Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 . Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования . S
1.1 История вопроса 8
1.2 Экспериментальные основы технологии 9
1.3. Теоретические исследования 11
1 А. Опытно-промысловые испытания технологий 17
1.5. Анализ результатов опытно-промышленных работ и промышленного внедрения циклического заводнения 19
1.6. Выводы к обзору литературы 29
ГЛАВА 2. Анализ эффективности технологий нестационарного заводнения, применяемых на восточно-сулеевской площади ... - 30
2.1. Общие сведения о разработке площади 30
2.2. Структура балансовых, начальных подвижных и извлекаемых запасов нефти и анализ их выработки 37
2.2.1. Методические основы расчета балансовых, начальных подвижных и начальных извлекаемых запасов нефти и их распределения по пластам и типам коллекторов 41
2.2.2, Выработка запасов нефти по объектам разработки и типам коллекторов 59
2.3. Нестационарное заводнение 63
2.4. Выводы к главе -. 74
ГЛАВА 3. Моделирование процессов фильтрации жидкости в зонально-неоднородном многопластовом объекте при нестационарном режиме работы скважин 75
3.1. Причины формирования застойных зон с запасами нефти 75
3.2. Физические основы нестационарных технологий нефтеизвлечения 76
3.3. Моделирование нестационарных процессов фильтрации жидкости в неоднородных пористых средах 78
3.4. Методика определения зон воздействия нагнетательной скважины на подвижные запасы нефти при избирательном заводнении 99
3.5. Выводы к главе 108
ГЛАВА 4 . Совершенствование технологий нестационарного нефтеизвлечения . 109
4.1. Основные положения новой технологии нестационарного воздействия на пласт 109
4.2. Физические основы новой технологии 111
4.3. Расчет параметров технологии циклической эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин со сменой направлений фильтрационных потоков 112
4.4. Методика выбора объекта для эффективного применения новой технологии 116
4.5. Выбор ячеек скважин для проведения опытно-промышленных работ по новой технологии и примеры расчета параметров и технико-экономической эффективности предлагаемой технологии 121
ГЛАВА 5. Результаты промьшшенного испытания новой технологии нестационарного нефтеизвлечения и направления ее дальнейшего совершенствования . 126
Заключение 139
Литература 141
Приложение 152
- Теоретические исследования
- Анализ результатов опытно-промышленных работ и промышленного внедрения циклического заводнения
- Общие сведения о разработке площади
- Выработка запасов нефти по объектам разработки и типам коллекторов
Введение к работе
Актуальность проблемы. В период истощения основных запасов нефти на месторождениях Урало-Поволжья за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большее количество остаточных запасов переходят в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными.
В настоящее время основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение нефтяных пластов. Эффективность такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора [83, 84]. При хороших геолого-физических условиях при заводнении конечная нефтеотдача не превышает 50 - 60 % от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных условиях - 30 - 40 %. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов необходимо увеличить текущий коэффициент охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение) [150].
Упруго-капиллярный циклический метод заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа. При этом в нефтяных пластах возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородных пластах между участками с неодинаковыми свойствами возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних зон в другие.
При обычных технологиях заводнения реальных неоднородных- пластов, большая часть запасов нефти в малопроницаемых слоях, зонах, участках остается не охваченной заводнением. Пласт в таких условиях представляет собой случайное чередование обводненных и нефтенасыщенных участков. В таких объектах внедрение нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные малопронидаемые зоны возможно при создании в них периодически неустановившихся состояний.
Исследования показывают, что эффективность упруго-капиллярного циклического метода заводнения неоднородных пластов определяется двумя неразрывно связанными процессами: внедрением воды в малопроницаемые зоны пласта за счет перепадов
5 давления, возникающих при неравномерном распределении давлений, обусловленном неоднородностью пласта; и капиллярным удержанием в мало проницаемых зонах пласта внедрившейся в него воды.
