CC BY
19ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ПЕСЧАНООЗЕРСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА О. КОЛГУЕВ
В БАРЕНЦЕВОМ МОРЕ
С.С. Блох1, В.А. Цыганков2, Ю.В. Алексеева1, Г.Х. Ефимова1, О.Я. Андреева1 1 - Институт проблем нефти и газа РАН, e-mail: sergeyblokh@yandex.ru 2 - РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, e-mail: vadichjob@mail.ru
Песчаноозерское месторождение находится в северо-западной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на о. Колгуев в Баренцевом море [1] (рис. 1). На месторождении выделено два лицензионных участка (рис. 2), один из которых до настоящего времени разрабатывается АО «Арктикнефть» (Западный и Восточный блоки месторождения) и другой - ООО «Арктическая нефтяная компания» (Центральный блок).
Залежи углеводородов (УВ) приурочены к терригенным отложениям чаркабожской свиты нижнего триаса (пачки А, Б, В и Г). Нефтяные залежи на месторождении сосредоточены в продуктивных пластах А, Б, В1-В5, Г1-Г8; газоконденсатные залежи расположены в пластах В1, В2, Г1-Г8, а газовые шапки - в пластах В1-В3, Г3, Г5 (рис. 3). Всего - 52 объекта, из которых чисто нефтяных - 17, газоконденсатных - 9, нефтегазоконденсатных - 25, газонефтяных - 1.
Общая толщина чаркабожской свиты составляет 335-402 м, в ней выделено 113 нефтяных, 66 газовых и 18 газонефтяных залежей. Продуктивные отложения относятся к коллекторам порового типа, не выдержанным по площади и разрезу. При этом верхняя часть разреза имеет линзовидное строение, к тому же осложненное тектоническими экранами. В нижней части его происходит опесчанивание. Коллекторы продуктивных пластов характеризуются сложным строением, в литологическом отношении они представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами [2].
Размеры месторождения ~ 29х10 км. Нефтяные и газовые залежи - мелкие. В целом по величине извлекаемых запасов всех УВ месторождение относится к категории средних. На месторождении до настоящего времени два недропользователя. При обосновании эксплуатационных объектов в первых проектных документах исходили не из геолого-геофизических особенностей объединяемых в единый объект разработки продуктивных пластов, а из границ лицензионных участков обоих недропользователей на поверхности. В результате такого подхода на месторождении выделено четыре объекта разработки: Западный и Восточный+Южный блоки в пределах площади лицензионного участка АО
«Арктикнефть»; Западно-Центральный и Центральный блоки - лицензионного участка ООО «Арктическая нефтяная компания» (табл. 1).
Таблица 1
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
Параметры Западный блок (11 пластов) Западно-Центральный блок Восточный блок (13 пластов) Южный блок Центральный блок (13 пластов)
Пласты Г1, Г2, Г4, Г6, Г7, В1, В2, В3, В4, В5, А В2, В3, В4, В5 Г2, Г3, Г4, Г5, ^ ^ ^ Вь В2, В3, В4, В5, Б В1, В2 Г1, Г2, Г3, Г4, Г5, Г6, Г8, В!, В2, В3, В4, В5, Б
Тип залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные
Тип коллектора терригенный
Средняя газонасыщенная толщина, м 1,23-5,80 2,61-4,48 2,02-4,80 - -
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 1,20-6,80 6,93-6,97 1,03-5,40 3,00-13,20 43,26
Коэффициент пористости, д.ед. 0,213-0,243 0,202-0,238 0,213-0,237 0,239-0,262 0,223
Коэффициент нефте-насыщенности пласта, д.ед. 0,380-0,449 0,457 0,381-0,445 0,444-0,455 0,412
Проницаемость, 10-3 мкм2 8-86 25-37 19-86 78-80 64
Коэффициент песчанистости, д.ед. 0,072-0,494 0,138-0,323 0,088-0,381 0,345-0,575 0,197
Расчлененность 0,33-17,17 2,0 0,17-2,76 1,67-3,00 0,3-3,6
Начальное пластовое давление, МПа 15,89-17,37 16,38-17,37 15,3-16,38 14,25 16,1
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 0,560-0,620 0,65 0,650-0,721 0,578 0,976
Газосодержание, м3/т 250 215 174-215 174 215
Коэффициент вытеснения, д.ед. 0,656 0,589 0,669 0,669 0,663
Коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа) 1,8 4,7 5,6 4,3 6,1
В табл. 1 приведены геолого-физические характеристики продуктивных пластов нефтяных залежей месторождения, при рассмотрении которых можно заключить, насколько сложным является месторождение и в каком диапазоне изменяются основные параметры пластов по площади и указанным выше объектам разработки. Среди перечисленных параметров следует обратить внимание на такие важнейшие характеристики, как нефтенасыщенная толщина, пористость, проницаемость, коэффициент песчанистости и расчлененность. При этом по пластам нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 43,3 м; пористость - от 0,200 до 0,260; проницаемость низкая и изменяется от 8 до 80х10-3мкм2, коэффициент песчанистости низкий, от 0,07 до
0,49 (и только по пластам В^ В2 в Южном блоке составляет 0,35-0,57), расчлененность -от 0,17 до 2,8 в Восточном блоке и от 0,3 до 17,0 - в Западном блоке.
