CC BY
357
УДК: 622.276.1
И.З. Чупикова
НГДУ «Елховнефть» ОАО «Татнефть», Альметьевск
Zn_gsw@tatneft.ru
ДОРАЗВЕДКА, ПРИРОСТ ЗАПАСОВ И ДОБЫЧА НЕФТИ НА «СТАРЫХ» МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НОВЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ НА ПРИМЕРЕ НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Статья дает оценку возможности ведения добычи нефти на оптимальном уровне при сохранении текущего уровня обводненности добываемой продукции в условиях эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки, а также начение доразведки и прироста запасов для эффективной разработки данных месторождений. Ключевые слова: доразведка, прирост запасов, добыча нефти, обводненность, поздняя стадия разработки.
Сегодня НГДУ «Елховнефть» разрабатывает 6 нефтяных месторождений: Ново-Елховское, Восточно-Макаров-ское, Соколкинское, Мельнинское, Аксаринское, Южно-Мухинское. Месторождения различаются по геологическому строению, степени выработанности и структуре запасов, по истории эксплуатации и по текущему состоянию разработки.
Ново-Елховское месторождение - уникальное, второе по величине запасов в Татарстане после Ромашкинского месторождения, в промышленной разработке находится 50 лет (Рис. 1).
Месторождение имеет сложное геологическое строение. Оно многопластовое, многообъектное, характеризуется особенностями площадного распространения и залегания по разрезу различных типов коллекторов, содержит различные по своим свойствам нефти. Промышленная нефтеносность выявлена в терригенных отложениях пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона, бобриковского, тульского горизонтов нижнего карбона, а также в карбонатных отложениях турнейского яруса нижнего карбона, башкирского и верейского горизонтов среднего карбона. По основному продуктивному горизонту -терригенным отложениям девона, месторождение представляет собой единую залежь. В отложениях карбона нефть сосредоточена в отдельных локальных залежах.
В промышленную разработку первыми были введены девонские горизонты. В процессе проектирования и подготовки к разработке в соответствии с геологическим строением залежь была разделена на три площади: центральную - Ново-Елховскую, северную - Акташскую и южную - Федотовскую. С учетом особенностей геологического строения для каждой площади запроектирована своя система разработки с различными видами заводнения. На Ново-Елховской площади было применено законтурное и внутриконтурное линейное заводнение, на Ак-ташской и Федотовской - избирательное площадное.
Максимальный годовой уровень добычи нефти по Ново-Елховскому месторождению - 12,7 млн.т. был достигнут в 1976 году (Рис. 2).
С 1979 года началось интенсивное падение добычи нефти, для компенсации которого с 1979 года вводятся в разработку залежи нефти в отложениях нижнего, а затем и среднего карбона.
На сегодняшний день в фонде Ново-Елховского месторождения 5079 скважин, в том числе 3838 эксплуатационных скважин (2464 добывающих и 1374 нагнетательных) или 75,5 % от пробуренного фонда (Рис. 3).
В год добывается более 2,5 млн.т. нефти и порядка 13 млн.т. жидкости, текущая обводненность продукции -80,4 %. В годовом объеме добычи нефти основная доля (57 %) приходится на залежи карбона, по девонским горизонтам происходит стабильное снижение добычи нефти (Рис. 4). Обводненность продукции девонских отложений составляет 88,5 %, отложений карбона - 59,3 %. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов по месторождению в целом составляет 0,7 %, при этом по девону -менее 0,4 % (0,38), по карбону - более 2 % (2,06). Соотношение добывающих и нагнетательных скважин в эксплуатационном фонде по месторождению в целом - 1,8; по девонским горизонтам - 1,4, по нижнему карбону - 2,6.
С начала разработки по Ново-Елховскому месторождению добыто более 294 млн.т. нефти, отобрано более 82 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), значительно изменилась структура запасов. По девонским горизонтам, обеспечившим более 88 % накопленной добычи нефти по Ново-Елховскому месторождению (260,3 млн.т.), отобрано почти 91 % от НИЗ, по залежам карбона - 48 % от НИЗ.