Использование технологий нестационарного заводнения (НЗ) на месторождениях Татарстана дало значительный эффект [12, 13]. Однако, как показывает практика, длительное применение одной и той же технологии НЗ приводит к снижению ее эффективности. Поэтому применяемые технологии нефтеизвлеченил претерпевают постоянные изменения в плане их совершенствования. Вместе с тем, следует отметить, что достаточно эффективной технологии выработки трудноизвлекаемых запасов нефти нефтяная промышленность России пока не имеет. В связи с этим многие производственные предприятия по добыче нефти в рамках своей научно-производственной деятельности углубляют объемы исследований по совершенствованию нестационарных систем заводнения водой и другими нефтевытесняющими агентами для вовлечения и интенсификации отбора трудноизвлекаемых запасов.
Накопленный на сегодня опыт теоретических, экспериментальных и внедренческих работ нуждается в обобщении и дальнейшем развитии. Новые технологии с использованием НЗ должны быть направлены на его совершенствование и повышение эффективности, что связано, прежде всего, с тем, что по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки относительная роль нестационарных методов нефтеизвлеченил в добыче нефти будет расти. Таким образом, проблема дальнейшего совершенствования существующих технологий НЗ и создание новых технологий нестационарного нефтеизвлечения является актуальной. Представленная работа посвящена изучению и решению этой проблемы.
Цель работы. Совершенствование технологий выработки остаточных запасов из пространственно-неоднородного многопластового объекта на основе перевода скважин в нестационарный режим работы с параметрами эксплуатации, определяемыми индивидуально по группам скважин.
Основные задачи работы.
Анализ применяемых технологий нестационарного заводнения на примере Восточно-Сулеевской площади с целью оценки их эффективности на современном этапе разработки и определения новых направлений по их совершенствованию.
Изучение причин формирования застойных, недренируемых зон в многопластовых пространственно-неоднородных объектах и определение
возможности подключения запасов, сосредоточенных в застойных зонах, к дренированию с помощью перевода скважин в нестационарный режим работы.
Совершенствование технологий нестационарного заводнення в условиях изменения пластового и забойного давлений и перевода добывающих и нагнетательных скважин в циклический режим эксплуатации.
Разработка методики выбора объектов для применения предложенной технологии нестационарного заводнения.
Разработка рекомендаций по совершенствованию системы нестационарного заводнения коллекторов на Восточно-Сулеевской площади и промышленные испытания новой технологии в промысловых условиях.
Методы исследований. При решении поставленных задач использовались современные статистические методы обработки промысловой и геофизической информации, методы математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах с применением различных вычислительных алгоритмов, промышленное испытание предложенной технологии.
Научная новизна.
Предложена методика определения зоны воздействия вытесняющего агента на остаточные запасы нефти путем оценки областей подвижности нефти в пространственно неоднородном пласте по величине градиента поля давлений.
Установлены периоды оптимального использования различных видов циклического заводнения пластов в зависимости от стадии разработки месторождения.
Разработана новая технология нестационарного нефтеизвлечения, отличительная особенность которой заключается в группировании скважин, гидродинамически связанных с выделенной нагнетательной скважиной, по ряду показателей разработки (обводненность, водожидкостный фактор) и назначении для каждой группы скважин своего режима нестационарной работы и переводу нагнетательной скважины в периодический режим работы.
Основные защищаемые положения.
Методика определения зон влияния закачиваемого агента на остаточные извлекаемые запасы нефти.
Новая технология нестационарного нефтеизвлечения, сочетающая эффективность циклической работы нагнетательной и добывающих скважин с преимуществами эксплуатации скважин при смене направления фильтрационного потока.
3. Расчет параметров новой технологии нестационарного нефтеизвлечения и методика выбора объекта для применения данной технологии.
Достоверность полученных результатов достигалась в результате применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов численного исследования на промысловых объектах.
Практическая ценность. Разработана и опробована в промышленных условиях на участке Восточно-Сулеевской площади новая технология нестационарного нефтеизвлечения с положительным технологическим и экономическим эффектом. По результатам опробования разработаны инструкция и предложения по внедрению технологии на других участках Восточно-Сулеевской площади.
