Совершенствование системы разработки небольших залежей на поздней стадии Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИИ

УДК 622.276.1/.4 «712.8»

д.С. данилов, инженер; р.и. шешдиров, инженер, Отдел разработки нефтяных месторождений, «ТатНИПИнефть», e-mail: razrdds@tatnipi.ru; л.м. миронова, заведующая Группой проектирования, ООО «Наука»

совершенствование системы разработки небольших залежей на поздней стадии

Одним из резервов сохранения уровней добычи нефти является повышение степени извлечения нефти из пластов за счет совершенствования систем разработки нефтяных месторождений и массового внедрения методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения (МУН) пластов.

Предлагаются геолого-технологические мероприятия (ГТМ), направленные на усовершенствование системы, которое состоит в переносе фронта нагнетания вытесняющего агента, в бурении боковых стволов из обводнившихся скважин для довыработки запасов из недренируемых зон. На поздней стадии разработки наиболее широкое применение находит закачка полимерных композиций в качестве вытесняющего реагента. Для вовлечения в разработку слабопроницаемых прослоев рекомендуется использовать закачку сшитых полимерных систем (СПС). Одним из резервов 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. Основным способом разработки месторождений Татарстана является заводнение нефтяных пластов и закономерно преимущественное развитие таких методов повышения нефтеизвлечения, которые применимы при существующей системе и технологии разработки нефтяных залежей. При разработке нефтяных месторождений широкое применение для повышения нефтеизвлечения находит закачка полимерных композиций в качестве вытесняющего реагента. Орловское месторождение открыто в 1962-1963 гг., введено в разработку в

1972 г. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях пласта Д0 кыновского и Д1 пашийского горизонтов верхнего девона. Залежи нефти, приуроченные к пластам Д0 и Д1, являются пластово-сводовыми с краевыми и подошвенными водами (рис. 1). Водонефтяная зона обширная, занимает около 25% площади нефтеносности. Коллектор относится к средне-емким, среднепроницаемым. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 1.

На 01.01.2012 г. годовая добыча нефти по месторождению составила 9,9 тыс. т, жидкости - 95,03 тыс. т. Выработка запасов по объектам разработки неравномерная. Основная добыча приходится на кыновский горизонт. В целом по месторождению среднесуточный дебит по

1 • н 31 Г*______3

Гв' хЧ

¡¡й / ^

нефти составил 2,91 т/сут., по жидкости - 27,90 т/сут. Текущая обводненность продукции скважин составила 89,6%. С начала разработки из кыновско-пашийских отложений добыто 1028 тыс. т нефти, накопленная добыча жидкости составила 2903,483 тыс. т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению равен 0,457 д. ед., водонефтяной фактор с начала разработки - 1,82 д. ед. На рисунке 2 приведен график разработки Орловского месторождения.

ДЕЙСТВУЮЩАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ ХАРАКТЕРИЗУЕТСЯ СЛЕДУЮЩИМИ ОСОБЕННОСТЯМИ:

• фонд составляет 36 скважин. Действующий добывающий фонд составляет 10 скважин. Нагнетательный фонд равен 10 скважинам (табл. 2);

Рис. 1. Схематический геологический профиль отложений верхнего девона

таблица 1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры объекты

кыновский пашийский

Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м от -1495,1 до -1480,7 от -1493,4 до -1487,0

Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м -1496,0 -1494,0

Тип залежей пласт-сводов. пласт-сводов.

Тип коллектора поровый поровый

Средняя общая толщина, м 14,4 10,7

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 2,5 2,8

Коэффициент песчанистости, д. ед. 0,23 0,97

Расчлененность 1,0 1,0

Средний коэффициент проницаемости, 10-3мкм2 410 133

Средний коэффициент пористости, д. ед. 0,164 0,175

Средний коэффициент нефтенасыщенности, д. ед. 0,753 0,715

Начальная пластовая температура, 0С 35 35

Начальное пластовое давление, МПа 16,8 16,8

Давление насыщения нефти газом, МПа 3,1 3,1

Газовый фактор, м3/т 13,8 13,8

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 867,5 867,5

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 888,9 888,9

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с 14,1 14,1

Объемный коэффициент нефти, д. ед. 1,063 1,063

Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 1,18 1,18

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа.с 1,87 1,87

Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут. МПа.м) 2,38 3,55

Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), д. ед. 0,72 0,72

1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011

- Добыча нефти,тыс.т. Обводненность,% Накопленная добыча нефти, тыс.т.

