CC BY
44
ДОБЫЧА
УДК (PACS) б22.27б.1/.4:552.54
Некоторые аспекты оптимизации выработки запасов нефти месторождений с газовой шапкой в карбонатных коллекторах на примере Димитровского месторождения
Р.И. Шешдиров ( Бугульма, Россия )
инженер ТатНИПИнефть Д.С. Данилов
инженер ТатНИПИнефть
Л.М. Миронова
старший научный сотрудник ООО «Наука» М.Т. Ханнанов
к.г.м.н., главный геолог НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть»
Одна из основных задач нефтяников Татарстана — это выполнение проектных уровней добычи нефти и достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения. Особое внимание уделяется применению новых технологий воздействия на пласт. Особенно это относится к добычи нефти из слабопроницаемых карбонатных коллекторов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. К рассмотрению предлагается решение задачи по увеличению проницаемостной способности нефтесодержащих карбонатных пород за счет применения нового кислотного комплексообразующего реагента марки АФК для обработки призабойной зоны скважин.
Одна из основных задач нефтяников Татарстана — это выполнение проектных уровней добычи нефти и достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения. Резервом сохранения достигнутых уровней добычи является повышение степени извлечения нефти из пластов, которое может быть достигнуто совершенствованием систем разработки нефтяных месторождений, широким внедрением методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения пластов, массовым проведением геолого-технических мероприятий. В настоящее время на промыслах Республики Татарстан (РТ) испы-тываются или внедряются свыше ста модификаций методов повышения нефтеотдачи пластов, эффективность которых в зависимости от геолого-физических условий залегания пластов и стадий разработки нефтяных залежей различна.
Особое внимание уделяется применению новых технологий воздействия на пласт. Особенно это относится к добыче нефти из слабопроницаемых карбонатных коллекторов, содержащих трудноизвлекае-мые запасы нефти. Авторами предлагается к рассмотрению решение задачи увеличения проницаемостной способности нефтесодержащих карбонатных пород на Дими-тровском месторождении с применением нового кислотного комплексообразующего реагента марки АФК для обработки приза-бойной зоны скважин.
В региональном тектоническом отношении район Димитровского месторождения
расположен в северо-западной части Соль-Илецкого свода, являющегося структурно-тектоническим элементом I порядка и принадлежащего крайней юго-восточной части склона Волго-Уральской антеклизы.
Месторождение контролируется одноимённым сейсмоподнятием субширотного простирания, оконтуренным в 1977 по результатам сейсмоисследований 2Д по отражающим горизонтам Кн2 (кровля фи-липповского горизонта кунгурского яруса), А (кровля карбонатной пачки артинского яруса) и В (кровля верейского горизонта) амплитудой 100 м году. Поднятие состоит из двух блоков: западного, опоискованного скважиной № 80, и восточного, в пределах которого пробурены скважины №№ 81, 83, 101, 102, 103. С севера и юга структура ограничена субпараллельными тектоническими нарушениями. Амплитуда куполов не превышает 20 м, ширина структуры 1,6-2,2 км (рис. 1).
Димитровское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1990 году скважиной № 80. На территории месторождения пробурены: одна параметрическая (№ 80), три поисковые (№№ 81, 83, 104), три разведочные (№№ 101, 102, 103) скважины.
По данным поисково-разведочного бурения выявлены залежи углеводородов, приуроченные к карбонатным отложениям филипповского горизонта кунгурского яруса и артинского яруса нижней перми.
В отложениях филипповского горизонта кунгурского яруса газоконденсатная залежь
105Г
3
т ' 101..- "102 Е2 ^ ■8
10Г 7 ; ■ ■.-.
Материалы и методы
Предлагается метод увеличению проницаемостной способности нефтесодержащих карбонатных пород за счет применения нового кислотного комплексообразующего реагента марки АФК для обработки призабойной зоны скважин.