Апробация работы. Результаты диссертационной работы и основные ее положения докладывались и обсуждались на конференциях РМНТК «Нефтеотдача» и ВНИИнефть (г. Москва, 1995-2001г.г.), институте «ТатНИПИнефть» и ОАО «Татнефть» (1995-2002 г.г.), на республиканской комиссии по разработке нефтяных месторождений (РКР), ( г.Казань, 1999-2002 г.г.).
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 18 научных работ, в том числе 14 статей, и получено 4 патента РФ. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками ОАО «Татнефть» и НПО «Нефтегазтехнология» в 1998-2002 гг. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследования и обобщения данных, апробация новых методик и авторский надзор за проведением ОПР на месторождении.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 155 страницах машинописного текста и содержит 71 рисунок, 20 таблиц, список использованных источников из 155 наименований.
Теоретические исследования
Теоретическое обоснование циклического заводнения пластов было дано в 60-х годах М.Л. Сургучевим, А.А. Боксерманом, Ю.П. Желтовым, ВТ. Оганджанянцем и др. [22,23,118,119]. Первая оценка межсловных перетоков при переменном давлении на линии нагнетания была вьшолнена в 1967 году в работе А.А. Боксермана и Б.В. Шалимова [27]. С применением сложных формул был математически представлен первый цикл процесса, при этом решалась задача определения количества жидкости, перетекающей при импульсном нагнетании из одного пропластка в другой под влиянием градиента давления, направленного перпендикулярно напластованию.
Ввиду сложности математического сопровождения методика расчета практического применения не нашла, но она послужила толчком для развития теоретических основ циклического метода заводнения. В дальнейшем А.А. Боксерман и др. в работе [22] и В.Г. Оганджанянц [88, 28] изучали вопросы неустановившейся фильтрации несмешивающихся жидкостей в пласте при периодическом изменении давления или расхода воды на линии нагнетания.
Во всех этих работах реальный пласт представлялся в виде двухслойной системы с различной характеристикой слоев. В начале 70-х годов во ВНИИ под руководством О.Э. Цынковой была создана математическая модель нестационарных процессов [140]. Это ускорило проведение теоретических исследований циклического заводнения и послужило основой для проектирования технологий нестационарного заводнения на нефтяных месторождениях.
Создание математической модели способствовало проведению теоретических исследований нестационарных процессов для различных геолого-физических условий залегания пластов при разных параметрах, характеризующих технологический процесс (амплитуда колебаний расхода или давления, частота смены цикла, стадия разработки залежи и т.д.). Результаты теоретических исследований нестационарных процессов в пласте приведены в работах М.Л. Сургучева, А.А. Боксермана, Ю.П. Желтова, В.Г. Оганджанянца, Г.И. Баренблатта, А.Т. Горбунова, И.Н. Шарбатовой, О.Э. Цынковой и др.
Обобщение результатов теоретических исследований циклического заводнения приведено в работах М.Л. Сургучева, Г.И. Баренблатта, А.Т. Горбунова, В.Е. Гавуры, И.Н. Шарбатовой и др. [126, 150, 39, 46, 18, 6 и др.].
На основании проведенных исследований были определены физическая сущность метода и условия его эффективного применения. Впервые физическая сущность метода была сформулирована в 1965 году [23]. Циклический метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных пластах искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движения жидкостей и газа. В промысловых условиях неустановившееся давление и фильтрация жидкости в пласте могут быть созданы периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой жидкости при искусственном заводнении или циклическим отбором жидкости при естественном водонапорном режиме разработки пласта.
При неустановившемся состоянии в нефтяной залежи возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородном пласте между различными зонами, каналами и потоками жидкостей возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних слоев в другие, из трещин в блоки, а также изменяются направления потоков.
При стационарном заводнении неоднородных пластов часть запасов нефти в низко проницаемых прослоях или зонах остается не охваченной закачиваемой водой. Заводняемый пласт представляется как бессистемное чередование обводненных и нефтенасыщенных макропотоков. При создании в таких коллекторах периодически неустановившихся состояний, то есть попеременно изменяющихся, по величине и направлению градиентов гидродинамического давления, в нефтяном пласте возникают условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные малопроницаемые зоны и каналы и перемещения из них нефти в зоны активного дренирования.
