Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА6
ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СШИТЫХ ПОЛИМЕРНЫХ СИСТЕМ НА ОБЪЕКТАХ АО "ТАТНЕФТЬ"
Первые испытания технологий полимерного воздействия на объектах АО "Татнефть" были начаты в 1973 г. на бобриковском горизонте Ромашкинского месторождения. Вязкость нефти колебалась от 50 до 200 мПа-с. В пласт закачивалась оторочка полимера размером 0,1-0,15 объема пор. Максимальная концентрация полимера в растворе составляла 0,2%. Всего было использовано 1500 т полимера, дополнительно было добыто 750 тыс.т нефти. Таким образом, удельная технологическая эффективность составила 500 т нефти на одну тонну закачанного полимера.
С 1993 г. начаты испытания технологии повышения охвата пласта заводнением путем закачки в пласт сшитых полимерных систем (СПС).
Испытания проводились на опытных участках Ромашкинского (девон) и Ивашкино-Мало-Сульчинского месторождений.
Выбор технологий осуществлялся на основе моделирования разработки объектов с использованием математической модели. Многовариантные расчеты позволили оптимизировать вариант технологии воздействия на пласт. В качестве оптимального варианта полимерного воздействия для указанных объектов была выбрана технология закачки в нагнетательные скважины композиции сшитой полимерной системы (СПС), состоящей из растворов полиакриламида (ПАА) и сшивателя - ацетата хрома (АХ) с концентрациями соответственно равными 0,3 % и 0,03 %.
Для реализации технологии по рекомендации НИВП "Нефтеотдача" были смонтированы установки приготовления и закачки композиций реагентов.
От внедрения данной технологии на указанных участках в 1994 году было дополнительно добыто соответственно 3,8 тыс. т и 2,6 тыс. т нефти. Полученные положительные результаты послужили основанием для увеличения в последующие годы объемов работ по полимерному воздействию на пласт, как на указанных, так и на других месторождениях Татарстана.
Если в 1994 году технология закачки СПС внедрялась только на семи скважинах опытных участков Ромашкинского и Ивашкино-Мало-Сульчинского месторождений, то в 1996 году - на 44
287
нагнетательных скважинах указанных и вновь выбранных месторождениях
На основе анализа промыслового материала осуществлена оценка эффективности внедряемых технологий с использованием метода характеристик вытеснения и адаптационной модели Показано, что в 1998 г в результате проведенных мероприятий с применением СПС дополнительно добыто 135,1 тыс.т. нефти, за весь период внедрения данного метода воздействия на выбранных участках дополнительно добыто 340,7 тыс. т нефти
Ниже приводятся результаты опытно-промышленных работ, оценка эффективности и сопоставление проектных показателей разработки с фактическими по каждому объекту воздействия.
6.1. НГДУ "НУРЛАТНЕФТЬ"
Ивашкино-Мало-Сульчинское месторождение, Турнейская залежь, второй блок
Краткая геолого-физическая характеристика объекта разработки
Турнейский ярус
В карбонатных отложениях турнейского яруса прослеживаются 4 пачки пластов-коллекторов, кизелковский Скз-1, черепецкий Сч-1, малевскоупинский Суп+мл-1, заволжский Сзв-1. Вся толщина продуктивных пород имеет сходный вещественный состав и структурные особенности.
Нефтевмещающие породы представлены известняками: полимиктовосгустковыми, органогенными и органогенно-детритовыми. Цементом служит тонко и мелкозернистый кальцит, тип цемента - поровый, общее количество цемента составляет 15-20% Преобладают первичные поры, но присутствуют вторичные поры выщелачивания, наблюдаются многочисленные микротрещины. Тип коллектора - трещиннопоровый. Нефтенасыщенные толщины продуктивного пласта колеблются от 4,4 до 42,4 м, составляя в среднем 23,2 м.
По керновым данным проницаемость верхнетурнейского подъяруса (кизелковско-черепецкого) составляет 0,043 мкм2, по данным i еофизических и гидродинамических исследований она в
288
5-10 раз выше, что говорит о существенной роли трещиноватое™ при фильтрации жидкости.
Нефтеносный коллектор неоднороден по разрезу. Нефть в турнейских отложениях вязкая, сернистая, парафинистая.
Основные геолого-физические параметры объекта приведены в таблице 6.1.
Таблица 6 1 Геолого-физическая характеристика турнейского яруса
Параметры
Величина
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи
Тип коллектор а
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, доли ед
Кефтенасыщенность, доли ед
Проницаемость, мкм2
Пластовая температура, °С
Пластовое давление, мПа
Давление насыщения нефти газом, мПа
Объемный коэффициент нефти, доли ед
Плотность нефти, г/см3
пластовой
поверхностной Газовый фактор, м^т
Коэффициент вытеснения нефти водой, доли ед Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с Балансовые запасынефти, тыс т
блок в целом
первоочередного участка - участка расширения Утвержденный коэффициент нефтеизвлечения, доли ед
1250
Массивный
Тр ещинн о-поровый
23,2
0,14
0,78
0,043
25
12,2
3,6
1,039
0,888 0,903
9,5 0,546 45,6
10154,0
2986,8
1900,0
0,32
Анализ текущего состояния разработки
Объектом полимерного воздействия является турнейская залежь 2-го блока с начальными балансовыми запасами, равными 10194 тыс. га. нефти.
Залежь разбурена по неравномерной сетке скважин с расстояниями 200-300 м. Добыча нефти осуществляется с 1972 года, заводнение - с 1981 года через приконтурные и внутриконтурные нагнетательные скважины разрезающего ряда, делящего купол примерно поровну на две части. Залежь осложнена зоной размыва пласта.
