CC BY
144
УДК 622.235
АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ПЛОТНОСТИ СЕТКИ СКВАЖИН НА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЕ И РАЗВИТИЕ СИСТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ МЕЛКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Азат Альбертович Нургалиев
Нефтегазодобывающее управление «Ямашнефть» ОАО «Татнефть», 423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Чапаева, 4а, заместитель главного инженера по производству, тел. (917)391-07-47, е-mail: naa@tatneft.ru
Ленар Тависович Хабибуллин
ОАО «Татойлгаз», 423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Тимирязева, 17, главный специалист по ремонту скважин, тел. (917)266-55-40, e-mail: linarrt@tatoilgas.ru
В статье рассмотрена проблема низкого коэффициента извлечения нефти в сложно построенных карбонатных коллекторах мелких месторождений республики Татарстан. Неблагоприятное влияние особенностей геологического строения залежей и высокая вязкость нефти объясняют отнесение запасов, сосредоточенных в этих коллекторах, к трудноизвлекае-мым. В работе разработаны решения по увеличению нефтеизвлечения за счёт расширения применения методов заводнения и уплотнения сетки скважин.
Ключевые слова: нефтедобывающая скважина, коэффициент нефтеизвлечения, мелкие месторождения Республики Татарстан, система поддержания пластового давления, уплотнение сетки скважин, разработка карбонатных коллекторов, регулирование разработки месторождения нефти.
ANALYSIS OF WELL SPACING EFFECT ON OIL RECOVERY AND FLOODING PATTERN IN SMALL CARBONATE RESERVOIRS IN THE REPUBLIC OF TATARSTAN
Azat A. Nurgaliev
Yashmaneft Oil and Gas Production Department, TATNEFT, 423450, Russia, Republic of Tatarstan, Almetyevsk, 4a Chapaeva Str., Deputy Chief Engineer for Production, tel. (917)391-07-47, е-mail: naa@tatneft.ru
Lenar T. Khabibullin
TATOILGAS, 423450, Russia, Republic of Tatarstan, Almetyevsk, 17 Timiryazeva Str., Principal Well Servicing Expert, tel. (917)266-55-40, e-mail: linarrt@tatoilgas.ru
The paper addresses the issue of low oil recovery from small complex-structure carbonate reservoirs in the Republic of Tatarstan. Reserves in these reservoirs are classified as scavenger oil due to unfavorable geological structure of the reservoirs and high viscosity of oil. The authors develop solutions towards enhancement of oil recovery through wider application of flooding techniques and by denser well spacing.
Key words: oil-producing well, oil recovery factor, small reservoirs of the Republic of Ta-tarstan, reservoir pressure maintenance system, denser well spacing, carbonate reservoir engineering, oil field development regulation.
Значительные запасы нефти месторождений республики Татарстан сосредоточены в сложнопостроенных, низкопродуктивных залежах карбонатных коллекторов, нефть которых в основном характеризуется высокой вязкостью. Поэтому, в связи с уменьшением добычи нефти по терригенным коллекторам, залежи карбонатных отложений следует рассматривать существенном резервом добычи нефти.
Разработка карбонатных коллекторов в Татарстане в настоящее время осуществляется крайне низкими темпами (1,3 % от НИЗ) и в основном на естественном режиме, разбуренность залежей менее 50%. Утвержденный КИН составляет 0,2 д.ед., текущий - 0,049 д.ед. (от категории А+В+С1).
Неблагоприятное влияние особенностей геологического строения залежей и высокая вязкость нефти объясняет отнесение запасов нефти, сосредоточенных в этих коллекторах, к трудноизвлекаемым.
Одним из путей снижения неблагоприятного влияния геологических факторов и повышения эффективности разработки нефтяных месторождений является использование вторичных и третичных методов увеличения нефтеотдачи, но при этом необходимо учитывать, что конечный КИН увеличиться незначительно, поэтому наиболее актуальными вопросами дальнейшего совершенствования проектирования разработки нефтяных месторождений является обоснование выбора оптимальной плотности сетки скважин.
Цель работы направлена на повышение эффективности, качества контроля и регулирования процесса разработки сложнопостроенных карбонатных коллекторов башкирского яруса, характеризующиеся низкими ФЕС и, как следствие, низкими добычными характеристиками.