Суть технологий циклического заводнения состоит в целенаправленном использовании пластовых упругих сил с целью достижения более полного охвата заводнением гидродинамически взаимосвязанных нефтенасыщенных участков неоднородного пласта. При этом чем больше сжимаемость пластовой системы, тем выше должны быть градиенты давления и тем интенсивнее будут перетоки жидкостей в неоднородном пласте за счет принудительного внедрения нагнетаемой воды в малопроницаемые участки.
Эффективность циклического заводнения зависит также и от капиллярной характеристики коллектора и насыщающих его жидкостей. Цикличность процесса заводнения создает условия для более эффективного использования капиллярных явлений. Известно, что в неоднородных пористых средах, избирательно лучше смачивающихся вытесняющей жидкостью, при стационарном состоянии происходит прямоточное и противоточное капиллярное впитывание воды из высокопроницаемых обводненных участков или трещин в гидродинамически связанные с ними малопроницаемые элементы или блоки пласта.
Благодаря периодическим изменениям условий воздействия в периоды повышения пластового давления в нефтяной залежи возникают градиенты давления в сторону малопроницамых элементов пласта, усиливающие процесс капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные участки. В период снижения пластового давления знак градиента гидродинамического давления меняется, и внедрившаяся в малопроницаемые участки вместе с нефтью вода получает возможность обратного перетока в высокопроницаемые участки. При этом из-за микронеоднородности пористой среды и ее гидрофильных свойств часть нефти в наименее мелких порах малопроницаемых участков залежи замещается под действием капиллярных сил водой. В каждом конкретном случае степень замещения нефти водой в малопроницаемых участках пласта зависит от физико-химических свойств пластовой системы "нефть - вода - порода", характера микронеоднородного строения пласта и его насыщенности водой.
Таким образом, эффективность циклического заводнения определяется двумя непрерывно связанными процессами: гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет, неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностъю среды; капиллярным замещением нефти водой в малопрошщаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностъю среды [39, 82, 5].
Анализ результатов опытно-промышленных работ и промышленного внедрения циклического заводнения
Привлекательность технологий, основанных на создании в пластах нестационарных процессов, состоит в отсутствии необходимости значительных затрат на их внедрение на промыслах. На любом месторождении, где обустроена система ППД и существует возможность регулирования давлениями и объемами нагнетания по участкам нагнетательных рядов или группам скважин, можно организовать циклическое заводнение. Циклическое заводнение испытывалось и применялось в промышленных масштабах, как составляющая системы разработки, в большинстве нефтедобывающих районах России и стран СНГ. Первые испытания в промышленных условиях в 60-70-е годы, анализ экспериментальных и теоретических исследований позволили сформулировать основные положения руководства по проектированию и применению циклического заводнения [109]. В 70-80-е годы по ряду месторождений составляются технологические схемы разработки с применением циклического заводнения, программы проведения опытно-промьппленных работ по циклике под руководством или при участии ВНИИ. Решением ЦКР МНП от 1 августа 1974 года при проектировании разработки месторождений наряду с вариантами обычного заводнения региональные НИПИнефть обязаны были рассматривать и варианты с циклическим заводнением.
О масштабах внедрения технологий циклического заводнения в России я странах СНГ говорится в работе [150]. Если с 1965 года опытно-промышленная закачка циклическим способом осуществлялась на 43 опытных участках 26 месторождений, то, начиная с 1975 года, метод циклического заводнения с переменой направлений фильтрационных потоков применялся на 118 участках и залежах 48 месторождений. Работы по внедрению циклического заводнения, в основном, проводились на месторождениях Западной Сибири, Татарии и Самарской области.
Следует отметить, что за рубежом циклическое заводнение широкого применения не получило. Если в работе [150] упоминается об испытании нестационарного заводнения в США (месторождения Спраберри и Мартенвил), в ГДР (месторождение Райнкенхаген) и в Чехословакии (месторождение Грушки-Север), то в обзорной статье[52] говорится об отсутствии подобных работ за рубежом в настоящее время.