- Добыча жцдкости,тыс.т. Фонд скважин, шт.

- Накопленная добыча жидкости, тыс.т.

рис. 2. График разработки орловского месторождения

• закачка воды ведется в пять законтурных нагнетательных скважин, в одну очаговую скважину, в четыре скважины переноса фронта нагнетания;

• пластовое давление равно 16,2 МПа, забойное - 12 МПа. Стадия добычи - падающая. Для этой стадии характерна высокая обводнен-

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

18 ЛЕТ НА РЫНКЕ СЖАТЫХ ГАЗОВ

ГАЗОВЫЙ КОМПРЕССОР

• производство промышленных газов; •воздухдля КиП и А; •технологический воздух. Характеристики:

• производительность: от 15 до 2500 м.куб/мин;

БУСТЕР ТОПЛИВНОГО ГАЗА НА ОБЩЕЙ РАМЕ

•дожимная компрессорная станция топливного газа;

• компрессор для: окиси углерода, двуокиси углерода, азота, синтетического газа и т.д.; Характеристики:

• производительность: от 15 до 2000 м.куб/мин;

• давление: от 4 до 42 бар.

МОБИЛЬНАЯ УСТАНОВКА

Для перекачки газов: Характеристики:

• привод от газового мотора;

• время перекачки 10 бар: 46 час./1 млн.нм.куб.

• давление разряжения от 1 до 5 бар Для производства азота: Характеристики:

• привод от дизельного или электромотора;

• чистота азота от 90 до 99%;

• диапазон давлений до 350 бар;

• производительность от 10 до 37 м.куб/мин. Для испытания трубопроводов под давлением: Характеристики: •производительность 67 м.куб/мин.

КОМПРЕССОР ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

•дожимная компрессорная станция топливного газа;

• сжатие природного газа, сбор газа, хранение и закачка;

•технологический процесс;

•транспортировка газа.

Характеристики:

•давление: до 700 бар.

Все оборудование имеет разрешения Ростехнадзора и сертифицировано в соответствии с ГОСТ. Оборудование может быть изготовлено в соответствии со стандартами API (API-672, API-617, API-614, PIP и другие).

WWW.NEFTEGAS.INFO

ОАО «УРАЛКОМПРЕССОРМАШ»

620050, г. Екатеринбург, ул. Маневровая, д. 43

Тел./факс: +7 (343) 345-23-77

E-mail: ukm@ukm.ru

www.ukm.ru

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

таблица 2. расшифровка фонда скважин

наименование характеристика фонда скважин Количество скважин

1 2 3

Фонд добывающих скважин пробурено в том числе: действующие из них фонтанные ЭЦН ШГН бездействующие переведены под закачку 18 10 10 3 5

Фонд нагнетательных скважин пробурено возвращено с других горизонтов переведены из добывающих всего в том числе: под закачкой бездействующие 5 5 10 10

Фонд специальных скважин пьезометрические экологические ликвидированные 7 1 5

ность добываемой продукции. Нами предлагается совершенствование системы разработки на поздней стадии, направленное на снижение обводненности и увеличение коэффициента неф-теизвлечения (КИН). В этой связи при отборе 96,61% от НИЗ предлагаются геолого-технологические мероприятия (ГТМ), направленные на

усовершенствование системы, которые состоят в следующем:

• перенос фронта нагнетания вытесняющего агента из законтурной области в приконтурную;

• уменьшениие обводненности за счет применения МУН (потокоотклоняющих) с закачкой их в нижнюю часть пласта (индивидуальное решение по каждой

скважине) с целью активизации выработки недренируемой прикровельной части пласта;

• бурение боковых стволов (БС) из об-воднившихся скважин для довыработки запасов из недренируемых зон, сформировавшихся в результате неравномерности существующей сетки, приведшей к дегеометризации элементов. Величина остаточных запасов 7-10 тыс. т позволяет восстановить добычу нефти из ряда скважин путем зарезки боковых стволов. По опыту освоения БС на месторождениях НГДУ «Прикамнефть» средняя величина прироста дебита составила 10 раз.