В условиях высокой выработанности и ухудшения структуры запасов нефти приоритетными направлениями деятельности геолого-технологических служб НГДУ были и остаются восполнение и прирост запасов нефти за счет геологоразведочных работ, изучения и приобщения новых горизонтов, повышения нефтеотдачи пластов; совершенствование системы заводнения, интенсификация разработки эксплуатируемых нефтяных месторождений, рациональное использование пробуренного фонда, обеспечение выполнения планов по добыче нефти с соблюдением требований охраны недр и экологической безопасности.
Одно из направлений - увеличение КИН за счет ГТМ в т.ч. методов повышения нефтеотдачи пластов, нашло развитие практически на всех разрабатываемых объектах месторождения. На отложениях карбона используются в основном технологии интенсификации (стимуляции пласта). На более выработанных девонских горизонтах применяются потокоотклоняющие и профилевыравнивающие
^^шзщж |— научно-технический журнал
Георесурсы з (45)
технологии повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), гидродинамические МУН. В прошлые годы к выбору участков для третичных и гидродинамических методов ПНП подходили избирательно, стараясь избегать наложения мероприятий. При применении потокоотклоняющих технологий на нагнетательных скважинах, эксплуатирующихся циклически, предусматривался их обязательный перевод на постоянный режим работы.
В последнее время широкое распространение получило комплексирование методов ПНП - применение третичных МУН на участках циклического заводнения. Проведенный анализ по мероприятиям 2011 года показал, что комплексное использование физико-химических и гидродинамических МУН позволяет повысить эффективность воздействия. В 2011 году из 98 скважин, где применены технологии потокоотклонения, 40 обработок были скомп-лексированы с цикликой (Рис. 5). На этих скважинах положительный эффект достигнут в 90 % случаев при общей успешности по направлению 75 %.
Капитальный ремонт скважин
Капитальный ремонт является серьезным этапом в жизни скважины. Важными факторами, обеспечивающими эффективность ремонтных работ, являются не только
что сделать, но и как, и когда. Необходимо отметить актуальность таких моментов, как минимизация кольматации призабойной зоны продуктивных пластов (особенно материалами, обеспечивающими необратимость процессов), а также проведение работ в объеме, обеспечивающим последующую длительную рентабельную эксплуатацию скважины.
В НГДУ «Елховнефть» в настоящее время прорабатывается несколько на наш взгляд неплохих идей в области капитального ремонта скважин (КРС).
1. Повышение эффективности работ по ограничению водопритока из пласта в скважину как по направлению капитального ремонта, так и ПНП. Проблема является довольно актуальной. Несмотря на незначительный объем работ в соотношении с высокообводненным фондом, успешными их назвать сложно, как по приростам дебита нефти, так и по продолжительности эффекта.
Рис. 1. Ново-Елховское месторождение (в центре) и разрабатываемые площади: Ново-Елховская, Акташская, Федотовская. 1 - Ново-Шешминское, 2 - Северо-Краснооктябрьс-кое, 3 - Краснооктябрьское, 4 - Летнее, 5 - Центрально-Краснооктябрьское, 6 - Южно-Краснооктябрьское, 7 - Западно-Краснооктябрьское, 8 - Ивашкино-М-Сульчинское, 9 - Дачное, 10 - Кутушское, 11 - Шегурчинское, 12 - Красногорское, 13 - Сиреневское, 14 - Ашальчин-ское, 15 - Лангуевское, 16 - Черемшанское, 17 - Новоисторское, 18 - Чегодайское, 19 - Утямыш-ское, 20 - Беркет-Ключеское.
г— научно-техническим журнал
з (45) 2012 Георесурсы
40000
35000
30000
5
I 25000
^
&
Ц ч 20000
го у 15000
ю
СГ
10000
5000
—•— Добыча нефти, тыс.т
—■— Добыча жидкости, тыс.т
—Обводненность, % *
/ 12.723 млн.т ^
кЧ.4 кЧ.4 кЧР кС?
Рис. 2. График основныгх показателей разработки Ново-Ел-ховского месторождения.
Кроме этого, нередки случаи, когда гидродинамическая связь между скважиной и пластом практически ликвидируется и восстановлению стандартными методами не подлежит.
