Актуальность проблемы. Современный этап разработки.
Ромашкинского месторождения характеризуется снижением эффективности существующей системы заводнения, что проявляется в снижении темпов отбора нефти, росте обводненности и увеличении количества нерентабельных добывающих скважин.
Несмотря на значительное расширение применения в последние годы как объемов, так и спектра физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (в основном потокоотклоняющих технологий полимер-дисперсных и гелеобразующих систем на высокообводненных участках высокопродуктивных пластов), потенциал системы заводнения не исчерпан.
Дальнейшее совершенствование разработки месторождения с целью повышения эффективного воздействия как на остаточные запасы в целом, так и слабодренируемые запасы высокообводненных участков в частности, возможно в первую очередь, на новых технологических условиях оперативного и долгосрочного регулирования процесса заводнения. В результате модификации циклического воздействия в комплексе с третичными методами увеличения нефтеотдачи пластов и организации эффективного заводнения на неохваченных активной разработкой запасах верхних пластов горизонта Д1 создаются новые возможности реального управления процессами вытеснения нефти.
В связи с этим проблема повышения эффективности процесса заводнения и комплексного воздействия на слабодренируемые запасы как отдельных площадей, так и всего Ромашкинского месторождения является весьма актуальной.
Цель работы: Интенсификация выработки слабодренируемых остаточных запасов нефти и увеличение нефтеотдачи пластов за счет внедрения элементов системного воздействия на неоднородный многопластовый объект на основе новых принципов совершенствования системы заводнения.
Основные задачи исследований.
1. Геолого-промысловый анализ эффективности разработки продуктивных площадей Ромашкинского месторождения.
2. Анализ результатов технологической и оценка экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов и перспективы их дальнейшего применения.
3. Обоснование принципов совершенствования заводнения и комплексного воздействия с целью интенсификации выработки и повышения нефтеотдачи пластов.
4. Проведение промыслового эксперимента на отдельных блоках разработки по комплексному воздействию на слабодренируемые запасы заводненных зон и оценка его эффективности.
5. Разработка перспективных рекомендаций по совершенствованию системы разработки продуктивных объектов.
Научная новизна.
1. Обоснованы принципы совершенствования системы заводнения неоднородных по коллекторским свойствам и структуре остаточных запасов продуктивных объектов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.
2. Разработаны и обоснованы принципы комплексного воздействия на слабодренируемые запасы заводненных зон.
3. Предложены способы разработки и повышения нефтеотдачи многопластовой неоднородной залежи (патенты РФ № 2 105 142, 2 061 177).
Практическая ценность и внедрение результатов работы.
1. Реализация комплекса предложенных геолого-технологических мероприятий, уточнение критериев применения потокоотклоняющих технологий, системного воздействия на слабодренируемые запасы отдельных блоков Ромашкинского месторождения позволило оптимизировать систему заводнения высокои низкопродуктивных объектов, снизить обводненность добываемой продукции, стабилизировать темпы отбора нефти.
2. Результаты диссертационной работы вошли в следующие руководящие документы:
— Концепция «Основные направления совершенствования системы ППД в АО «Татнефть» и снижение затрат в этой области «, 1994 г.;
— Бизнес-план «Технико-экономическое обоснование реконструкции и совершенствования системы ППД с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения эксплуатационных объектов АО „Татнефть“», 1995;
— «Положение о составлении технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин НГДУ «Азнакаевскнефть» «, 1996;
3. Внедрение результатов работы: реконструкция системы поддержания пластового давления на Восточно-Лениногорской, Зеленогорской, Павловской и Холмовской площадях Ромашкинского месторождения;
— опытно-промышленные работы по комплексному воздействию на втором блоке Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения;
— внедрение технологий разработки и увеличения нефтеотдачи (патенты РФ № 2 105 142, 2 061 177).
4. Технологическая эффективность от реализации предложенных рекомендаций и внедрения разработанных технологий за 1994 — 1999 гг. составила 670,4 тыс. тонн нефти.
Апробация работы.