В отечественной научной литературе имеется ряд публикаций о результатах применения циклического заводнения на конкретных месторождениях [120, 115, 37, 119, 58, 72, 12, 149, 20, 41, 47, 36, 74, 100, 102, 87, 145, ИЗ и др.], опубликовано несколько работ с обобщением опыта разработки при циклическом заводнении по отдельным регионам и в целом по отрасли [150, 39, 81, 82, 84 и др.]. Здесь мы остановимся на опыте применения технологий циклического заводнения на Ромашкинском месторождении.
Технологии циклического заводнения испытьшались в семидесятые годы (1972-1977гт) на пяти площадях пашийско-кьшовских отложений Ромашкин ского месторождения: Азнакаевской, Восточно-Сулеевской, Алькеевской, Южно-Ромашкинской и Абдрахмановской. В 1978 году на основании этих испытаний ВНИИ совместно с ТатНИПИнефть были составлены технологические схемы и программы по внедрению циклического заводнения на отдельных площадях Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений.
Кроме того, методы циклического заводнения испьпывались и применяются на отдельных залежах нижнего и среднего карбона Ромашкинского и других месторождений. В эксплуатационном объекте терригенного девона Ромашкинского месторождения выделяются восемь пластов (сверху вниз): До в кыновском горизонте, пласты "а", "бі", "6Y\ "63", "в", "г", "д" - в пашийском. Средняя нефтенасыщенная толщина находится в пределах от 16,2 (центральные площади в сводовой части) до 3 м (краевые площади); средняя проницаемость находится в пределах (по площадям) от 0,324 до 0,504 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях от 3,3 до 4,6 мГТас. Коэффициент расчлененности объекта от 5,3 (центральная площадь) до 1,5 (краевые площади) [50].
К началу испытания циклического заводнения на площадях было освоено линейное заводнение в нагнетательные ряды. Для испытания подбирались отдельные участки нагнетательных рядов, скважины которых обслуживались одной КНС. Эффективность циклического заводнения определялась по изменению обводненности и текущей добыче нефти окружающих скважин добывающего фонда. По отдельным скважинам и группам определялись характеристики вытеснения. Обычно применялась зависимость Qr,=f (QB) в полулогарифмических координатах [150]. Рассмотрим одну из названных выше площадей. Ромашкинское месторождение, Восточно-Сулеевская площадь. Средняя у нефтенасыщенная толщина равна 9 м, проницаемость 0,344 мкм , расчлененность 3,2. Средний коэффициент продуктивности равен 40,3 т/сутМПа. Вязкость нефти в пластовых условиях равна 3,6 мПас Испытания циклического заводнения проводились в период с 1973 по 1977 г.г. на восточном участке площади, включающем 14 нагнетательных скважин центрального разрезающего ряда и 31 добывающую скважину в прилегающих рядах (по два ряда с каждой стороны). Нестационарные процессы в пласте создавались чередованием объемов закачки в течение 15 суток с полной их остановкой на 15 суток. Испытания проводились только в летнее время. Вследствие отсутствия резервов по увеличению давления нагнетания средний уровень закачки на протяжении пяти лет испытания был на 30 % ниже уровня при стационарном заводнении. Для оценки эффективности циклического заводнения были отобраны 11 скважин, по которым не изменялись режимы их работы и не проводились другие мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов. За пять лет испытания технологии дополнительная добыча нефти составила 12,8 тыс. т, или 4 % от добычи при стационарном заводнении [150]. Таким образом, в период опытно-промышленных работ (1972-1977 г.г.) по испытанию циклического заводнения на Ромашкинском месторождении, проводилось апробирование и уточнение метода в разных геолого-физических условиях с подбором периода, давления и объемов закачки. Процесс нестационарной закачки воды с целью обеспечения колебаний давления в пласте осуществлялся делением рядов нагнетательных скважин на примерно равные группы и созданием по ним разнофазных условий нагнетания. Такая организация процесса наиболее удобна для рядных систем разработки. При этом создаются условия для активизации перемены направления фильтрационных потоков в пласте.