Суть предложения заключается в создании депрессии на пласт методом свабирования непосредственно перед закачкой водоизоляционного материала, т.е. после работ по определению приемистости. Повышение эффективности в данном случае предполагается получить за счет проникновения материала в разряженный пропласток на максимальную глубину, а не только исходя из фильтрационных характеристик коллектора.
2. Второе предложение обусловлено отсутствием существенной разницы дебитов скважин с открытыми стволами при сопоставлении с окружающими скважинами стандартной конструкции.
В НГДУ «Елховнефть» в настоящее время карбонатные отложения турнейского яруса разрабатывают 864 добывающих скважин, в том числе открытыми стволами 63 скважины, из них 37 скважин являются горизонтальными со средней протяженностью стволов 187 м. Существует немало технологий, направленных на обеспечение работы всего ствола, начиная с бурения на депрессии, обработки приза-бойной зоны (ОПЗ) с использованием гид-
Пробуренный фонд скважин: 5079
2464 скв (49%)
1500п
1450-
100.0
90.0 80.0 70.0 60.0 50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0
Я
ш ю О
ромониторной насадки, кислотные ГРП, использование хвостовиков при эксплуатации для удаления пластовой воды из интервала продуктивного пласта.
Для повышения эффективности мероприятий по стимуляции работы скважин с открытым стволом, эксплуатирующих карбонатные коллектора, предлагаем применять ОПЗ в комплексе с кумулятивной перфорацией.
Перфорационные каналы осуществляют гидродинамическую связь между продуктивным пластом и стволом скважины, а также служат для создания путей проникновения кислоты вглубь пласта, тем самым существенно увеличивается площадь эффективного воздействия на кольматированную зону пласта (Рис. 6).
Таким образом, основной целью наших работ является подключение в работу бездействующих зон пласта, путем создания дополнительных систем трещин и вовлечения их в активное дренирование.
Основным преимуществом предлагаемого комплекса работ является относительная дешевизна и простота.
Также следует учитывать тот факт, что при проведении перфорации в открытом стволе скважины при отсутствии металлической колонны и цементного камня вся энергия направлена на образование канала, и его глубина при этом существенно увеличивается. Теоретический расчет показал увеличение глубины в 2,1 раза (Рис. 7).
В качестве пилотных были выбраны 2 наклонно-направленные скважины, на которых проведенные в последнее время кислотные обработки не обеспечили увеличение дебита даже до 3м3/сут. При перфорации были использованы заряды минимальной мощности ЗПРК-42С. Паспортная глубина создаваемых каналов составляет 31 см.
Применение ОПЗ в комплексе с кумулятивной перфорацией на практике показало высокую эффективность, подтвержденную гидродинамическими исследованиями и дебитами скважин.
Комплексное использование перфорации и ОПЗ по-
1 —■— 2 —А— 3
,1459
1241 СКВ (24%)
1374 скв (27%)
Рис. 3. Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховского месторождения. 1 - Неэксплутационныш фонд скважин; 2 - Эксплутационныш фонд добыгва-ющих скважин; 3 - Эксплутационныш фонд нагнетательныгх скважин.
1400
1350
2
а> 1300
X
л
1250
ю
о
ч. 1200
1150
1100
1050
1000
1081.
1072
-1-11999 2000 2001
Т-1-1-1-1-12002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Т-Г
2009 2010 2011
70
60
50
ю
о.
г
40
30
20
.4 10
ю о
и:
Рис. 4. Доля добыгчи сернистой нефти по Ново-Елховскому месторождению. 1 -Доля добыти нефти по залежам карбона, %; 2 - Добыта нефти по девонским горизонтам, тыгс.т; 3 - Добыта нефти по залежам карбона, тыгс.т.
научно-технический журнал
I еоресурсы з (45) 2012
зволило не только восстановить связь с удаленной зоной пласта, но и увеличить охват пласта дренированием путем соединения дополнительных каналов и зон трещино-ватости нефтеносного пласта. Об этом также свидетельствует увеличение пластового давления и сохранение на прежнем уровне процента обводненности. Продуктивность скважины в результате мероприятий по данным ГДИС увеличилась в 10 раз (Табл. 1).
В связи с успешностью работ на наклонно-направленной скважине с целью повышения эффективности мероприятий по стимуляции работы скважин с открытым забоем предлагаем проводить кумулятивную перфорацию на всех скважинах с открытым забоем, в том числе на горизонтальных.