Результаты диссертационной работы докладывались на: научно-практических конференциях «Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий», (г. Бугульма, 1997), «Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов» (г.Альметьевск, 1994), «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона» (г. Лениногорск, 1998 г.) — «Техника и технология добычи нефти на современном этапе» (г. Альметьевск, 1998) — Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г.Тюмень, 1998) — 2-ои региональной научно-практической конференции (Кремсовские чтения) «Актуальные проблемы геологии нефти и газа» (г. Ухта, 1999 г.) — Международном семинаре-конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г.Краснодар, 1999) — научно-технических совещаниях АО «Татнефть», НГДУ «Азнакаевскнефть» (гг. Альметьевск, Азнакаево, 1991;1999гг.), ученых советах ТатНИПИнефть и НИИНефтеотдача АН РБ (гг. Бугульма, Уфа, 1994;1999 гг.).
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов: изложена на 133 страницах машинописного текста, в том числе 34 рисунка, 20 таблиц, содержит список литературы из 51 наименования.
в Годы среднем.
Показатели разработки по верхним пластам 2 блока Зеленогорской площади.
1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000.
Рис. 4.2.12.
Характеристика участков применения потокоотклоняющих технологий на 2 блоке.
Зеленогорской площади.
Наименование Ед. изм. Годы.
1994 1995 1996 1997 1998 1999 (1 полугодие).
1 Общее количество внедрений (нагнетательные скважины) СКВ 5 6 17 8 10 4.
2 Общее количество потенциально реагирующих добывающих скважин СКВ 13 16 47 21 32 9.
3 Суммарний дебит нефти реагирующих скважин перед внедрением т/с 25,7 30,1 71,4 27,9 90,3 7,9.
4 Суммарний дебит жидкости реагирующих скважин перед внедрением т/с 1226 1459 3928 2278 3142 769.
5 Обводненность по участку % 97,8 97,9 98,2 98,7 97,1 98,9.
6 Средний дебит нефти одной реагирующей скважины т/с 2 1,9 1,5 1,3 2,8 0,9.
7 Средний дебит жидкости одной реагирующей скважины т/с 94 91 84 108 98 85 примечание: Средний дебит нефти, жидкости, обводненностьдо применения потокоотклоняющих технологий снижение обводненности в целом по блоку до 85,6%, по пласту «г» до 89,5%, рост темпов отбора нефти от текущих извлекаемых запасов до 7% (рис. 4.2.6).
Дальнейшими меропроиятиями по совершенствованию состояния разработки остаточных запасов слабодренируемых запасов пласта «г» являются избирательное внедрение сейсмоакустического воздействия (на опыте успешного его применения после внедрения физико-химических методов на 3 блоке ВосточноЛениногорской площади (рис. 4.2.7)), испытание вязко-упругих составов (ВУС) с последующей закачкой полимера или сшитых полимерных систем (СПС).
В целом по участку проведено с 1994 года 50 скважино-обработок (в том числе 19 повторных операций), в основном закачиванием полимер-дисперсной системы, (рис. 4.2.8- 4.2.11). Все это с паралельным регулированием воздействия по нагнетательному и добывающему фонду скважин позволило добыть дополнительно 179,6 тыс. т нефти по пласту «г» (рис. 4.2.13), повысить уровни добычи нефти по сравнению с началом воздействия (1994г) на 49% (с 64,3 тыс. т до 96 тыс. т), снизить обводненность на 5,3% (с 94,8% до 89,5%). В целом же по блоку эти цифры составили соответственно рост добычи на 25%, снижение обводненности на 6,2%.
Учитывая достигнутые темпы отбора от текущих извлекаемых запасов по пласту «г» (которые превысили 7,0%) достигнутый текущий КИН=0,525 (при выработке от НИЗ 93,6%) и перспективу дальнейшего системного воздействия на остаточные запасы пачки пластов «гд» 2 блока можно предположить увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи на 2,5%.
При всем этом за эти годы достигнута (с 1994 года) стабилизация уровней добычи нефти по верхним пластам 2 блока на уровне в среднем 80−81,0 тыс. т в год (рис. 4.2.12.), что явилось результатом, в основном активного применения технологий по стимуляции добывающих скважин, некоторого роста пластового давления (по пласту «а» до 143 атм, по пластам «б» до 151 атм) в результате перераспределения закачки между нижними и верхними пластами, роста эффективности воздействия закачиваемых вод по мере внедрения комплексного воздействия на нижние пласты «г» (рис. 4.2.14). Дальнейшая эффективная разработка верхних пластов (с перспективой роста пластового давления до первоначального) связана с вводом в эксплуатацию насосов малой подачи РЭДА-500 на КНС-205, 206 и освоения новых скважин под закачку от насосов.
50 40 ь и 3 с.
Дополнительная добыча нефти по пласту «Г» 1994;1999г.