Общие сведения о разработке площади
Детальный анализ литературы, посвященной технологиям НЗ, показал их высокую эффективность по ряду месторождений, в том числе и по площадям Ромашкинского месторождения. Одной из площадей, ставших полигоном для испытания многих технологий НЗ, является Восточно-Сулеевская площадь [12]. Ниже мы рассмотрим результаты промышленного внедрения технологий НЗ на данной площади. Однако сначала остановимся на общих сведениях о разработке данной площади.
Восточно-Сулеевская вступила в промышленную разработку в 1955 году, закачка воды в пласты началась в 1956 г. Продолжительность разработки Восточно-Сулеевской площади составляет 48 лет, за этот период начальные извлекаемые запасы нефти выработаны на 88,8 % (таблица 2.1). В разрезе эксплуатационного объекта выделяются два горизонта До и Д. Горизонт Д[ разделяется на шесть пластов (рисунок 2.1). Верхний песчаный пласт «а» хорошо выдержан по площади. Пласты «61» и «62» имеют линзовидное строение различной ориентации, пласты «63» и «в» - с многочисленными зонами неколлектора, пласт «гд» хорошо выдержан и мощный, в основном водонасыщен [4, 83, 84, 49].
Максимальная добыча нефти 4226 тыс. т на Восточно-Сулеевской площади была достигнута в 1970 г. при обводненности добываемой продукции равной 37,88 % и отборе 39,8 % от введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти. Максимальный годовой отбор жидкости составлял 10392 тыс.т (1978 г.). Максимальный объем закачки воды - 11100 тыс.м3 (1980 г.). Динамика фонда скважин и их дебатов приведена на рисунках 2.2-2.4, текущие показатели разработки - на рис.2.5, накопленные отборы нефти и жидкости на рисунке 2.6..Динамика ввода начальных извлекаемых запасов нефти представлена на рисунке 2.7. Период стабильной добычи нефти на Восточно-Сулеевской площади поддерживался в течение 15 лет (1961-1975 гг.). Темп отбора нефти от введенных в разработку текущих извлекаемых запасов нефти в 2001 году составили 5,1 %.
На середину 2002 года на Восточно-Сулеевской площади фонд действующих добывающих скважин составляет 621 шт., нагнетательных - 298 шт., при этом соотношение действующих добывающих введенных в разработку скважин к нагнетательным составляет 2,1 доли ед. Таблица 2.1 Месторождение Ромашки некое Площадь Восточно-Сулеавская Горизонт Д0+Д1 Динамика показателей разработки В текущая добыча, тыст оS I8 накопленная добыча, тыст і со закачка воды, тыс мЗ фонд действующих скважин О Vв"Xm р .gg?8-І нефти жидкости нефти жидкости текущая накопленная добывающих нагнетательных 1 2. Динамика извлекаемых запасов нефти, ВНФ и действующего фонда скважин. Динамика распределения числа скважин по обводненности добываемой продукции приведена на рисунке 2.8. Соответственно, динамика распределения дебита скважин по нефти и жидкости в зависимости от обводненности добываемой продукции приведена на рисунках 2.9 и 2.10, а распределение годовой добычи нефти и жидкости также в зависимости от обводненности дано на рисунках 2.11 и 2.12.
Интенсивное возрастание числа скважин с обводненностью добываемой продукции от 50 до 90 % и более процентов с середины 60-х годов характеризуется снижением дебитов скважин по нефти по всем группам скважин, снижением годовых отборов нефти по безводным скважинам, снижением годовых отборов жидкости по группам скважин с обводненностью продукции менее 50 %.
В 2001 году добыча нефти, в основном, осуществлялась из скважин с обводненностью добываемой продукции более В настоящее время эксплуатация горизонта Д( осуществляется в период четвертой (завершающей) стадии разработки, характеризующейся медленным снижением годовых отборов нефти при стабильной добыче жидкости. В последние 17 лет обводненность добываемой продукции изменялась в интервале от 83,5 до 89,0 %, что обусловлено проведением эффективных ГТМ по стабилизации уровней добычи нефти и снижением объемов попутнодобываемой с нефтью воды, проведением ОПЗ скважин и широким внедрением гидродинамических МУН пластов.