Как известно, в настоящее время существует актуальная проблема существенного снижения дебита скважин при вводе в эксплуатацию после их остановок. Остановка эксплуатации скважин может быть вызвана разными причинами: ремонт наземного (СК и др.) и подземного (ПРС) оборудования, отключения электроэнергии, порыв нефтепроводов и др.
При остановке эксплуатации обводненной скважины часть столба воды постепенно возвращается в призабой-ную зону пласта, насыщая ее водой. Из-за влияния этого отрицательного явления при дальнейшей эксплуатации скважины происходит существенное снижение коэффициента продуктивности по причине блокирования продуктивной нефтяной толщи пласта водой. Причем вода настолько сильно уменьшает фазовую проницаемость пласта, что недостаток дебита по нефти восполняется увеличением дебита воды, поступающей из зоны водяного конуса, что приводит к резкому увеличению обводненности добываемой продукции нефтяных скважин.
Другой фактор, влияющий на потерю продуктивности, вызван глушением скважины пластовой водой при ремонте скважин. При этом забойное давление несколько превосходит пластовое, что приводит к многократному увеличению объема воды, проникающего в пласт, и соответственно многократному увеличению отрицательного воздействия этого фактора на дальнейшую динамику добычи нефти. Причем в этом случае блокируется значительная часть нефтенасыщенной толщины пласта в мало-обводненных скважинах со всеми вытекающими отсюда
Скважина
120 100 80 60 40 20 0
В том числе 40 обработок скомплексированы с цикпикой
L I I I
2008
2009
2010
2011
Рис. 5. Динамика изменения применения методов потокотк-лонения и циклического режима работы нагнетательных скважин. 1 - количество применения методов потокоотклонения на нагнетательном фонде, 2 - количество циклируемых участков.
Продукгивный пласт
Перфорационный канал
■ Гидродинамическая связь между пластом и скважиной; • Создание путей проникновения кислоты вглубь пласта.
Итог: подключение в работу бездействующих зон пласта, путем создания дополнительных систем трещин и вовлечения их в активное дренирование
Рис. 6. Схема перфорационного воздействия на пласт при наличии обсадной колонны в скважине.
Открытый ствол
В обсаженной скважине наибольшая часть энергии кумулятивной струи расходуется на преодоление колонны и цементного камня
Вся энергия направлена на образование канала
Увеличение глубины проникновения в пласт
Рис. 7. Схема перфорационного воздействия на пласт при отсутствии обсадной колонны.
негативными последствиями (Рис. 8).
Кроме того, глушение скважины в зимнее время холодной жидкостью существенно снижает температуру призабойной зоны пласта и приводит к сильному уменьшению проницаемости ПЗП и коэффициента продуктивности вследствие образования отложений высокомолекулярных углеводородных соединений нефти, вызывающих глубокое необратимое закупоривание ПЗП, особенно в трещинных коллекторах.
В результате промысловых исследований, проведенных Михайловым H.H. на нескольких нефтегазовых месторождениях (Варейском, Самотлорском, Усписком, Днеп-ро-Донецком, Речицком, Осташковичском), выявлено, что в 50 % скважин начальная продуктивность при этом уменьшается в 2 раза, в 25 % - в 4 раза и в 10 % - в 10-30 раз. В среднем даже через три года эксплуатации скважины продуктивность остается сниженной в 1,5-1,75 раза по сравнению с потенциальной.
По данным исследований института «ТатНИПИнефть» продолжительность выхода скважин ОАО «Татнефть» на режим, предшествующий глушению их пластовой водой девонского горизонта плотностью 1180 кг/м3, составляет 30-45 сут, а суммарный недобор нефти, в среднем, превышает 150 т. на одну скважино-операцию.
Для предупреждения вышеизложенных негативных факторов, существенно снижающих потенциально возможный дебит скважин, как при КРС, так и при строительстве скважины используем жидкости глушения с минимальными негативными последствиями.
Направление наиболее сложное для старых месторождений - доразведка и прирост запасов нефти по результатам геологоразведочных работ.
3 (45) 2012
^научно-техническим журнал
Георесурсы
Рис. 8. Схема процесса ухудшения состояния призабойной зоныг при глушении скважиныг жидкостью.