Таким образом, в работе рассматривается опыт разработки карбонатных коллекторов башкирского яруса с точки зрения заводения и влияния плотности сетки на нефтеизвлечение используя характеристики вытеснения.
Анализ разработки опытных участков башкирского яруса по изучению влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение и развитию систем заводнения в карбонатных коллекторах башкирского яруса. С начала разработки не происходит резкое снижение пластовых давлений, значения средних дебитов по жидкости и нефти не сильно отличаются по сравнению с прошлыми годами. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,02. Таким образом, применение интенсивной системы воздействия приводит к наиболее рациональной разработке карбонатных коллекторов.
К выводу о необходимости ограничения скорости движения фронта заводнения в низкопроницаемых карбонатных коллекторах с развитой трещиновато-стью, пришли многие исследователи. При этом рекомендуется: скорость вытеснения в карбонатных коллекторах ограничить скоростью капиллярного вытеснения. Скорости не должны превышать 8-12 м в год; давление на забое нагнетательных скважин установить на уровне 0,5 ^0,7 от горного вертикального давления.
Сопоставление показателей разработки двух участков при одинаковых условиях безразмерного времени (отношение накопленного отбора жидкости к
геологическим запасам), показывает, что разработка залежей по первой технологии характеризуется меньшим отбором воды. Водонефтяные факторы соответственно составляют 0,65 и 1,0, более высоким коэффициентом (текущие коэффициенты соответственно составляют 18,2 и 15,6%), меньшим объемом закачиваемой воды (кратность закачки - отношение накопленной закачки к геологическим запасам соответственно составляют 0,108 и 0,406 д.ед.), которая почти в 3,8 раза меньше приходится на тонну геологических запасов.
Исходя из анализа и сопоставления показателей разработки к внедрению рекомендуется первая технология, дополненная термозаводнением с использованием горизонтальной технологии.
Технология заводнения не приводит к интенсификации добычи нефти из карбонатных отложений башкирского яруса. Процесс заводнения осуществляется при низких нерентабельных дебитах (2,5^3,0 т/сут).
Таким образом, по участкам с близкими геолого-физическими параметрами осуществляются две разные технологии разработки карбонатных коллекторов башкирского яруса заводнением.
1. На участке разбуренного по плотности сетки 100х100 м, осуществляется технология заводнения, которая предусматривает ввод месторождения в разработку на естественном режиме до начала резкого снижения пластового давления (Рпл) от 0,2^0,25 Ргор, дебитов скважин, затем осваивается заводнение продуктивных пластов с давлением на забое нагнетательных скважин 0,6^0,7 Ргор. Интенсивность системы заводнения выбирается из условия компенсации отбора жидкости закачкой воды (90^100%).
2. На участке разбуренного по плотности сетки 200х200 м, осуществляется технология первичного заводнения. После разбуривания залежи осваивается система заводнения при давлении на забое скважин 0,7 Ргор. Несмотря на оптимальные забойные давления, происходит резкое обводнение продукции скважин и добыча нефти и жидкости после достижения максимального уровня резко снижается. Начальные дебиты залежи 3,0 т/сут снижаются до 1,5 т/сут. Мероприятия по регулированию режимов работы скважин, циклическая закачка воды, применение физико-химических методов (кислотных) не приводят к увеличению дебитов нефти скважин.
Вывод: Разработка башкирских отложений в начальной стадии необходимо осуществлять на естественном режиме. Изучить геологическое строение бурением скважин по редкой сетке. Уплотнение сетки скважин малого диаметра. Создание самостоятельной системы разработки избирательным освоением скважин под закачку воды, применение оборудования ОРЭ.
Зависимость КИН от плотности сетки для отложений башкирского яруса
В табл. 1 представлены сводные данные для оценки зависимости от коэф фициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин (ПСС, Б) по опытным участкам башкирских отложений.
Данные для оценки зависимости от КИН от ПСС по опытным участкам башкирских отложений
НГДУ Месторождение ПСС, га/скв НБЗ, тыс.т НИЗ, тыс.т КИН, д.ед. 1п(КИН) S1'5' 9 1 S (км2/скв)1,5 S, км2/скв
ЯН Ямашинское 4,3 1247 359 0,288 -1,245 0,0089 0,0430
ЯН Ямашинское 7,8 1247 241 0,193 -1,645 0,0218 0,0780
ЯН Ямашинское 5,4 1594 339 0,213 -1,546 0,0125 0,0540
ЛН Ромашкин-ское 5,5 1538 520 0,338 -1,085 0,0129 0,0550
ЛН Ромашкин-ское 3,9 658 232 0,353 -1,041 0,0077 0,0390
ЛН Ромашкин-ское 3,2 240 72 0,300 -1,204 0,0057 0,0320
ЛН Ромашкин-ское 9,7 762 196 0,257 -1,359 0,0302 0,0970
Наибольшую эффективность показали опытные участки башкирского яруса с плотностью сетки 2-4 га/скв.