Проанализируем более подробно изменение показателей разработки и эффективность выработки запасов с учетом совместной работы пласта, отбора нефти и закачки воды. 2.2. Структура балансовых, начальных подвижных и извлекаемых запасов нефти в анализ их выработки. Современное состояние разбуренности площади позволяет построить подробную, хорошо детализированную геологическую модель, опирающуюся на данные промыслово-геофизических исследований, материалы сесморазведочных работ, а также на анализы керна. Геологическая модель Восточно-Сулеевской площади была разработана в институте «ТатНИПИнефть» и усовершенствована совместно с автором в НПО "Нефтегазтехнология" [14, 34, 56, 98, 95, 96, 97] в плане уточнения распространения типов коллекторов н распределения запасов нефти объекта по пластам и типам коллекторов.
Проделанная работа обусловлена тем, что в период поздней эксплуатации, когда остаточные запасы в многопластовом объекте расчленены на многочисленные отдельные нефтенасьпценные участки, тупики и линзы основой анализа выработки запасов должны быть точные данные о начальном состоянии площади, распределении балансовых, подвижных и начальных извлекаемых запасов нефти по пластам и по площади. Все это требует дальнейшего совершенствования методик расчета балансовых [2], начальных подвижных н извлекаемых запасов нефти [64, 67, 68, 69] с детализацией до уровня "скважина-пласт". Ниже рассмотрена такая усовершенствованная методика.
Выработка запасов нефти по объектам разработки и типам коллекторов
Структурирование балансовых, начальных подвижных и извлекаемых запасов по пластам и типам коллекторов позволтло более подробно провести анализ выработки запасов. Для определения доли отобранных запасов нефти по пластам и типам коллекторов на основе математической модели фильтрации жидкостей НПО «Нефтегазтехнология» [103, 104] производилась оценка выработки запасов нефти с учетом изменения общей системы разработки и наличия зон слияния между пластами. Распределение доли отбора от начальных извлекаемых запасов нефти по пластам и типам коллекторов приведено на рисунке 2.25. Наиболее выработаны запасы нефти из первого типа коллектора по всем пластам горизонта Дь Самая низкая выработка запасов нефти, как и следовало ожидать, достигнута по третьему малопродуктивному типу коллекторов. Комплексный анализ разработки Восточно-Сулеевской площади яо всем пластам в отдельности показал, что не охвачены процессом активной фильтрации запасы нефти, сосредоточенные в изолированных линзах и полулинзах, в застойных и тупиковых зонах, а также в коллекторах третьего типа (см. рисунок 2.26). При совершенствовании системы разработки, отработке скважин до предельной обводненности добываемой продукции, вводе в активную разработку недренируемых запасов нефти (в том числе и за счет применения МУН), широком применении водоизолядионных работ и ОПЗ по стимуляции добычи нефти, а также оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, начальные извлекаемые запасы нефти и КИН могут быть повышены. Текущее состояние разработки горизонта До + Ді Восточно-Сулеевской площади на поздней стадии и направление фильтрационных потоков в пластах во многом определяются неравномерным площадным расположением нагнетательных скважин среди добывающих. Поэтому для повышения коэффициента нефтеизвлечения по пластам горизонта До + Ді наиболее приемлемой является проблема регулирования - добывающая скважина, работавшая на давный пласт - нагнетательная стажняа, работавшая на данный пласт Карта выработки от начальных извлекаемых запасов нефти пласта А горизонта Д1 Восточно-Сулеевской площади. фильтрационных потоков, например, технологией закачки потокоотклоняющих оторочек в отдельные нагнетательные скважины и изменением отборов жидкости по окружающим их добывающим скважинам, а также применение и создание новых технологий нестационарного нефтеизвлечения.