289
Для реализации технологии закачки полимерных систем первоначально выделен участок, расположенный в районе нагнетательных скважин №№ 1555, 1556, 1583,9047 и состоящий из 16 добывающих скважин (первоочередной участок). Затем, по результатам внедрения технологии на первоочередном участке, было принято решение о расширении объемов внедрения, подключив под воздействие СПС еще участок (участок расширения), состоящий из 10 добывающих и 4 нагнетательных скважин (Ж№ 1588, 1552, 1594, 1546А).
Схема расположения скважин показана на рис. 6.1. Разработка участка осуществляется низкими темпами отборов жидкости. В 1995 -1996 гг. наблюдался рост отборов нефти и жидкости, а также рост
Условные обозначения
• -скважины добывающие
*•* - скважины нагнетательные
f/. • первоочередной участок
j\\ - участок расширения
Рис. 6.1 Ивашкин о-Мало-Сульчинское месторождение. Схема расположения скважин участков полимерного воздействия
290
обводненности. Залежь участка обводняется закачиваемыми и посторонними водами, поступающими из нижележащих горизонтов из-за некачественного цемента в эксплуатационных колоннах ряда добывающих скважин.
Циклическая закачка сшитых полимерных систем проводится с октября 1993г. в скважины первоочередного участка (№№ 1555,1583, 1556, 9047). Всего по первоочередному участку было проведено 4 цикла закачки СПС: в 1993 - 1994 годы (сентябрь-октябрь) в 4 вышеперечисленные скважины, в 1996 году (июль) в 3 скважины из 4-х, в 1997 году (октябрь) - в 2 скважины.
В скважины участка расширения, закачка СПС произведена в 1995-1996 гг.
По состоянию на 1.01.99 г. действующий фонд скважин участка составляет 21 добывающая, 4 нагнетательных скважин. За 1998 г. из скважин участка отобрано 29,6 тпыс.т. нефти, 50,7 тыс.т. жидкости, обводненность составила 41,6%. Закачано 85,9 тыс.м3 воды, текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 169,4%. Основной фонд скважин (18 ед.) работает с дебитом нефти до 6 т/сут. Всего за весь период разработки из скважин участка добыто 1024,9 тыс.т. нефти (или 20,9% от начальных балансовых запасов) и 1247,1 тыс. т. жидкости. Накопленная закачка составила 1373,9 тыс.м3, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой - 110,2%.
Оценка эффективности полимерного воздействия
Определение эффективности полимерного воздействия осуществлялось по двум независимым методикам: адаптационной модели и характеристикам вытеснения.
В главе 2 подробно изложены принципы прогноза показателей разработки по характеристикам вытеснения. Показано, что этот метод включает в себя элементы субъективности и недостаточно точно прогнозирует дополнительно добытую нефть.
Расчет технологической эффективности по годам представлен в таблице 6.2. В этой таблице показаны величины дополнительной добычи нефти, определенные по двум методикам. Как видно из таблицы, величины дополнительной добычи нефти за период 1993-1998 гг., полученные по адаптационной модели и средняя по 3-м характеристикам вытеснения близки между собой (36,4 тыс.т. и 37,1 тыс.т.). Между тем, разброс этих величин по различным характеристикам вытеснения значителен (от 29 тыс.т до 51,8 тыс. т).
291
Таблица 6.2
Показатели эффективности полимерного воздействия на Ивашкино-Мало-Сульчкнском месторождении по состоянию на 1.01.1999 г.
Годы
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1993-1998
Дополнительная добыча
нефти по методикам, тыс.т:
Характеристики
вытеснения" 0,2 2,7 4,8 S 8,9 6,4 31
Lg vor=A+B*QH 0,3 3,3 5,7 9 17,9 15,6 51,8
Qn=A+B/Qac 0,2 2,4 4,4 6,2 8,8 6,9 28,9
Lg (н=А+В*Ож 0,23 2,8 5 7,7 11,8 9,6 37,1
Среднее по 0,1 5,7 6,2 5.7 10,6 8,1 36,4
характеристикам
Адаптационная модель
Расход полимера, т 8,5 7,1 12,5 31,2 6,2 0 65,5
Расход сшивателя, т 0,9 0,7 1,3 3,1 0,6 0 6,6
Удельная технологическая 10,6 730,8 449,3 166,2 1558,8 504,9
эффективность.
т.нефти/т реагента
Дополнительная добыча нефти по этому участку с начала полимерного воздействия составила 36.4 тыс.тонн, в том числе за 12 месяцев 1998 г. 8,1 тыс.т, что составляет 35,8% от годовой добычи нефти. Суммарная удельная эффективность составила 504,8 т нефти на 1 т реагента.
На рис. 6.2 приведено сопоставление фактических показателей разработки с проектными данными. Прогнозные показатели взяты из следующих проектных документоз: "Программа опытно-промышленных работ на первоочередном участке полимерного воздействия", 1993 г. "Технологический регламент на проведение работ по полимерному воздействию на пласт", 1994г. Из рис.6.2 видно, что фактические и проектные показатели разработки близки между собой.
292
О им т
-Q I
•е-
си
I ало
СО
Т
Ю а* О
ч
СК аса СО
I
Ш м
С
О
га °^—-----•-----•-----———•---------.----------
^ вооо тооо ко о эсоо икос пси о тгссо isoo.q i«oo istno leoo.n
Накопленная добыча жидкости, тыс. м3
Условные обозначения —•— прогноз с технологией -- -о- прогноз базовый —•—фактические показатели
1995 г - по состоянию на декабрь
Рис. 6.2 Ивашкино-Мало-Сульчкнское месторождение. Сопоставление фактических и прогнозных показателей разработки
Бурейкинское месторождение Бобриковский горизонт
Краткая геолого-физическая характеристика объекта разработки
Бурейкинское месторождение многопластовое, многозалежное. Сложено толщей осадочных пород, залегающей на эрозированной поверхности кристаллического фундамента.
Промышленная нефтеносность установлена в отложениях ве-рейского, башкирского, бобриковского и турнейского горизонтов.