Решение проблемы влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу в значительной степени связано с охватом пластов воздействием, т. е. с оценкой доли дренируемых запасов, а также с обеспечением необходимых темпов добычи нефти. Обе эти задачи решаются на основании технико-экономических расчетов различных вариантов по плотности сетки для одной какой-то системы размещения скважин, исходя из применяемых в настоящее время критериев оптимальности (рациональности).
В НГДУ «Ямашнефть» полученный опыт запланирован для дальнейшего внедрения, так в 2014 году осуществляется бурение 20 СМД на Екатериновском и Шегурчинском месторождениях с целью уплотнения существующей сетки с 300 на 300 м до 150 на 150 м.
Бурение дополнительных скважин, осуществляемое на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, является технологически оправданным. Его эффективность предопределяется тем, что оно реализуется после детального изучения неоднородности пластов, после разбуривания месторождений основной сеткой скважин.
На сегодняшний день затраты на бурение 1 скважины в среднем составляют 24,390 млн. руб. Анализ зависимости КИН от затрат (табл. 2).
Анализируя таблицу можно сделать вывод, что для увеличения КИН на 1 % необходимо затратить по Екатериновскому месторождению 71,808 млн. руб., а на Южно-Шегурчинское поднятие 23,225 млн. руб. Такой разбег затрат зависит от начальных извлекаемых запасов и от текущей накопленной добычи нефти.
Планируемые КИН к 2030 году в зависимости от затрат
Объект разработки Накопленная добыча нефти по ТСР к 2030 г., тыс. тн. Накопленная добыча нефти из пробуренных скважин к 2030 г., тыс. тн. КИН без уплотнения сетки скважин, д.ед. КИН с учетом уплотнения сетки скважин, д.ед. Отклонение, д.ед. Затраты на бурение, млн. руб. Затраты на увеличение КИН на 1%, млн. руб.
Екатериновское 2075,500 552,206 0,15 0,19 0,04 287,234 71,808
Южно- Шегурчинское поднятие 1041,61 289,022 0,22 0,28 0,06 141,78 23,225
За счет уплотнения сетки скважины, к 2030 году конечный КИН увеличится по Екатериновскому месторождению на 4%, а по Южно-Шегурчинскому поднятию на 6%. Таким образом, дополнительное (уплотняющее) бурение на поздних стадиях разработки во многих случаях оказывается единственно реальной возможностью замедлить темпы снижения добычи нефти и повысить нефтеотдачу пластов.
При оптимизации плотности сетки скважин решаются две задачи: обеспечение текущей добычи и обеспечение конечного коэффициента нефтеизвлече-ния. Следует четко разграничивать скважины, которые преимущественно обеспечивают текущий уровень добычи, но мало влияют на конечное нефтеизвле-чение, так как эти запасы могут быть отобраны другими скважинами, и скважины, которые «работают» преимущественно на конечное нефтеизвлече-ние, так как эти запасы другими скважинами отобраны быть не могут, но их вклад в текущую добычу невелик, и, наконец, скважины, за счет которых решаются обе эти задачи — и поддержание текущей добычи, и повышение конечного нефтеизвлечения, к чему мы и стремимся на месторождениях.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Под ред. проф. Р.Х Муслимова. - В 2-х томах. - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007.
2. Обобщение опыта разработки мелких месторождений (НГДУ «Нурлатнефть» и «Ямашнефть»): Отчет по договору / ТатНИПИнефть; Р.Г. Абдулмазитов, Г.Х. Бакирова, Бу-гульма, 2005 г.
3. Дополнение к пректу разработки Ямашинского нефтяного месторождения: отчет/ ТатНИПИнефть; рук. Абзяппаров А.В. [и др.] - Бугульма, 2007.
© А. А. Нургалиев, Л. Х. Хабибуллин, 2016