Подробный анализ текущего состояния разработки Восточно-Сулеевской площади позволяет сделать следующие выводы: 1. На картах выработки запасов выделяются области с низким показателем отбора от начальных извлекаемых запасов (что вызвано неравномерной выработкой коллекторов с послойной и зональной неоднородностью и многопластовостью объекта), в которых существующие технологии нефтевытеснения закачкой воды требуют коренного совершенствования. 2. Повышенные остаточные нефтеяасыщенные толщины пластов распределены по площади неравномерно и сосредоточены в зонах с высокой результирующей неоднородностью и пониженной коллекторской характеристикой пластов. 3. Для областей с повышенными остаточными нефтевасыщенными толщинами пластов характерны более низкие значения текущей обводненности добываемой продукции, чем в с реднем по площади из-за низкой эффективности заводнения. Таким образом, в сложившихся условиях невозможно достичь равномерной выработки запасов. Для более полного охвата заводнением запасов нефти, сосредоточенных в малопроницаемых и недренируемых областях на площади, применяются нестационарные технологии нефтеизвлечения. Опытно-промышленные работы по применению циклического заводнения на залежи горизонта Ді Восточно-Сулеевской площади были начаты в 1972 году в центральном разрезающем ряду. В последующем под циклический режим закачки были подключены линии дополнительного разрезания меридионального направления и отдельные очаги заводнения. Осуществление закачки в циклическом режиме противоположными рядами позволило дополнить нестационарное заводнение эффектом смены направления фильтрационных потоков. С 1989 года началось внедрение системы чередующего режима работы нагнетательных и добывающих скважин [12, 13, 81-84]. В настоящее время весь нагнетательный фонд площади эксплуатируется в режиме нестационарного заводнения. Влиянием нестационарного заводнения охвачено большинство добывающих скважин (рисунок 2.27). К 1988 году, то есть к моменту перевода на циклический режим работы как нагнетательных, так и добывающих скважин, отбор НИЗ составил по первому блоку 78,8 % при обводненности продукции 84,03 %, по второму блоку 73,8 % при обводненности 80,49 % (таблица 2.3, 2.4). Период разработки блоков в нестационарном режиме характеризуется стабильными отборами жидкости и пониженными темпами роста обводненности продукции (рисунок 2.28). Улучшилась динамика темпов отбора НИЗ от накопленной добычи нефти (рисунок 2.29), а прирост активных извлекаемых запасов за период 1988-2002 г.г. составил 3811,53 тыс. т по первому и 5044,11 тыс. т по второму блоку (таблицы 2.3, 2.4, рисунок 2.30).
Эффективность нестационарного заводнения по блокам определялась методами характеристик вытеснения. За 15 лет разработки в нестационарном режиме дополнительно добыто 3622211 т, в том числе 1784581 т по блоку I (таблица Ш приложения), 1837630 т по блоку 2 (таблица П2 приложения). За счет циклического заводнения текущая нефтеотдача повысилась на 1,6 %. Со временем эффективность технологий циклического заводнения снижается. В таблице 2.5 приведены результаты анализа показателей работы скважин в зовах нестационарного заводнения в течение 2000-2002 г.г. по блоку 1.
Из 346 скважин добывающего фонда первого блока к концу 1999 года из эксплуатации была выведена 41. Из оставшихся 305 двадцать были остановлены в период 2000-2002 г.г. Это преимущественно высокообводненные скважины, по которым в 2000-2001 г.г. положительного эффекта от нестационарного заводнения получить не удалось (таблица 2.5). Всего по рассматриваемому фонду добывающих скважин первого блока за период 2000-2002 г.г. дополнительно добыто 160928 т нефти, в среднем 527 т на одну скважину.
Из 305 скважин в 191 (62,6%) в течение 2000-2002 г.г. был получен положительный эффект от технологии нестационарного заводнения. В их числе ПО скважин из 139, работающих в режиме увеличения отборов жидкости. По этой группе получен основной прирост добычи нефти - 120853 т, или три четверти всего прироста по блоку (таблица 2.5).
По группе скважин, работающих в режиме ограничения отборов жидкости, положительный эффект за три года получен в 77 скважинах аз 146, или 52,7 %. В течение 2001-2002 г.г. в большинстве скважин этой группы происходило снижение эффекта (таблица 2.5). По этим скважинам необходим на основе более тщательного анализа подбор других технологий нестационарного заводнения или внедрение физико-химических методов ПНП