Ключевые слова
нефтегазоконденсатная, залежь, горизонт, система ППД, коэффициент нефтеизвлечения, дебит, горизонтальная скважина, кислотный реагент марки АФК
т
— внешний контур нефтеносности артинского яруса
— контур газоностности артинского яруса
— внешний контур газоносности филипповского горизонта кунгурского яруса
— тектонические нарушения
— граница военного полигона
— устье скважины
— забой скважины на артинский ярус
— забой скважины на филипповский горизонт кунгурского яруса
— скважины проектные добывающие, нагнетательные
— перевод на артинский ярус после отработки филипповского горизонта
— горизонтальный ствол
— перевод под нагнетание
Рис. 1 — Карта совмещенных контуров и рекомендуемых мероприятий
81
Рис. 2 — Схематический приурочена к пласту Р|у. Залежь пласта Ри субширотного простирания вскрыта шестью скважинами, с севера и юга ограничена тектоническими нарушениями. Купольная зона, контролирующего её поднятия, расположена в восточной части залежи. Подошва залежи установлена по материалам ГИС в скважине № 8о на абсолютной отметке минус 2427,0 м. Размер залежи в пределах контура нефтеносности составляет 9,0 х 3,0 км, высота — 163,5 м. Газонасыщенность пласта Р|у установлена по материалам ГИС и подтверждена результатами опробования
геологический профиль пяти скважин (№№ 80, 81,83, 101, 102). Суммарная газонасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 8,0 м (скважины №№ 80, 83) до 11,8 м (скважина № 102). Тип залежи — пластовый частично тектонически экранированный (рис. 2).
В разрезе артинского яруса газонефтяная залежь приурочена к пласту PV. Залежь пласта PV, вскрытая шестью скважинами, также характеризуется субширотным простиранием, с ограничением с севера и юга тектоническими нарушениями. В купольной части залежи,
Optimising oil recovery from gas-cap reservoirs in carbonate rocks — A case study from the Dmitrovskoye field
Authors
Ramiz I. Sheshdirov (Bugulma, Russia )
engineer TatNIPIneft Danil S. Danilov
engineer TatNIPIneft Lubov M. Mironova
senior researcher OOO NAUKA
Mars T. Hannanov
нефть _■,_ конденсат
senior geologist NGDU Jamashneft, Tatneft Abstracts
One of the primary objectives of oil companies in the Republic of Tatarstan is to achieve design oil production rates and obtain maximum recovery factors. Special emphasis is laid on application of innovative techniques of reservoir stimulation. This is especially critical for oil production from low permeability carbonate reservoirs containing hard-to-recover oil reserves. In order to increase permeability of oil-saturated carbonate rocks we propose to use a new acid-based complexing agent of AFK type for bottomhole zone treatments. Materials and methods The method is offered to increase in pronitsayemostny ability of petrocontaining carbonate breeds at the expense of application of new acid komplekso obrazuyushchy reagent of AFK brand for processing of a prizaboyny zone of wells. Results
Implementation of the offered decisions will allow to increase KIN on a field by 0,25%. inclusion
Optimization of existing development is possible at the expense of application of GTM directed on increase in the pronitsayemostny characteristic of collectors and increase KIN.
Keywords
oil and gas condensate reservoir, producing interval, formation pressure maintenance system, oil recovery factor, production rate, horizontal well, acid-based agent of AFK type
References
1. Kolsheva N. A., Shaymukhametova V. L. Technological scheme of development of Di-mitrovsky oil&gas condensated field, 2011. TATNIPINEFT
2. B.YA. Margulos. New approaches to development of deposits of oil in carbonate collectors. JSC NIINEFTEPROMKHIM
«■3
газ
Рис. з — Динамика добычи нефти, газа и конденсата
расположенной на востоке, скважинами №№ 83, 102 вскрыта газовая шапка. Газонасыщенность пласта установлена по материалам ГИС и подтверждена в результате опробования скважины № 83.
Суммарная газонасыщенная толщина в обеих скважинах достигает 1,2 м. Размеры газовой шапки составляют 3,2 км х 1,4 км, высота — 6,8 м. Газонефтяной контакт принят условно на абсолютной отметке минус 2353,0 м, что соответствует середине интервала перфорации в скважине № 83. Размеры нефтяной части залежи составляют 8,8 км х 2,8 км, высота — 118 м. Суммарные не-фтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,8 м (скважина № 80) до 12,4 м
(скважина № 101). ВНК залежи установлен на отметке минус 2471,0 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя, выделенного по материалам ГИС в скважине № 80. По типу газонефтяная залежь пласта PV классифицируется как пластовая сводовая частично тектонически экранированная (рис. 2).