С целью активизации вытеснения нефти предлагается использовать приконтур-ное и очаговое заводнения.

для вовлечения в разработку слабопроницаемых прослоев рекомендуется использовать:

• закачку сшитых полимерных систем (СПС) в скв. 1040, 1302, 2208;

• остановку закачки в скв. 2200. При установлении падения Рпл - пуск в ци-

Рис. 3. Карта разработки кыновского горизонта

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 10 \\ октябрь \ 2012

годы

Добыча нефти без ГТМ, тыс.т —Добыча нефти с ГТМ, тыс.т

Рис. 4. График разработки, учитывающий внедрение предложенных ГТМ

клическом режиме с закачкой полиа-криламида (ПАА).

ВНЕДРЕНИЕ РЕКОМЕНДУЕМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПОЗВОЛИТ:

• увеличить дебиты скважин, интенсифицировать добычу нефти, снизить обводненность добываемой продукции за счет применения новых методов повышения нефтеизвлечения;

• увеличить Кохв с 0,66 до 0,7.

ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ КИН РЕКОМЕНДУЕТСЯ:

• пробурить два боковых ствола со старых пьезометрических скважин (1278, 1348);

• перевести наблюдательную скв. 306 в категорию добывающих на пласт Д0;

• перевести нагнетательную скв. 1279 в категорию добывающих на пласт Дг;

• провести форсированный отбор жидкости (ФОЖ) в скв. 388, 1301, 2201, 2202, 2203.

На рисунке 3 представлена карта разработки Орловского месторождения с рекомендуемыми мероприятиями. Авторами рассчитан вариант разработки, учитывающий внедрение предложенных ГТМ (рис. 4). В результате предложенных авторами мероприятий будет добыто 34 тыс. т нефти, и КИН повысится на 0,027 д. ед. Ожидаемая эффективность применения МУН составит 14 тыс. т нефти, за счет бурения двух БС дополнительная добыча нефти составит 20 тыс. т. Чистый дисконтированный доход проекта за расчетный период составляет 75 млн руб., доход государства - 435 млн руб.

ВЫВОДЫ

Удержание уровней добычи и снижение обводненности на поздней стадии разработки возможно при совершенствовании системы разработки путем проведения следующих ГТМ:

• перенос фронта нагнетания вытесняющего агента;

• уменьшение обводненности за счет применения потокоотклоняющих МУН с закачкой их в нижнюю часть пласта (индивидуальное решение по каждой скважине) с целью активизации выработки недренируемой прикровельной части пласта;

• уменьшение количества простаивающего фонда скважин за счет за-резки боковых стволов для довы-работки запасов из недренируемых зон, сформировавшихся в результа-

те неравномерности существующей сетки, приведшей к дегеометризации элементов и неравномерному вытеснению нефти;

• переход на приконтурное и очаговое заводнения;

• вовлечение в разработку слабопроницаемых прослоев путем закачки сшитых полимерных систем (СПС), остановка закачки по отдельным скважинам, закачка полиакриламида (ПАА) в циклическом режиме;

• применение форсированного отбора жидкости (ФОЖ) в отдельных скважинах.

Ключевые слова: залежь, закачка, реагент, боковой ствол, коэффициент нефтеизвлечения.

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ И НКТ НЕФТЕПРОВОДНЫЕ, БУРИЛЬНЫЕ

В ТОМ ЧИСЛЕ С К0РР03И0НН0СТ0ЙКИМ ПОКРЫТИЕМ «АРГОФ»

426063, УР, г. Ижевск, ул. Мельничная, 46 • тел.: (3412) 66-22-66 • udmpk.ru, удмпк.рф

ЗАО ^^---

(УГП^у

£ |

Удмуртская Промышленная Компания