Физические свойства нефти в пластовых условиях составляют: плотность нефти -0,67-0,75 г/см3, вязкость - 0,48-0,72 мПас, давление насыщения - 9,2-14,8 МПа, газосодержание - 194-262 м3/м3. Нефть легкая, малосернистая, малосмолистая, парафинистая.
Месторождение было введено в разработку в 1985 г. С начала разработки до настоящего времени по месторождению составлено и утверждено ЦКР «Роснедра» несколько проектно-технологических документов, последним из которых является «Дополнение к технологической схеме разработки нефтегазоконденсатного Песчаноозерского месторождения на о. Колгуев в Баренцевом море» (по данным ООО «НИПИморнефть», 2015 г.).
Во всех проектных документах предполагалось разрабатывать месторождение с поддержанием пластового давления (ППД) путем внутриконтурного заводнения (в сочетании площадного и очагового). 30-летний опыт разработки указывает на низкую эффективность метода ППД. Данный метод увеличения нефтеотдачи пластов начал применяться в начале 2000 г. на Западном и Восточном блоках месторождения (АО «Арктикнефть»). Однако широкого промышленного внедрения он до настоящего времени не получил. В связи с этим текущее пластовое давление стало в динамике значительно снижаться и на отдельных участках оно снизилось от начального (15-17 МПа) до величины, которая ниже давления насыщения нефти газом (9-15 МПа). Из-за низкой приемистости скважин в процессе пробной закачки воды в Центральном блоке от ППД вообще отказались, что привело к значительному разгазированию нефти в пластовых условиях. В данном блоке текущее пластовое давление в районе отдельных скважин составляло от 2,0 до 7,0 МПа. Это привело к смене упругого режима фильтрации на режим растворенного газа [3-4].
Из-за экономических кризисов последних лет, островного положения месторождения и целого ряда природно-климатических особенностей района, в котором месторождение расположено, бурение новых скважин для уплотнения существующей сетки и БС временно было приостановлено.
Проблемы, сложившиеся в процессе длительной разработки месторождения потребовали рассмотрения и внедрения некоторых геолого-технических мероприятий
(ГТМ) для уменьшения темпов падения добычи нефти и ее стабилизации.
В соответствии с утвержденными проектными документами месторождение по состоянию на 01.01.2016 г. разбурено добывающими и нагнетательными скважинами с плотностью сетки от 16 га/скв. в Центральном блоке до 60 га/скв. - в Восточном+Южном блоках.
Общий фонд скважин всех категорий на месторождении должен составить 278, из которых еще подлежат бурению 123 скважины, из них добывающих - 55, нагнетательных - 68.
Длительная эксплуатация месторождения и его чрезвычайно сложное геологическое строение также предопределили необходимость бурения боковых стволов (БС) для увеличения коэффициента охвата продуктивных пластов при разработке.
Внедрение ГТМ было решено начать в 2018-2020 гг. на лицензионном участке АО « Арктикнефть», исходя из более благоприятных геолого-физических особенностей этого участка и общего состояния его разработки, сложившегося к 2015 г.
По состоянию на 01.01.2015 г. на этом лицензионном участке пробурено 64 скважины, из которых действующих добывающих - 24 (фонтанных - 3 и оборудованных штанговыми глубинными насосами - 21), бездействующих - 16, нагнетательных - 7, остальные скважины либо в консервации, либо ликвидированы (таких скважин было 17).
На указанную дату с данного участка от начала разработки было отобрано более 1,1 млн т нефти, закачано в пласты пачки «В» около 1,0 млн м3 воды, обводненность добываемой продукции составила 12%, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой достигла величины порядка 50%. Накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составил около 16%, при том, что текущий КИН составил всего лишь 0,044 (при утвержденном Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) РФ -0,281). Добыча нефти за 2014 г. по ЛУ АО «Арктикнефть» составила всего 31 тыс. т, в том числе по Восточному блоку - 27 т и по Западному блоку - 4 тыс. т. На указанную выше дату среднее пластовое давление по пласту «В» составляло по Западному блоку - 7 МПа, по Восточному блоку - 6 МПа при начальном пластовом давлении 16 МПа. Работы по разбуриванию и эксплуатации скважин по Южному блоку законсервированы на неопределенное время.