В данной работе будет рассматриваться только залежь нефти в бобриковском горизонте.
293
В разрезе бобриковского горизонта выделяется три пласта -коллектора, индексируемые сверху вниз как С|6 р С С . Верхний пласт С]6 , хорошо выдержан по площади и по разрезу и прослеживается во всех скважинах месторождения. Пласт С1б отделяется от пласта С|6 3 пачкой аргиллитов незначительной толщины. За счет ее выклинивания пласты С 3 и С)6 2 сливаются, образуя единый нефтевытесняющий резервуар. По литолого-петрографическим особенностям пласты близки между собой.
Пласты - коллекторы представлены песчаниками кварцевыми, тонкозернистыми, известковистыми прослоями алевритистыми до перехода в алевролиты, тип коллектора - поровый.
Общая толщина бобриковского горизонта изменяется от 2,4 до 95,4 м. Средняя нефтенасыщенная толщина коллекторов равна 7,4 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности соответственно составляют 0,53 и 2,7. Количество прослоев по скважинам колеблется от 1 до 8. Коллекторские свойства определялись различными методами. Средняя пористость составляет 25%, нефтенасыщенность 0,940, проницаемость 0,517 мкм1. Геолого-физическая характеристика горизонта представлена в таблице 6.3.
Анализ текущего состояния разработки
Для осуществления полимерного воздействия на залежи нефти бобриковского горизонта, первоначально выбран участок из 3 нагнетательных (№№ 3962, 3963, 3964) и 17 добывающих скважин. Затем, работы по закачке химреагентов были расширены. Вновь выбранный участок состоит из 4 нагнетательных (К?№ 3968, 3969, 3974, 3975) и 20 добывающих скважин. Схема размещения скважин приведена на рис. 6.3.
Разработка залежи началась в 1982 году. Разбуривание залежи в пределах участков воздействия проводилось до 1996 г. До 1993 г. разработка осуществлялась при естественном режиме. С мая 1993 года производится закачка пресной воды, с февраля 1996 г. закачивается сточная.
Разработка осуществляется при непрерывном росте годовых отборов нефти и жидкости. Так, темп отбора нефти в 1995 году составлял 11,8% от начальных извлекаемых запасов, в 1997г. -20,1%; темп отбора жидкости в 1995 г. составлял 15,1%, в 1996 г. - 26,9%.
В 1995 году (с августа по декабрь) осуществлено ВУС-полимерное воздействие в 5 скважин из 7 (№Л° 3962, 3963, 3964, 3968, 3969). 294
Таблица б.З
Геолого-физическая характеристика бобриковского горизонта
Параметры
Величина
1400
Пласт ceo-свод се ая
Терри геновый
Слабая
9,77
0,22
0,94 0,517
0,53
2,7
14,3
25,0
3,2 1,032 0,896
5,03 0,612
73,6
1,16
9,3 100,0
3,1 60,0
3,1 8,2
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи
Тип кшлекггсра
Связь с законтурной зоной
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, доли ед
Нефтенасыщенность, доли ед
Проницаемость, мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед
Коэффициент расчлененности, доли ед
Начальное пластовое давление, мПа
Начальная пластовая температура, °С
Давление насыщения нефти газом, мПа
Обьемньй коэффициент нефти, доли ед
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3
Газовый фактор, r-rVr
Коэффициент вытеснэшя нефти водой, доли ед
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
Плотность пластовой воды в стандартных условиях, т/м3
Давление на устье нагнетательной скважины, мПа
Средняя приемистость нагнетательной скважины, м^сут
Содержание в нефти, %
- серы
смол силикагелевых
- парафина
асфальтенов_____________________________
В 1996 и в 1997 г.г. в эти же скважины проведена закачка сшитых полимерных систем с ежегодным объемом закачки 1500 м3 на скважину. После закачек химреагентов, осуществленных в 1995-1996 г.г. наблюдается снижение обводненности по залежи (в среднем на 1,8%). По ряду добывающих скважин наблюдалось снижение обводненности до 30%.
По состоянию на 1.01.99 г. разработка участка осуществляется 37 добывающими и 7 нагнетательными скважинами. По 2-м скважинам (№№ 3974, 3975) закачка воды не производилась в течение 1997-1998 г.г. из-за низкой приемистости. По остальным 5 скважинам закачка воды проводится циклически. Дебиты по скважинам участка изменяются в широких пределах: от 4 т/сут до 60 т/сут, причем 73% фонда работают с дебитом нефти до 18 т/сут.
295
#3901
•«84
•sue
* «we
•40S3
Условные обозначения
л • »•- k • - скважины доОывающда,натетательные.лроектные
- внешний юитур нефуеносяостя --------- - внутренний контур нефтеносности
- условная границ участка
\___'1 - первоочервдиои участок ^^сЛ - участок раси
Рис. 6 3 Схема расположения скважин на фильтрационном поднятии
Бурейкинского месторождения
296
Первоочередной участок
Разработка первоочередного участка в 1995-1996 г.г. осуществлялась с ростом годовых отборов нефти и жидкости. Так, темп отбора нефти в 1994 году составлял 5,9% от начальных извлекаемых запасов, в 1995 г. - 12,4%, в 1996 г. - 22,7%.
Темп отбора жидкости в 1994 г составлял 6,5%, в 1995 г. -15,1%, в 1996 г. - 27,4%. В 1997 г. отбор жидкости практически остался на прежнем уровне по сравнению с тем же периодом 1996 г. Отбор нефти несколько снизился. Обводненность составила 25,3%. В 1998 г. добыча нефти несколько снизилась, обводненность увеличилась на 10,5% и составила 35,8%.
Годовая компенсация отбора жидкости закачкой во времени снижается' в 1994 г. она составила 226,8%, в 1995 г. - 85,7%, в 1996 г. - 44,6%, в 1997 г. -19,6%, в 1998 г. - 32,9%.