Ь52т2.
I 30.
31,5 3.
11,7.
Доля дополнительной добычи в % по экспериментальному участку от общей добычи по блоку и по пласту «Г'.
Годы.
99 г? зо чЧ Л.
I по блоку? по пласту «Г' рис. 4.2.13.
Годы.
Динамика пластового давления по верхним пластам 2 блока Зеленогорской площади.
ГОД.
1994 1995 по пластам «Б» .
1996 1997 по пласту «А» .
Рис. 4.2.14.
Объемы внедрения и технологическая эффективность стимуляции добывающих скважин (имплозионным и акустико-химическим воздействием) на Зеленогорской площади за 19 951 999 г. г.
Дополнительная добыча нефти ¦ Количество скважин.
Рис. 4.2.15.
РЭДА-500 на КНС-6, расширением применения гелеобразующих систем (СПС) на частично и высокообводненных участках.
На основании приведенного крупного промышленного эксперимента определены основные принципы комплексного воздействия на слабо дренируемые запасы заводненных зон:
1 этап.
• Выявление зон, характеризующихся различными типами коллекторов с построением карт литологической неоднородности высокопродуктивных коллекторов. Переинтерпретация геофизического материала (ГК, НГК) по пачке пластов «г1+г2» позволила выделить обширные зоны распространения глинистых пропластков (с глинистостью от 1% до 4% (рис. 4.2.5)) в кровле пласта «г1» мощностью от 1 до 3 метров, отдельные зоны уплотненных коллекторов, в основном, в кровельной части с мощностью от 1 до 2 метров.
• Учет геометрии расположения нагнетательных и конкретных потенциально реагирующих добывающих скважин по гипсометрическим отметкам, выделяемых на основе построенных структурных карт по кровле пласта «г» .
• Выделение отдельных зон отсутствия слияния коллекторов «г1» и «г2+3» .
• Определение возможного наличия отдельных зон слияния пластов «г» и «в» .
• Выявление водоносных окон.
• Построение карт гидродинамических характеристик пласта.
2 этап. Выявление взаимовлияния и взаимосвязей выделенных зон:
• Анализ промысловых данных и результатов ранее проведенных работ по циклическому воздействию (выявление «активно» реагирующих добывающих скважин).
• Изучение и анализ текущего внедрения потокоотклоняющих технологий по нагнетательному фонду скважин. Переход на ограниченный и регулируемый режим закачки (установкой штуцеров для регулирования приемистости от 100 до 300 мЗ/сут).
• Постоянная модификация режима циклического воздействия (количество дней работы по каждому КНС, особенно с внедрением насосов ЦНС-63).
• Проведение активных промысловых экспериментов по внедрению новых решений по отбору жидкости и закачки с анализом их эффективности, направленные, в основном, на управление потоков от конкретных.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
.
Результаты, полученные в работе можно обобщить в следующих выводах: 1. В результате выполненного анализа состояния разработки продуктивных площадей Ромашкинского месторождения установлено:
• остаточные запасы характеризуются высокой выработанностью высокопродуктивных коллекторов и низкими темпами отбора по низкопроницаемым коллекторам;
• существующая система заводнения является низкоэффективной на современном этапе разработки месторождения в связи с высокой геологической неоднородностью коллекторских свойств. Это привело к рассредоточению остаточных запасов и неравномерному распределению пластового давления.
• Для повышения эффективности разработки рассматриваемых площадей требуется дальнейшее совершенствование системы заводнения и развитие методов увеличения нефтеотдачи пластов.
2. Опыт широкомасштабного применения МУН показал, что на рассматриваемых площадях наиболее эффективны 14 технологий повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны продуктивных пластов. Технологическая эффективность за 1994;1999гг. составила 1489,6 тыс.тонн. Предложены перспективы их дальнейшего применения.
3. Обоснованы основные принципы совершенствования заводнения и комплексного воздействия на неоднородный продуктивный объект на поздней стадии разработки:
• организация регулируемого воздействия на зоны с различными типами остаточных запасов насосами малой подачи;
• определение оптимальных циклов работы как отдельных, так и определенных групп нагнетательных и добывающих скважин, регулирование объемов суточной закачки по скважинам на участках внедрения потокоотклоняющих технологий для управления процессом вытеснения слабодренируемых запасов;
• выделение геологически обособленных тел по структурным, литологическим и гидродинамическим признакам для обоснованного.