Целый ряд негативных моментов в разработке Песчаноозерского месторождения привел к необходимости составления нового «Дополнения к технологической схеме
разработки Песчаноозерского нефтегазоконденсатного месторождения...» (ООО «НИПИморнефть», 2015 г.). В указанной работе исследовано несколько вариантов разработки.
В результате технико-экономического анализа всех вариантов был выбран и рекомендован к внедрению тот, в соответствии с которым предусмотрено провести значительный объем ГТМ (кислотные обработки) по добывающим и нагнетательным скважинам, а также продолжить, начиная с 2018 г., бурение новых скважин.
Рекомендациям по кислотным обработкам предшествовал анализ результатов экспериментальных работ, проведенных ранее на месторождении, подбор скважин осуществлялся с учетом их текущего состояния и геолого-геофизических характеристик. Выбор же конкретного кислотного состава для стимуляции продуктивного пласта, а также последовательность обработок скважин были основаны на стандартных подходах по проектированию кислотных обработок (КО) с учетом опыта лабораторных исследований.
Кислотные обработки (по сравнению с другими методами интенсификации добычи нефти) на данном объекте сопряжены с меньшими технологическими рисками, так как проводятся при достаточно низком пластовом давлении и могут выполняться собственными силами недропользователя, стоимости химических реагентов и обработок в целом сравнительно невелики.
В качестве объектов для кислотных обработок были выбраны скважины, вскрывшие пласты Г2-Г8 и В1-В4. Общее количество таких скважин составило 33.
Ввиду недостаточной изученности месторождения и в большинстве случаев отрицательных результатов проведенных кислотных обработок, в первую очередь следует провести тестовые работы на малодебитных скважинах и скважинах бездействующего фонда. Для установления эффективности и более полного анализа результатов КО (в частности, определение начального и конечного скин-факторов) рекомендуется проведение гидродинамических исследований скважин до и после их обработки.
Также перед началом проведения кислотных обработок требуются лабораторные тесты на совместимость пластового флюида с предложенным кислотным составом и исследования фильтрации через образец натурального керна. В случае частичной или полной несовместимости выбранных объектов необходима адаптация кислотного состава к геолого-промысловым условиям [5].
Для повышения производительности терригенных коллекторов с высокими рисками неудачи при проведении кислотной обработки (в частности из-за высокого наличия чувствительных глин), как правило, используются не фторсодержащие кислотные составы, а многокомпонентные смеси с множественными стабилизирующими добавками, наряду с соляной кислотой. Применение таких составов приведет к положительному эффекту от КО и поможет избежать набухания и миграции глинистых компонентов породы; образования вторичных осадков реакции кислоты с породой; образования эмульсий и кислотных нефтесладжей, а также осадков гидроксида железа. Они будут способствовать проникновению кислоты в глубь пласта и препятствовать образованию водяных блоков, ликвидируя адсорбированную и связанную воду [5].
Предлагаемый интенсифицирующий кислотный состав «ПАВ-СКС» марки А (разработанный в РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина в 2013 г.), приготовленный на водном растворе хлорида калия, представляющий собой ПАВ-спирто-кислотную композицию для кислотных обработок карбонатных и терригенных коллекторов, призван уменьшить перечисленные выше проблемы, а также помочь достичь прироста дебита (добывающих) и приемистости (нагнетательных) скважин [6].
Вышеуказанные мероприятия должны обеспечить достижение утвержденного КИН (равного 0,281) при коэффициенте вытеснения - 0,656 и коэффициенте охвата - 0,424.
Помимо кислотных обработок, были рассмотрены и некоторые виды гидроразрыва пласта (ГРП). Например, целесообразно проведение в скважинах ГРП с протяженной трещиной, позволяющей одновременно со стимуляцией скважин связать мелкие залежи (линзы) в единый резервуар. В случае присутствия в продуктивном разрезе подошвенных вод при тонких разделяющих перемычках предложена технология ГРП с селективным размещением проппанта по высоте трещины или с одновременной селективной изоляцией подошвенных вод. При радиальном вскрытии пласта в скважинах необходимо использовать рабочие жидкости, не приводящие к набуханию глинистого цемента продуктивных пластов.