До начала полимерного воздействия наблюдается, в основном, превышение объемов закачки над отбором жидкости. На поведение обводненности оказывает влияние уровень закачки, что свидетельствует о достаточно хорошей гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами.
После окончания ВУС-полимерного воздействия увеличились отборы нефти и снизилась обводненность, что свидетельствует о достаточно высокой эффективности полимерного воздействия.
По 13 скважинам участка из 17 наблюдается снижение обводненности По отдельным скважинам это снижение достигает десятков процентов. Так, в скв № 4086 обводненность с 75% (декабрь 1995 г ) снизилась до 12,2% (декабрь 1996 г.), в скв „4° 4088 за этот же период обводненность упала с 33 3% до 9.9%, в скв 4112-снизилась с 78,2% до 69%, в скв № 4117 - снизилась с 29,3% до 11,4%.
Участок расширения полимерного воздействии
Участок расположен южнее первоочередного (рис.6 3). В течение 1995 года введены в разработку 5 добывающих скважин, за счет чего произошло увеличение годовой добычи нефти и жидкости по сравнению с 1994 г. на 23 тыс.тп и 27,5 тпыс.т, соответственно Среднегодовая обводненность в 1995 году снизилась на 4,2% и составила 23,1%.
Годовая добыча нефти и жидкости в 1996 г увеличилась по сравнению с 1995 г на 15,8 тыс.т. и 21,2 тыс.т, соответственно. Среднегодовая обводненность осталась практически на уровне
297
Накопленная добыча жидкости, тыс. м3
Условные обозначения:
- • прогноз с
технологией
- - -в - прогноз базовый
—•— фактические
показатели
1995 г - по состоянию на декабрь
Рис. 6.4 Бурейкинское месторождение. Сопоставление фактических и прогнозных показателей разработки
6.2. НГДУ "ИРКЕННЕФТЬ"
Ромашкинское месторождение. Абдрахмановская площадь
Краткая геолого-физическая характеристика объектов воздействия
Абдрахмановская площадь является основной частью Ромашкин-ского месторождения. В строении толщи принимают участие отложения девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.
300
Основные промышленные скопления нефти приурочены к пашийскому горизонту верхнего девона (горизонт Д().
Горизонт Д) представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами служат хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Собственно, горизонт Д( состоит из 8 продуктивных пластов: Af, Б,, Б2, БЗ, В, Г,, Г,, Г3, Д, каждый из которых представлен одним или двумя пропластками. Пласты А,, Б,, Б2, Б3, составляющие верхнюю пачку, отделены аргиллитами от нижней пачки (пласты В, Г,, Г2, Г3, Д). Пласты нижней пачки, имеющие площадное распространение, являются наиболее продуктивными. Пласты верхней пачки и пласт в характеризуются линзовидным и полосообразным распространением коллекторов в меридиональном направлении. Ниже, в таблице 6.6 приведены средние показатели геолого-физических характеристик рассматриваемого горизонта.
Таблица 6 6
Геолого-физическая характеристика объектов разработки
Параметры Горизонт
Пашийский Бобриковский
Средняя глубина залегания, м 1750 1095
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 16,6 3,0
Средняя нефтенасыщенность, % 83,8 84,9
Средняя пористость, % 20,2 23,0
Проницаемость коллектора, мкм" 0.499 0,90
Начальное пластовое давление, мПа 17,5 11,4
Давление насыщения нефти газом, мПа 8,7 4,9
Газосодержание, MJ/T 62,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 3,5 22,1
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с 1,64 1.5
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3 1,18 1,16
Коэффициент вытеснения нефти водой, доли ед. 0,64 0,63
Для проведения опытных работ по осуществлению полимерного воздействия первоначально (в 1993 году) на девонской залежи был выбран участок в районе нагнетательной скважины № 13962 (КНС-131). Позднее на девонской залежи был намечен участок расширения в районе КНС-131, состоящий из 4 нагнетательных скважин - №-N° 819, 819Д, 9063, 9063Д, 23570.
Реагирующими добывающими скважинами для скв. № 13962 являются скв. №Ко 726, 727, 9124, 13804, 13807, 13828. На участке расширения под воздействием будет находиться 20 скважин.
301
Следует отметить, что все 8 пластов неравномерно присутствуют как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах. Это свидетельствует о том, что в пределах опытных участков наблюдается значительная зональная неоднородность указанных пластов как по площади, так и по толщине горизонта Дг Кроме зональной неоднородности наблюдается и слоистая неоднородность, обусловленная заметным различием показателей пористости и проницаемости. Наибольшее различие этих показателей характерно для пластов Б; и Б2. Так, например, в скважинах №№ 9124 и 13804 за счет слоистой неоднородности величины пористости меняются от 13 до 22%. Проницаемость изменяется от 0,032 до 1,134 мкм2. В то же время наиболее высокие показатели этих параметров наблюдаются по пласту Б в большинстве добывающих скважин опытного участка. Различие в ко л лекторских свойствах пластов сказывается на показателях разработки горизонта в целом, что выражается, в основном, в неравномерной выработке пластов.
Бобриковский горизонт (пласт Б )
2
Бобриковский горизонт визейского яруса нижнего карбона является эксплуатационным объектом залежи №9 Абдрахмановской площади. Литологически горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами, преимущественно мелкозернистыми, прослоями глинистыми. Зерна кварца, как правило, хорошо отсортированные, угловато-окатанные, изометричной или удлиненной формы. Размер зерен 0,2-0,5 мм. Укладка их ры? лая. Размер пор от 0,03 до 0,02 мм. Цемент в песчаниках развит незначительно и распределен неравномерно. Цемент, в основном, кремнистый, реже глинистый, каоленитово-гидрослюдистый. Коллекторские свойства песчаников в пластах высокие: пористость до 30% и более, проницаемость достигает 4-5 мкм2.