За 50-летнюю эксплуатацию Ново-Елховское месторождение практически разбурено и довольно хорошо изучено. По девонским горизонтам пробурено более 85 % проектного фонда, по карбону - 75 % проектных скважин.
В этих условиях для восполнения и прироста запасов нефти требуются новые более совершенные технологии исследований, комплексный подход к оценке и использованию их результатов, принятие нестандартных решений. Наиболее эффективными из современных технологий, направленных на доразведку и прирост запасов, являются трёхмерная сейсмическая съёмка методом МОГТ 3Б, 4Б, а также скважинная сейсморазведка методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП).
По инициативе геологической службы НГДУ «Елхов-нефть» за период с 2000 по 2010 гг. на месторождении были проведены сейсморазведочные работы по результатам которых были заложены разведочные и эксплуатационные скважины, открывшие новые залежи нефти на следующих поднятиях Ново-Елховского месторождения:
1. Крутиловское поднятие (скважины №№702, 3615, 3621, 3639) с начальными балансовыми запасами (НБЗ) нефти более 700 тыс.т., начальными извлекаемыми более 390 тыс.т;
скв.№1169 скв.№1161 скв. №4153 скв.№917 СКВ. №3917 скв.№3968
Рис. 10. Сравнение удельного коэффициента продуктивности при различныгх условиях первичного вскрытия.
2. Баязитовское (скважины №№2169Р, 3947, 7466) с НБЗ - более 500 тыс.т., НИЗ -более 200 тыс.т.;
3. Баллаевское поднятие (скважины №№232р, 234р, 235р, 233р, 3957, 3966, 834) с НБЗ более 7000 тыс.т., НИЗ -более 3000 тыс.т.;
Общий прирост запасов нефти по этим поднятиям составил более 8000 тыс.т. балансовых; более 3000 тыс.т. извлекаемых.
Баллаевское поднятие выявлено детальной сейсморазведкой методом МОГТ 3Б в 2004 году (Рис. 9). На Баллаев-ском поднятии выделяется три купола: северный, центральный и южный.
Разведочными скважинами №№232р, 234р, 235р, 233р на данном поднятии открыты залежи нефти в отложениях среднего, нижнего карбона (башкирский ярус, бобриков-ский горизонт, турнейский ярус), верхнего девона (заволжский, данково-лебедянский, пашийский горизонты).
Уникальной по нефтенасыщенной толщине коллекторов от 15 до 45 м и по дебитам от 30 до 200 т/сут эксплуатационных скважин является залежь нефти линейного характера в песчаниках бобриковского горизонта на север-
а)
Ш** \ V* .¿¿ив
...А-—" • • ' >4
* * ' УЯЛР * *
-¡л ■■ ■
б)
Рис. 9. Карта разработки участка Баллаевского поднятия: а - до разбуривания (2004г); б - после разбуривания (2011 г).
|— научно-технический журнал
I еоресурсы з (45) 2012
СКВ.4290Г СКВ.2820Г СКВ.2997Г СКВ 3030Г СКВ.3032Г скв 2971Г
№ скважины
Рис. 11. Сравнение удельного коэффициента продуктивности при различных условиях первичного вскрытия.
20
! 15
■ 10
ia.ii
. ПКР
1 10,02
^^ ПАВ
■
Рис. 12. Сравнение удельного коэффициента продуктивности при различных условиях первичного вскрытия.
скв.№4289м
скв.№4292м
ном куполе Баллаевского поднятия, открытая в 2010 году скважиной №3957. Получен патент на разработку рукаво-образных залежей. За период с 2006 по 2011 год на Балла-евском поднятии пробурено 38 скважин с общей накопленной добычей 581тыс.т. (Табл. 2).
Сохранение потенциальной продуктивности пластов при первичном вскрытии является одной из приоритетных задач по увеличению добычи нефти, сокращению затрат на эксплуатацию скважин.