Состояние разработки лицензионного участка и технико-экономический анализ ГРП (по АО «Арктикнефть») позволили сделать вывод, что, учитывая низкую стоимость барреля нефти и высокую дороговизну операций по ГРП, в настоящее время проведение ГРП на месторождении экономически нецелесообразно. Как показал накопленный опыт разработки этого месторождения, достижение указанного КИН - задача очень сложная.
В связи с этим, чем раньше начнутся работы по промышленному внедрению кислотных обработок, тем реалистичнее не только сохранить достигнутые объемы добычи нефти на этом лицензионном участке, но и увеличить их. Наряду с этим, особое внимание необходимо уделить методу поддержания пластового давления.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кульпин Л.Г. Особенности Арктических морских месторождений в условиях гидратонасыщенной субмариной криолитозоны // Нефтяное хозяйство. 2004. № 9. С. 76-79.
2. Блох С.С., Акопян Р.А., Ефимова Г.Х., Кандауров Д.Ю. О некоторых особенностях разработки арктического нефтегазоконденсатного Песчаноозерского месторождения на о. Колгуев в Баренцевом море // ГЕОПЕТРОЛЬ-2010: Тез. докл. науч.-техн. конф. Краков (Польша): ИНиГ, 2010. С. 427-428.
3. Баишев Б. Т., Блох С.С., Иоффе О.П., Котов В.А., Луценко В.В., Подлапкин В.И. Способ разработки нефтяной залежи: Пат. 2012784 РФ. - № 5021884/03; Заявл. 28.11.91; Опубл. 15.05.94 // Изобретения. 2004. № 4. 3 с.
4. Стрижов И.Н., Захаров М.Ю., Ибрагимов А.Х., Блох С.С., Конышев Б.И., Мищук И.Н., Бойчук И.Я. Способ разработки нефтяной залежи: Пат. 2019686 РФ. -№ 5007173/03; Заявл. 23.09.91; Опубл. 15.09.94 // Изобретения. Полез. модели. 2000. № 27. 6 с.
5. Экономидес М.Д., Хилл А.Д., Экономидес К.Э. Способы добычи нефти: Главы 13-16. Уфа, 2005. 143 с.
6. Силин М.А., Магадова Л.А., Цыганков В.А., Мухин М.М., Давлетшина Л.Ф. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов // Учебное пособие. М.: Издат. центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2011. 120 с.
REFERENCES
1. Kulpin L.G. Osobennosti Arkticheskikh morskikh mestorozhdeniy v usloviyakh gidratonasyshchennoy submarinoy kriolitozony // Neftyanoe khozyaystvo. 2004. № 9. S. 76-79.
2. Blokh S.S., Akopyan R.A., Efimova G.Kh., Kandaurov D.Yu. O nekotorykh osobennostyakh razrabotki arkticheskogo neftegazokondensatnogo Peschanoozerskogo
mestorozhdeniya na o. Kolguev v Barentsevom more // GEOPETROL'-2010: Tez. dokl. nauch.-tekhn. konf. Krakov (Pol'sha): INiG, 2010. S. 427-428.
3. Baishev B.T., Blokh S.S., Ioffe O.P., Kotov V.A., Lutsenko V.V., Podlapkin V.I. Sposob razrabotki neftyanoy zalezhi: Pat. 2012784 RF. - № 5021884/03; Zayavl. 28.11.91; Opubl. 15.05.94 // Izobreteniya. 2004. № 4. 3 s.
4. StrizhovI.N., ZakharovM.Yu., Ibragimov A.Kh., Blokh S.S., KonyshevB.I., Mishchuk I.N., Boychuk I.Ya. Sposob razrabotki neftyanoy zalezhi: Pat. 2019б8б RF. - № 5007173/03; Zayavl. 23.09.91; Opubl. 15.09.94 // Izobreteniya. Polez. modeli. 2000. № 27. б s.
5. Ekonomides M.D., Khill A.D., Ekonomides K.E. Sposoby dobychi nefti: Glavy 13-1б. Ufa, 2005. 143 s.
6. Silin M.A., Magadova L.A., Tsygankov V.A., Mukhin M.M., Davletshina L.F. Kislotnye obrabotki plastov i metodiki ispytaniya kislotnykh sostavov // Uchebnoe posobie. M.: Izdat. tsentr RGU nefti i gaza im. I M. Gubkina. 2011. 120 s.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Рис. 2. Структурная карта (кровля продуктивных отложений)
Рис. 3. Геологический разрез продуктивных пластов пачек В и Б по линии Х11-Х11 (скв. 36, 550, 100, 97, 542, 17, 576, 571, 564, 546, 452, 578, 5, 549, 547_1, 41)