Коллекторская характеристика вмещающих пород представлена в таб. 1. По своим физико-гидродинамическим свойствам коллекторы относятся к классу среднеёмких слабопроницаемых пород.
Таким образом, характеризуя геологическое строение месторождения, можно выделить следующие особенности: • залежи углеводородов на месторождении
выявлены в отложениях кунгурского и артинского ярусов нижней перми; залежи, контролируемые Димитровским поднятием, имеют субширотное простирание и ограничены с севера и юга тектоническими нарушениями экраном; структурные планы залежей совпадают; газо- и нефтевмещающими коллекторами являются карбонатные породы; продуктивные отложения артинского яруса характеризуются значительной неоднородностью по площади и разрезу; покрышками для залежей служат значительные по толщине пачки ангидритов; залежи имеют высокие этажи газо- и нефтеносности;
ïfV',.,. :
Рис. 4 — HCI
Рис. 5 — реагент АФК
Метод
определения
Лабораторные исслед. керна
Геофизические исследования
Наименование Проницаемость, Пористость, мкм2 доли ед.
2 3 4
пласт PIV филипповского горизонта Среднее значение 0,00326 0,099
Начальная
Насыщенность
Гидродинамические исслед.
Принятые при проектировании
Среднеезначение — Среднее значение 0,0013
0,106
газонасыщенность, связанной водой,
доли ед.
5
0,723
0,796
0,0013 0,11
пласт PV (газовая шапка) артинского яруса
Лабораторные исслед. керна
Геофизические исследования
Принятые при проектировании
Среднее значение 0,00586 Среднее значение —
0,116
Лабораторные исслед.керна
Геофизические исследования
Гидродинамические исслед.
Принятые при проектировании
0,00586* 0,12
пласт PV артинского яруса Среднее значение 0,005976 0,123
Среднее значение — Среднее значение 0,002 0,002
0,125
0,12
0,8
0,7 0,703
0,7
0,66 0,829
0,83
доли ед.
6
0,277
0,204
0,2
0,297
0,3
0,34 0,171
0,17
1
0,122
Таб. 1 — Характеристика коллекторских свойств и газонасыщенности
• в результате экранирования гидродинамическая связь с законтурной областью с юга затруднительна, с севера — отсутствует;
• тип залежей пластово-сводовый частично тектонически экранированный с краевыми водами;
• при разработке ГТМ авторами предложено оптимизировать существующую систему разработки и интенсифицировать добычу нефти.
Пробная эксплуатация месторождения осуществлялась в 2002-2006 гг. С 2007 года и по настоящее время месторождение не разрабатывается, находится в консервации. Характеристика фонда скважин приведена в таб. 2. По состоянию на 01.01.2011 г. на месторождении скважины №№ 80, 81, 83, 101, 102 находятся в консервации, скважины №№ 103, 104 — наблюдательные.
Таким образом, отмечается снижение пластового давления в зоне отбора и причём, более интенсивно в газоконденсатной залежи кунгурского яруса из-за опережающего движения газа и опаздывающего движения воды и отсутствия системы ППД. Как следствие происходит падение дебитов нефти в продолжение безводного периода эксплуатации скважин.
Динамика добычи нефти, газа и конденсата представлена на рис. 3 и в таб. 3.
Несмотря на идентичное строение залежей, объединение их в единый объект эксплуатации нецелесообразно в результате разного физического состояния вмещающего флюида. В плане залежи совпадают между собой, и это является не только признаком к доразведочным работам, но и критерием для применения оборудование ОРЭ и ОРЗ.
В результате проведенного анализа можно сделать выводы, о причинах низких дебитов на месторождении, это: низкие коллекторские свойства вмещающих пород, затрудненная гидродинамическая связь с законтурной областью и как следствие значительное снижение пластового давления в зонах отбора.
Существующие системы разработки предусматривают:
• для разработки кунгурского яруса ввод из консервации четырех скважин и ввод из бурения шести добывающих скважин. Разработка предполагается на режиме истощения. Выработка данного объекта планируется десятью скважинами.