В настоящее время вскрытие продуктивных горизонтов в процессе строительства эксплуатационных скважин в структурных подразделениях ОАО «Татнефть» производится на глинистом растворе, а для вскрытия карбонатных коллекторов применяется также естественная водная суспензия (техническая вода) с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Как было сказано ранее, значимым фактором, влияющим на продуктивность, является используемая жидкость. С целью повышения эффективности первичного вскрытия продуктивных пластов геологической службой НГДУ «Елховнефть» предложено использовать полимерно-карбонатные растворы при строительстве эксплуатационных скважин. Основой этих растворов являются полимерные реагенты.
Полимерно-карбонатные промывочные жидкости по своим технологическим свойствам существенно превосходят воду и глинистые растворы: они в большей степени повышают устойчивость стенок скважины к воздействию
потока жидкости, обеспечивают смазочный эффект, исключают прихваты бурового снаряда при длительных остановках его вращения, снижают гидродинамическое давление в кольцевом зазоре между поверхностями ствола скважины и бурового снаряда. Кроме этого, отсутствие или низкое содержание твердой фазы, а также низкая водоотдача полимерных растворов позволяют повысить качество вскрытия продуктивных пластов.
В нашем НГДУ применение полимерно-карбонатного раствора фирмы ООО «ЦВТ-Плюс» ведётся с 2008 года. Полимерно-карбонатный раствор применен при строительстве 56 из 97 скважин (58 %).
Мы попытались сделать анализ качества первичного вскрытия наклонно-направленных скважин вскрытых на различных растворах (ПКР, глинистый раствор, ПАВ), используя геофизический материал по нахождению потенциального дебита, в частности по абсолютной и фазовой проницаемости, используя формулу Дюпюи.
Однако ввиду отсутствия тесной корреляционной связи между коэффициентами пористости и проницаемости (коэффициент корреляции 0,6) достоверность полученных результатов была низкой.
Отмечались случаи, когда потенциальный дебит был ниже фактического. Произведенный нами анализ основывался на фактическом коэффициенте продуктивности, замеряемого после запуска скважин из бурения и приведенного в одинаковые геологические условия скважин, участвующих в сопоставительном анализе. Поэтому мы провели анализ по удельному коэффициенту продуктивности.
Так, в скважине №1169, где первичное вскрытие проводилось на ПКР, коэффициент продуктивности составил 7,3 м3/МПа*м. А в скважине №1161, в которой первичное вскрытие проводилось на водном растворе, коэффициент продуктивности составил 2,986 м3/МПа*м. Такое же сопоставление скважины №4153 со скважиной №917, где первичное вскрытие продуктивного коллектора проводилось на глинистом растворе, выражается как 1,0 / 0,71 (м3/ МПа*м) соответственно.
В скважине №3917, вскрытой на полимерном растворе фирмы ООО ЦВТ «Плюс», коэффициент удельной продуктивности составляет 1,31м3/МПа*м, в соседней скважине №3968, вскрытой на глинистом растворе, тот же коэффициент равен 0,6м3/МПа*м. Налицо более качественное первичное вскрытие продуктивного пласта (Рис. 10).
Показатели Дата проведения мероприятия До мероприятия После мероприятия На текущий момент (01.02.2012 г)
Дебит жидкости, м3/сут 1,8 7,4 3,7
Дебит нефти, т/сут 1,5 6,3 3,2
Оводненность, % 5 5 3
Забойное давление, атм 19.04.2010 г-18.05.2010 г 16 56 20
Пластовое давление, атм 67 78 78
Скин-эффект, ед -0,15 -5,02 -4,94
ОП, ед 1,14 7,18 104,4
Коэффициент продуктивности, м3/сут*атм 0,063 0,65 1,52
Табл. 1. Результаты проведения перфорации и ОПЗ в скважине №8230.
