нефтяного месторождения. Уфа. РИЦ. АНК «БАШНЕФТЬ»1997г.

8.Е.Н.Сафонов.,Р.Х.Алмаев. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа. РИЦ. АНК «БАШНЕФТЬ»1997г.

приложение

таблица 3.7.1

Сведения по обработке нагнетательных скважин НГДУ 'Арланнефть' водоограничительным материалом 'Силином ВН-М' в 2007-2008 г. г

Таблица 3.7.3

Показателя разработки очага №508 по технологии 'Закачка гелеобразующих композиций на основе водоограничительного материала 'Силином ВН-М' за 2007-2008г.

Таблица 3.7.8

Результаты исследования нагнетательных скважин методом

снятия кривых падения давления ( КПД)

Таблица 1.2

Основные показатели использования запасов и нефтеотдача по объектам разработки НГДУ «Арланнефть» за 2007 год

Таблица 2.3

Распределение добычи нефти за счет МУН по технологиям и группам

Таблица 2.4

Эффективность применения МУН