Алевролиты также имеют значительное развитие. Среди них выделяются три разновидности: крупнозернистые, разнозернистые и мелкозернистые. Пористость крупнозернистых алевролитов достигает 28%, проницаемость составляет 0,6-1,0 мкм2. Коллекторские характеристики разнозернистых алевролитов варьиоуют в широких пределах: пористость от 15 до 26%, проницаемость от 0,02 до 0,50 мкм2. Алевролиты мелкозернистые обычно плохо отсортированные и обладают низкими коллекторскими свойствами.
302
Прерывистое распространение и неоднородность пластов-коллекторов придают весьма сложную форму залежи в плане, которая, по существу, распадается на ряд отдельных обособленных участков. В разрезе пласта встречаются 1-2, реже 3-4 продуктивных пропластка.
В таблице 6.6 приводится краткая геолого-физическая характеристика объектов полимерного воздействия на Абдрахмановской площади.
Анализ текущего состояния разработки: Пашийский горизонт, участок скв. 13962
Этот участок разрабатывается с 1955 года, закачка воды начата в 1978 году, а полимерное воздействие - в 1993 г.
Для осуществления опытно-промышленных работ на залежи нефти пашийского горизонта выбран участок, состоящий из одной нагнетательной (13962) и шести окружающих добывающих скважин (№№ 726, 727, 9124, 13804, 13807, 13828). Схема размещения скважин приведена на рис. 6.5.
В 1996 г. произошло резкое снижение отборов нефти и жидкости по сравнению с 1995 г. (на 45,5%), обводненность осталась на прежнем уровне - 96,5%. За 1997 г. добыча нефти и жидкости несколько выросли и составили 7,9 тыс.тп и 219,5 тыс.т, соответственно, обводненность составила 96,4%. Закачка воды равна 76,2 тыс.м3, компенсация отбора закачкой 35%.
По состоянию на 1.01.99 г. действующий фонд добывающих скважин составляет 5 единиц. В 1998 г. из скважин добыто 10,6 тыс.т нефти и 217,6 тыс.т жидкости. Обводненность продукции составляла 95,1%. Накопленная добыча нефти на 1.01 99 г. достигла 3084,4 тыс.т, жидкости 13619,95 тыс.т.
Скважины обводняются водой с удельным весом 1,04-1,08 г/ см3. Дебит скважин по нефти менялся от 0,9 до 10,8 т/сут, по жидкости от 4,0 до 261,1 т/сут, составляя в среднем в 1998 г. 8,4 т./сут и 144,0 т/сут, соответственно. В 1998 году в нагнетательную скважину закачано 75,6 тыс.м3 воды. Компенсация отбора жидкости из скважин закачкой за весь период разработки составила 50%.
303
4523Д Т 54
23
^ 54 чти i '^ 9061;'
235 L. ' ч '-о-
13831
9060Д
'' * 14086
\ ^,
О :* 13607 \
13S2B -'-•
О 321
_13962 . ,
3347 Л - 1 1380В Л""?'
i 1 Т
14099 - , " ^9122
I40M 32^.^ -\9046 2i526 -J
.У" V V . ^
f* -скважина с перфор314ией
пласта "63" i; - скважина с перфорацией
пласта 'т2"ДЗ"
,'> - скважина в которой перфорированы гласты "&3" и "в"
* - скважина в которой перфорированы
лласты "б2"и"бз"
• - скважина в которой перфорированы
пласты "62" "63" и "s"
*•
S
/
нагнетательная скважина
-границы участка
Рис. 6 5 Схема размещения скважин Абдрахмановская площадь. Девон Участок скв 13962
304
Участок расширения
В результате успешных работ на опытном участке для расширения объемов внедрения полимерного воздействия выбран еще один участок на девонской залежи пашийского горизонта. На участке расширения закачку СПС осуществляли в 4 нагнетательные скважины - №№ 819, 819д, 9063, ЭОбЗд. Реагирующими добывающими выбраны 20 скважин (рис. 6 6). Участок, как и вся девонская залежь находится на поздней стадии разработки По состоянию на 1.01.99 г. в эксплуатации находилась 21 добывающая скважина. Накопленная добыча нефти по скважинам участка составляла 6701,6 тыс.тп, жидкости - 22076,9 тыс.т В 1998 г. добыто 590,2 тыс.т жидкости, из них только 24,7 тыс т нефти, обводненность равна 95,8%, удельный вес попутно добываемой воды меняется от 1,03 г/см3 до 1,08 г/см1 Все скважины участка обводняются закачиваемой водой. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти равен 4,0 т/сут, по жидкости - 95,2 т/сут.
В 1998 г. в нагнетательные скважины закачано 272,7 тыс.м3 воды, компенсация отбора закачкой составила 46%.
• 821 732
• 14116
2478
И4115
>820
И 3833
• 18960 *»819Д
«8843 * 729Д
>14104
• 91Э5
•3268
4-
23570
>23568 • 3346
«?* Ф - действующие нагнетательные, добывающие скважины
Рис, 6-6 Абдрахмановская площадь. Пашийский горизонт. Участок расширения
305
Бобриковский горизонт
Кроме участка расширения пашийского горизонта на Абдрахмановской площади выбраны 10 нагнетательных скважин на 1 блоке бобриковского горизонта 9-ой залежи Ромашкинского месторождения. Реагирующими добывающими скважинами для данного участка являются 32 скважины. Этот участок разрабатывается с 1980 г., закачка воды начата в 1993 г..
Анализ показывает, что годовой отбор нефти и жидкости снижался, а обводненность продукции росла до 1997 г. В 1997 г. добыча нефти осталась на уровне 1996 г., а обводненность уменьшилась на 3%. Закачка воды в 1992 и 1994 г.г. не проводилась, а в 1995 и в 1996 г.г. закачка превысила годовой отбор жидкости на 84 и 21% соответственно. В 1997г компенсация отбора жидкости закачкой составила 261%.