научно-технический журнал
з (45) 2012 Георесурсы
№ № Год Перфорированный Нефтенас Дебит нефти Способ Дебит нефти, Дебит жидкости, Обводненность, Накопл. Примечание
п/п СКВ бурения пласт мощн., начальный, экспл. т/сут мЗ/сут % добыча
м т/сут на 01.02.2012г нефти, т
1 1103 1964 пашийский 2 15 _ _ _ _ 32737 пьезомето
2 15284 1975 бобоиковский 3.2 7.7 ШГН 6.2 7 2 3127
3 4449 1988 бобоиковский 6.1 9.7 ШГН 31 1.3 95 14091
4 15200 1990 пашийский 2.8 5.2 ШГН 2.5 2.1 3 6357
5 3912 1992 пашийский _ _ _ _ _ _ _ нагнетательная скважина
6 3911 1996 пашийский 4 2.6 ШГН 4.8 4 4 25876
7 3929 1996 пашийский 2.9 _ _ _ _ _ _ нагнетательная скважина
8 232о 2005 пашийский 2.6 20 ШГН 21.7 17.8 5 36545
9 3928 2006 пашийский 5.7 9.5 ШГН 1.8 1.5 4 7850
1П 3930 ?006 пашийский 4.8 7.8 1897 нагнетательная скважина
11 3932 2006 пашийский 5.4 14.5 ШГН 13.8 11.7 2 21080
12 3951 2006 пашийский 9.9 14.5 ШГН 13.6 11.4 3 30735
13 234о 2006 пашийский 14.7 20.2 ШГН 20.7 16.2 9 39773
14 235р 2006 заволжский 32.1 13.5 ШГН 8.2 7 7 6666
15 3949 2007 пашийский 4.2 11.9 ШГН 3.1 2.5 2 3526
16 232р 2007 бобоиковский 3.1 _ - _ - - _ пьезомето
17 1161 2008 бобоиковский 4.5 25.6 ШГН 18.6 14.8 12 31484
18 1162 2008 заволжский 12.7 10.7 ШГН 1 0.8 7 4012
19 1163 2008 заволжский 14.5 12.3 ШГН 2.4 2.1 6 5305
20 1164 2008 заволжский 18.3 10.3 ШГН 2.5 2.1 7 6392
21 3952 2008 пашийский 4.2 _ - _ - - _ нагнетательная скважина
22 3953 2008 пашийский 1.8 _ - _ _ _ 33 пьезомето
23 3955 2008 пашийский 3.6 9.4 ШГН 4.9 4.1 4 6224
24 3960 2008 пашийский 5.1 5.9 ШГН 2.9 2.5 3 2044
25 3963 2008 пашийский 5.3 21.3 ШГН 28.6 23.7 4 28044
26 1165 2009 бобоиковский 2.1 15.3 ШГН 8.2 7 5 8503
27 1166 2009 бобоиковский 7.6 25.8 ШГН 15.8 13.3 7 20698
28 1169 2009 бобриковский 4.8 42.1 ШГН 41.5 34.9 7 35953
29 1181 2009 заволжский _ _ _ _ _ _ _ нагнетательная скважина
30 3938 2009 пашийский 14 17.1 ШГН 14.8 12.2 4 11757
31 3950 2009 пашийский 3.2 _ - _ - - _ нагнетательная скважина
32 4420 2009 заволжский 7.8 23.4 ШГН 13 6.1 46 7419
33 834 2010 бобриковский 12.9 60 эцн 45.8 35.6 14 46127
34 1167 2010 данко-лебедянский 14 9.5 ШГН 4.4 3.8 6 1667
35 1180 2010 данко-лебедянский 12 9.9 ШГН 3.5 3 6 1365
36 1182 2010 данко-лебедянский 19 7.2 ШГН 2.3 2.1 6 1179
37 1183 2010 данко-лебедянский 11 _ _ _ _ _ _ нагнетательная скважина
38 3917 2010 бобриковский 5.4 11.7 ШГН 9.5 8.3 4 6632
39 3957 2010 бобриковский 36.8 34.4 ШГН 25 20.8 8 19184
40 3966 2010 бобриковский 30.3 37.8 эцн 47 41.3 3 28660
41 3968 2010 бобоиковский 1.9 8.4 ШГН 3 2.6 4 2055
42 7108 2011 бобоиковский 35.5 64.5 ЭЦН 92 73.3 12 24972
43 7112 2011 бобриковский 12.7 41.7 эцн 55 48.3 3 15842
44 7113 2011 бобриковский 10.7 21.7 ШГН 30 26.1 4 7071
45 7195 2011 бобриковский 6 39.5 ШГН 35 30.7 3 9278
46 7100 2011 бобриковский 17.6 43 эцн 48 40 7 8538
УДК: 622.276.66
О.М. Карпова, Б.Г. Ганиев, Н.Ф. Гумаров
НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть», Альметьевск
geol_an@tatneft.ru
ОБ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ДОБЫВАЮЩЕМ ФОНДЕ СКВАЖИН
НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В работе приведены результаты применения гидроразрыва пласта на объектах разработки нефтегазодобывающего управления «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» на поздней стадии разработки. Представлены статистические выкладки и аналитические выводы применения технологии гидроразрыв пласта. Результаты указывают на то, что гидроразрыв пласта для НГДУ «Альметьевнефть» является одной из базовых технологий интенсификации добычи нефти.