• для разработки артинского яруса ввод из бурения 12 скважин, ввод из консервации одной скважины и возврат шести скважин с кунгурского яруса. Для создания системы ППД планируется перевод пяти скважин после обводнения их продукции до 90-98%. Расчеты технологических показателей выполнены с учетом полного разбуривания залежей. Также
предусматривается применение МУН. Дополнительная добыча нефти за счет МУН составит 138 тыс.т.
Основными задачами формирования эффективной системы разработки месторождения являются:
1. Восстановление пластового давления, активизацией вытеснения нефти закачиваемым агентом (т.к. залежь на 60% экранирована).
2. Формирование круговой приконтурной замкнутой системы ППД.
3. Увеличение проницаемостной характеристики пород в ПЗП, позволяющие, как до-бывные возможности, так и приемистость нагнетательных скважин.
Первая задача поддержания пластового давления решается бурением ГС внутри залежи вдоль контуров нефтеносности и тектонических экранов в зоне отбора, которые вначале осваиваются в качестве добывающих, затем при обводнении до 90-98 % переводятся под нагнетание (рис.1).
Вторая задача решается обработкой призабойной зоны (ПЗП) новым кислотным комплексообразующим реагентом марки АФК, разработанным институтом «Нефте-промхим» (Маргулис Б.Я.). Известно, что извлечение нефти из карбонатных коллекторов традиционными технологиями, как правило, малоэффективно. Нефтеотдача таких коллекторов во многом определяется не только фильтрационно-емкостными свойствами, но и минералогическим составом минеральных фаз породы.
Предварительные исследования реагента АФК проводились на линейных моделях пласта с целью определения влияния реагента на фильтрационно-емкостные свойства коллектора.
Из приведенных результатов следует, что применение реагента АФК значительно (в разы) увеличивает проницаемость моделей как при фильтрации минерализованных, так и пресных вод. Из приведенных результатов следует, что применение реагента АФК значительно (в разы) увеличивает проницаемость моделей как при фильтрации минерализованных, так и пресных вод. При этом установлено, что в отличие от соляной кислоты реагент АФК равномерно воздействует на коллектор, проникая как в высоко-, так и низкопроницаемые зоны (кизеловские отложения), сохраняя исходную структуру коллектора (рис. 4 и 5).
Рентгенографическим анализом, проведенным В.П.Морозовым (кафедра минералогии и петрографии геологического факультета КГУ, г.Казань), не установлено появление в образцах керна каких-либо новообразований. При этом частично увеличивается пористость, значительно возрастает проницаемость. Также установлено
Показатель Характеристика фонда скважин Число скважин
Фонд Пробурено 7
добывающих Возвращено с других горизонтов -
скважин Всего 7
В том числе:
в консервации 5
наблюдательные 2
Таб. 2 — Текущее состояние фонда скважин
растворение зернистого кальцита, который цементирует органические остатки, причем максимальное растворение кальцита происходит не в порах и кавернах, а в каналах их соединяющих. На уплотнённых кернах отложений черепетского горизонта после воздействия реагента АФК установлено образование трещинок растворения, которые возникли на границе слойков биокласто-во-фитогенных и биокластово-зоогенных известняков разного генезиса. Трещинки не имеют геометрически правильную форму, являются извилистыми и прерывистыми в шлифе. Появление трещинок растворения объясняет высокую проницаемость образцов после их обработки АФК (на 2-3 порядка). Важным является следующее: до обработки образцов они относились к по-ровым коллекторам, не имеющим практической значимости (практически, нулевая проницаемость), после же обработки — стали порово-трещинными коллекторами с высокой проницаемостью. Помимо кислотных свойств реагент АФК обладает, в том числе, кристаллоразрушающим эффектом, видоизменяя форму центра кристаллизации и замедляя их дальнейший рост. Благодаря этому предотвращается выпадение кольматирующих гелеобразных осадков и солей, разрушается молекулярная структура глин и происходит вынос продуктов реакции, что подтверждено исследованиями с применением метода ИК-спектроскопии.
Следует обрабатывать ПЗП по всему проектному фонду скважин перед вводом их в эксплуатацию кислотным реагентом АФК. Реагент рекомендуется применять циклами. Период циклирования устанавливается экспериментально (полгода, год и т.д.).