В 1998 г. в эксплуатации находилось 30 добывающих скважин. По состоянию на 1.01.99 г. добыча нефти с начала разработки данного участка составила 1306,5 тыс.т, жидкости 2302,1 тыс.т. В 1998 году добыто нефти 36,0 тыс.т, воды 60,6 тыс.т, обводненность продукции скважин равна 62,8%, что на 4,2% меньше чем в 1997 г. Дебиты скважин по нефти в среднем составляют 3,3 т/су т, меняясь от 0,3 до 18,0 т/сут, по жидкости - 9,0 т/сут (от 1,6 до 26,2 m/cym). Скважины обводняются пластовой и закачиваемой водой с удельным весом от 1,01 до 1,16 г/см3. За 1998 год на участке закачано 106,1 тыс.м3 воды, компенсация отбора жидкости закачкой равна 110%. Закачка ведется циклически.
Оценка эффективности проводимых мероприятий Участок CKB.NS 13962
Закачка сшитых полимерных систем на участке осуществляется с ноября 1993 года. В 1998г. закачка СПС по техническим причинам не проводилась. В табл. 6.7 представлена оценка эффективности по двум методикам: по характеристикам вытеснения и по адаптационной модели. Из всего набора характеристик выбраны те, которые, в основном, желательно применять на поздней стадии разработки, дающие коэффициент корреляции близкий к 1.
Анализ таблицы показывает, что величина дополнительной добычи нефти по характеристикам вытеснения (средняя по трем вь'бранным) близка к ее значению, полученному по адаптационной модели. И в
306
Таблица 6.7
Показатели эффективности полимерного воздействия на опытном участке скв. 13962 Абдрахмановской площади по состоянию на 1.01.1999г.
Годы
Методики расчета 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1993-1998
Дополнительная добыча
нефти по методикам, тыс. т:
Среднее по характеристикам
вытеснения 0,31 4,67 1,21 0,34 1,00 2,90 10,43
Адаптационная модель 0,64 5,06 1,35 0,73 1,50 3,50 12,78
Расход реагентов, т 6,8 3,6 5,0 5,4 2,8 0 23,6
Удельная технологическая 93,8 1405,0 270,4 135,2 535,7 541,4
эффективность,
т.нефти/т реагента
дальнейшем рекомендуется использовать адаптационную модель для оценки эффективность процесса.
Таким образом, дополнительная добыча нефти за весь срок реализации принятая по адаптационной модели составляет 12,8 тыс.т, удельная технологическая эффективности равна 542,4 т нефти/т реагента.
На рис.6.7 и в табл.6.8 представлено сравнение фактических показателей разработки с проектными данными. Прогнозные показатели взяты из "Программы 1993 года" и "Регламента 1995 года". Данные, представленные на рисунке и в таблице показывают хорошую сходимость фактического состояния разработки с проектными. Расхождение в величине дополнительной добычи нефти связано с тем, что фактически был закачан в четыре раза меньший объем СПС по сравнению с проектом.
307
Таблица 6.8
Ромашкинское месторождение, Абдрахмановская площадь, участок скважины 13962. Сопоставление фактических и прогнозных показателей разработки
Год Накопленная добыча нефти, тыс.т Обводненность, % Накопленная дополнительная добыча, тыс т Объем закачки СПС, тыс.м3
Факт Проект Факт Проект 1 Факт Проект Факт Проект
1989 2944.5 95,6
1990 2970,1 95,5
1991 2995,8 95,0
1992 3015,7 96,1
1993 3030.3 3036,3 96,3 94,2 0,6 3,5 зд 12
1994 3046,9 3058,1 65,4 93,8 5,7 8,7 1,7 12
1995 3059,2 3079-6 96,5 93.9 70 14,2 2,3 12
1996 3065,9 3100,9 96,5 94 7,8 20 2,5 12
1997 3073,8 3120,8 96,4 94,4 9,4 25 1,3 0
1998 3084,4 3131,9 95,1 94,6 12,8 27,7 0,0 0
Примечание: проект - "Методика и программа промысловых исследований и опытно-промышленных испытаний технологии полимерного воздействия на опытном участке Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения", Самара 1992 г, фонды АО "Татнефть"
л Г
10500.0 11000,0 115000 12000 С 125000 130000 135000 J4000.0 14500.0 150000
Накопленная добыча жидкости, тыс. м3
Условные обозначения: —•— прогноз с технологией ---о-- прогноз базовый —•—фактические показатели
1995 г - по состоянию на декабрь
Рис. 6.7 Ромашкинское месторождение. Абдрахмановская площадь. Участок скважины 13962. Сопоставление фактических и прогнозных показателей разработки 308
Участок расширения
Работы по закачке СПС на участке расширения на КНС-131 были начаты в 1996 году, но осуществлялись со значительными нарушениями технологических параметров, заложенных в регламент:
1. Закачка СПС осуществлена в 4 нагнетательные скважины вместо 5 (по регламенту).
2. Концентрация реагентов не соответствовала проектной и была занижена в три раза.
В 1997 г. закачка реагентов велась только в 3 скважины, концентрация реагентов была также занижена почти в два раза.
Поэтому, дополнительная добыча нефти за 1996-1998 г.г., принятая по адаптационной модели, составляет 5,0 гпыс.т (таблица 6.9), удельная технологическая эффективность равна 140,4 т нефти/т реагента.
На рис. 6.8 и в табл. 6.10 представлено сравнение фактических показателей разработки (в накопленных значениях) с проектными данными. Прогнозные показатели взяты из "Программы 1995 года" и "Регламента 1996 года".
Таблица 6.9
Показатели эффективности полимерного воздействия на участке расширения КНС-131 Абдрахмановской площади по состоянию на 1.01.1999г.