Ключевые слова: гидроразрыв пласта, фильтрационные потоки, коллекторские свойства, призабойная зона.
На поздней стадии разработки всех эксплуатируемых НГДУ «Альметьевнефть» площадей Ромашкинского месторождения во все более возрастающих масштабах применяется гидроразрыв пласта (ГРП), как один из эффективные методов увеличения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Данный метод позволяет коренным образом изменить распределение фильтрационных потоков на значительном удалении от забоя скважины в отличие от других технологий, воздействие которых ограничивается в основном призабойной зоной пласта. Эффективность ГРП наиболее значима в неоднородных коллекторах, где его применение позволяет подключить к разработке не дренируемые ранее пропластки и отдельные участки. В ряде случаев применение ГРП позволяет решить проблемы с регулированием профилей приемистости в нагнетательных и профилей продуктивности в добывающих скважинах, что также является основой для более полной выработки запасов нефти из неоднородных коллекторов.
С 2003 по 2009 гг. средний объем применения ГРП на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть» составил 48 скважин в год, с 2010 года идет рост его применения. За 2011 год он достиг по эксплуатационному фонду почти 90 скважин. На рисунке 1 приводится динамика распределения объемов проведения гидроразрыва пластов на эксплуатационном фонде отдельно добывающих и нагнетательных скважин.
На начало 2012 года общий накопленный объем применения ГРП на добывающих скважинах достиг 401 сква-жино-обработки, на нагнетательных - 103. Характеризуя эффективность применения гидроразрыва пласта, обычно приводят установившийся среднесуточный прирост за первый год - год внедрения (Рис. 2).
Далее приводится одна из форм постоянно используемых аналитических таблиц по мониторингу динамики и эффективности ГРП (текущий накопленный среднесуточный прирост и его динамика, текущая дополнительная добыча нефти на 1 скважину и текущий среднесуточный
Окончание статьи И.З. Чупиковой «Доразведка, прирост запасов и добыча нефти на «старых» месторождениях новыми технологиями...»
Качество первичного вскрытия на ПКР условно горизонтального ствола скважины №4290Г оценивалось по коэффициенту продуктивности относительно горизонтальных скважин №№2820Г, 2997Г, 3030Г, 3032Г, 2971Г (Рис. 11). Значение коэффициента продуктивности скважины №4290Г составляет: 4,2 м3/МПа*м. Среднее значение того же параметра в скважинах №№2820Г, 2997Г, 3030Г, 3032Г, 2971Г - 1,63 м3/МПа*м.
В многозабойной скважине №4289М с первичным вскрытием на ПКР коэффициент продуктивности равен 19,2 м3/МПа*м, а в скважине №4292М, вскрытой на водном растворе ПАВ - 10,02 м3/МПа*м (Рис. 12).
Таким образом, ведение эффективной разработки месторождения - это грамотное и профессиональное планирование, своевременное проведение геолого-технических мероприятий, что позволяет увеличить время эксплуатации объектов, находящихся на последней стадии разработки.
I.Z. Chupikova. Additional exploration, reserves increment and oil production on the «old» fields by new technologies on the example of Novo-Elhovsky field.
In this article estimation is made for the possibility of oil production control on the optimal level, while maintaining current water level of recovered production under conditions of field operation on the late stage of development. Significance of additional exploration as well as reserves increment for the effective development of these fields is shown.
Key words: additional exploration, reserves increment, oil production, water cut, late stage of development.
Изида Зангировна Чупикова
Главный геолог - заместитель начальника НГДУ «Ел-ховнефть» ОАО «Татнефть».
423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, пр. Г.Ту-кая, 33. Тел.: 8-8553 31-83-71.
^научно-технический журнал
з (45) 2012 Георесурсы