Для усиления системы ППД и переноса фронта вытеснения планируется перевод пяти скважин после обводнения продукции до 98%. Траектории горизонтальных участков стволов нагнетательных скважин рекомендуется провести в приподошвен-ной части пласта. Объём закачки в сутки не менее 100 м3.
Разработка газовой шапки планируется скважиной № 83 после выработки запасов нефти при раздельной эксплуатации.
Максимальные уровни добычи нефти, конденсата и свободного газа по годам приведены ниже:
• нефти — 68,2 тыс. т (2019 г.);
• конденсата — 51,6 тыс. т (2019 г.);
• свободного газа — 255,6 млн. м3 (2020 г.);
• нефтяного газа — 10,3 млн. м3 (2019 г.);
К концу проектного периода (2064 г.) будет добыто 1698,0 тыс. т нефти, 766 тыс. т конденсата, 4689 млн. м3 свободного газа, 255 млн. м3 растворенного нефтяного газа. Конечная обводненность продукции составит 98,0%. Достигаемый коэффициент извлечения нефти (КИН) будет равен 0,250, при утверждённом — 0,250, коэффициент охвата составит 0,622. Расчетный КИК — 0,820, при утверждённом — 0,820.
Итоги
Из вышеизложенного следует, что доходы недропользователя и государства значительно увеличатся.
Выводы
• залежи углеводородов на месторождении выявлены в отложениях кунгурского и ар-тинского ярусов нижней перми;
• залежи ограничены с севера и юга тектоническими нарушениями;
• структурные планы залежей совпадают;
• газо- и нефтевмещающими коллекторами являются карбонатные породы, характеризующимися значительной неоднородностью по площади и разрезу;
• покрышками для залежей служат значительные по толщине пачки ан-гидритов;
• этаж газо- и нефтеносности составляет более ста пятидесяти метров;
• в результате экранирования гидродина-
мическая связь с законтурной областью с юга затруднительна, с севера отсутствует;
• тип залежей пластово-сводовый частично тектонически экранированный с краевыми водами;
• отсутствие системы ППД привело к снижению пластового давления в зоне отбора, причём, более интенсивно в газоконден-сатной залежи кунгурского яруса в результате опережающего движения газа и запаздывающего движения воды;
• произошло падение дебитов нефти в продолжение безводного периода эксплуатации скважин.
Оптимизировать существующую систему
разработки предлагается применением
ГТМ, направленных на увеличение проница-емостной характеристики коллекторов и повышение КИН:
• бурение нагнетательных горизонтальных скважин вдоль контуров нефтеносности и тектонических экранов;
• формирование круговой приконтурной системы ППД.
• увеличение проницаемостной характеристики пород в ПЗП для повы-шения добывных возможностей добывающих и приемистости нагнетательных скважин путём обработки ПЗП кислотным реагентом АФК.
Реализация предложенных решений позволит увеличить КИН на 0,25 %.
Годы Скважина № 80
Скважина № 81
Скважина № 83
Скважина № 101 Итого по месторождению
2002
0.467 0.22
2003 2004
2005
2006 2007
Итого 0.687
0.07 0.03 1.50 1.40
д
н
о
0.894 0.830
с
п
о.
26.74
15.06
3.003 1.724
3.00 32.98
35.60
3.40
д
н
о
1.4
3.4
3.3
0.34
с
п
о.
74.98 8.442
27.6 22.27
0.6
0.9
с
п
о.
1.159 0.174 26.05
22.97
д
н
о
1.159 0.467 0.22 0.60
0.331 0
0.174 3.070 33.013 38.000 7.780
ч:
X и § £
0
1.402 3.40 4.194 1.501
1.159 1.869 3.62 4.794 1.501
1.759 1.074
0.331 2.446 82.037 10.497 12.943
Таб. з — Динамика добычи нефти, газа и конденсата по скважинам
Список использованной литературы 1. Колшева Н.А., Шаймухаметова В.Л.
«Технологическая схема разработки 2. Б.Я.Маргулис «Новые подходы к разра-
Димитровского нефтегазоконденсатного ботке залежей нефти в карбонатных кол-месторождения», 2011 год, ТатНИПИнефть лекторах». ОАО «НИИнефтепромхим»
2012