Методики расчета Годы
1996 1997 1998 1996-1998
Дополнительная добыча нефти по методикам, тыс.т: Среднее по характеристикам вытеснения Адаптационная модель 0 0 0,3 0,6 2,8 4,4 3,1 5,0
Расход реагентов, т 19,6 11,6 4,4 35,6
Удельная технологическая эффективность, т.нефти/т реагента 0,0 51,7 1000,0 140,4
309
Таблица 612
Ромашкинское месторождение, 9 залежь Бобриковский горизонт Сопоставление фактических и прогнозных показателей разработки
Год Накопленная добыча нефти, тыс т Обводненность, % Накопленная дополнительная добыча, тыс т Объем закачки СПС, тыс м*
Факт Проект Факт Проект Факт Проект Факт Проект
1989 905,9 43,0
1990 983,9 49,3
1991 1051,5 532
1992 1 104,7 62,7
1993 1143,1 67,7
1994 1172,3 67,4
1995 1207,7 65,5
1996 1239,0 1334,9 70,5 73,6 0,5 0,0 10 15
1997 1270,5 1368,8 67,5 68,2 5,8 7,4 17,5 15
1998 | 1306,5 1392,0 62,7 62,4 17,22 1 22,6 1 15,7 15
Примечание проект - "Технологический регламент на применение циклической закачки полимерных систем (СПС) на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения", 1996 г
ZOCfr аЭ°° g
Накопленная добыча жидкости, тыс. м3
Успо§ные обозначения
— -* — прогноз с технологией -о прогноз базовый
— • — фактические показатели 1995 г - по состоянию на декабрь
Рис б 9 Ромашкинское месторождение 9-ая залежь Бобриковский горизонт Сопоставление фактических и прогнозных показатетей разработки 312
6l3. НГДУ "ЯМАШНЕФТЬ"
Архангельское месторождение м' . , Краткая геолого-физическая характеристика объектов
разработки &•' Тульский горизонт
Архангельское нефтяное месторождение было введено в разработку в 1979 году
Промышленные скопления нефти приурочены к двум этажам нефтеносности" нижнему и среднему карбону. В отложениях нижнего карбона продуктивными являются терригенные отложения тульского горизонта В отложениях среднего карбона выделены карбонатные отложения башкирского яруса и верейского горизонта.
В тульском горизонте прослеживаются 4 пласта-коллектора Сэтл р С^^, С^з» С^^ Наиболее распространенным является пласт С^^ В этом пласте заключены основные промышленные запасы тульского горизонта Пласты сложены, в основном, мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, рыхлыми, слабо и среднесцементи рованными, прослоями в разной степени известковистыми, часто с примесью углистого материата
В бо чьшинстве скважин месторождения эти пласты представлены глинистыми разностями пород Средняя пористость по керновым данным составляет 22,2%, проницаемость - 0,467 мкм*, нефтенасыщенность - 84,3% Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 20,0 м, средневзвешенная толщина составляет 6,1 м
Верейский горизонт
Нефтеносность верейского горизонта связана с двумя пластами, залегающими в подошве горизонта СЕ 2, Св ., Пласты представлены преимущественно пористыми разностями форамнниферовых известняков, реже известняковыми раковинными песчаниками. В пласте CB 2 отмечается неравномерная перекристаллизация и вторичная минерализация В пласте Св 3 вторичные процессы выражены слабее, он более однороден Продуктивные пласты Св ., и С 3 разделены плотной глинисто-карбонатной перемычкой толщиной 0,5-3,4 л
Сверху продуктивные пласты перекрываются толщей известковых аргиллитов с прослоями глинистых алевролитов и известняков
313
толщиной 30-40 м. Коллекторские свойства продуктивных пластов изучались по лабораторным анализам керна. Пористость составляет 16,0%, проницаемость - 0,246 мкм2, нефтенасыщенность - 69%. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина-7,7 м. Интервал изменения от 6,0 до 14,2 м. Коллекторы пластов верейского горизонта - порового типа.
Результаты исследования продуктивных пластов показывают, что они обладают значительной неоднородностью как по разрезу, так и по площади.
Геолого-физические характеристики объектов, используемые при расчетах, приведены в табл. 6.13.
Таблица 6.13
Геолого-физическая характеристика объектов разработки
Параметры Горизонт
Тульский Верейский
Средняя глубина залегания, м 1000 850
Средняя нефтеначыщенная толщина, м 6,1 7,7
Средняя нефтенасыщенность, % 84,3 69,0
Средняя пористость, % 22,2 16,0
Проницаемость коллектора, мкм2 0,467 0,246
Начальное пластовое давление, мПа 11,0 8,8
Давление насыщения нефти газом, мПа 4,1 1,9
Газосодержание, м'/т 19,0 4,7
Объемный коэффициент для нефти, доли ел. 1,053 1,033
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 40,9 50,1
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с 1,61 1,56
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см 0,91 0,938
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3 1,15 1,354
Коэффициент вытеснения нефти водой, доли ед. 0,56 0,53
Коэффициент песчанитости, доли ед. 0,5 0,65
Коэффициент расчлененности, доли ед. 1.46 1,9
Балансовые запасы нефти по блоку, тыс.т 4427 5420
Проектный коэффициент нефтеотдачи, доли ед. 0,42 0,229
Анализ текущего состояния разработки Тульский горизонт
Архангельское нефтяное месторождение введено в эксплуатацию в 1979 году. Первый блок тульского горизонта разрабатывается с поддержанием пластового давления с 1981 г. Закачка пресной воды велась в приконтурные и внутриконтурные нагнетательные скважины, В результате этого интенсивно росла обводненность продукции
314
скважин. В 1993 году приконтурные нагнетательные скважины были отключены. Это привело к снижению обводненности продукции в целом по блоку с 64,4% в 1993 году до 56,7% в 1994 году.
Работы по осуществлению полимерного воздействия проводятся с 1995 года. В результате воздействия сшитыми полимерными системами обводненность снижалась, ив 1998 году она достигла 45.1%, адобыча нефти выросла с 36,9 тыс.т в 1994 г до 59,3 тыс.т в 1997 г.
Накопленная добыча нефти на 1.01.99г. составила 2026,7 тыс.т, жидкости - 3487,0 тыс.т. В 1998 году добыто 63,0 тыс.т нефти и 58,8 тыс.т воды. Обводненность продукции скважин варьировала в пределах от 11,0 до 99,2%, составляя в среднем 48,3%. Скважины обводняются закачиваемой и пластовой водой плотностью 1,01-1,16 г/см3.
По большинству скважин (13 скважин) дебит меняется от 0,1 до 4 т/сут, но в целом средний дебит нефти составляет 6,4 т/сут, жидкости - 13,0 т/сут. В 1998 г. закачано по участку 130,6 тыс.м3 воды, компенсация отбора жидкости закачкой составила 107%.
/ *У° 46ВО 411t 4112 4 0 -J"- * 41Д6 l^i
/О / П4674* • • ...I 4117 „- ° ' it
I 4326 u _ «гг • _j4116д ф (118 60Д i '• \
А_ / "гэ * "Т'в , «17 —О*\ I
* 4684 '.4681 *4682 • -i- "• ''f2' ^^^ 41*67 1 I
V*. г."" I*. чГМ-^ У.
*%* • - действующие нагнетательные, добывающие скважины
- скважины пьезометрические
Рис. 6.10 Архангельское месторождение. Тульский горизонт. I блок. Схема размещения скважин
315
Оценка эффективности проводимых мероприятий
• Закачку сшитых полимерных составов осуществит в октябре-ноябре 1995 года В 1996 1997 годах закачка СПС была проведена в плановые сроки с уточненными проектными параметрами но объемам реагента
В таблице б 14 приводятся результаты расчетов по методикам Из таблицы видно, что характеристики вытеснения дают дополнительную добычу нефти со значительным разбросом по своей величине Это объясняется тем, что для стадия разработки ) блока тульского горизонта с текущей обводненностью продукции око то 50% можно использовать только одну характеристику Lg vor=A+B-QH Остальные, традиционно используемые характеристики дают дополни тельную добычу нефти Б полтора раза меньше максимальной ее величины, что занижает среднее значение дополнительной добычи по характеристикам вытеснения В дальнейшем, для оценки эффективности от закачки СПС на данном объекте можно пользоваться адаптационной моделью Накопленная дополнительная добыча нефти на 1 01 99 г по адаптационной модели составляет 78,6 тыс т, средняя по характеристикам вытеснения - 66,6 тыс т Удельная технологическая эффективность за весь период внедрения технологии закачки СПС равна 833,2 т нефти/т реагентов
На рис 6 11 и в табл 6 15 представлено сопоставление лроекшых и фактических показателей разработки в накопленных значениях
Таблица 6 14
Показатели эффективности полимерного воздействия на 1 блоке Тульского горизонта по состоянию на 1 01 1999 г
Годы
Методики расчета 1995 1996 /997 1998 1995-1998
Дополнительная добыча нефти
по методикам, тыс.т.
Характеристики вытеснения
Lg vor=A+B*QH 0,^23 20,} 59 38,623 43,860 103,165 i
QH^A+B/дж 0334 11016 17,936 23,160 52,446
QH=A+B*lgQ»- 0,314 10015 15044 19,030 44403
Среднее по характеристикам 0390 13,730 23,842 28,680 66642 .
Адаптационная модель 0,926 I8,06S 28,227 31,350 78,568
Расход реагента, т (7,9 286 298 180 94,3
Удечьная технологическая э!7 6316 9472 1741 7 833,2 i \
эффективность, т неф.ти/т реагента
316
Таблица 6 15
Архангельское месторождение, Тульский горизонт
Сопоставление фактических и прогнозных показателей разработки
------ ' ------- • — 1 Год Накоп 1енная добыча нефти, тыс т Обводненность, % Накопленная дополните чьная добыча, тыс т Объем закачки СПС, тыс м3
Факт 1 Проект Факт Проект Факт Проект Факт Проект
1989 1533.3 39,7
1990 1602.0 57,9
1991 1665,5 59,9
1992 1727,5 54,6
1993 1772,6 644
1994 5809,5 56,7
1995 1854,4 1820,0 58,1 56,1 10 9,7 5,5 6,0
1996 1904,4 1863,4 55,0 55,7 18,9 25,1 8,7 9,0
1997 1963,7 1901,) 48,3 58,0 47,2 39,1 9,1 9,0
1998 2026,7 1975,4 48,3 60,3 78,6 66,7 _, 6,1 9,0
•е-
CD
\D О
со
X X
ш
=; с о *
СО
X
00 0 2700 0 2900 0 3100 О 3300 О Э500 0 37,00 О ЗЭОО 0 *
Накопленная добыча жидкости, тыс. м3
оэоо
ОВ50 CD О
X
OK» ^ _,
0750 0700 •е-0> Q CD r О
ОВ50 О ^
CD ф"
0600 •0550 Ф О X X шени
1 0500 tD о
c; X
с t—
о о
га
4 0*00 X
—•— прогноз с технологией —& — прогноз базовый —•—фактические показатели
1991 г - по состоянию на декабрь
Рис. 611 Архангельское месторождение Тульский горизонт Сопоставление фактических и прогнозных показателей
317
6.4. КОНТРОЛЬ НАД СОСТАВОМ И КАЧЕСТВОМ ЗАКАЧИВАЕМЫХ КОМПОЗИЦИЙ
Эффективность и успешность методов физико-химического воздействия во многом определяются соблюдением параметров технологии в процессе ее реализации
В этой связи необходимо осуществление контроля над составом закачиваемых композиций. Аналитический контроль осуществляется в лабораториях, созданных в 1996 г в НГДУ "Ямашнефть", "Нурлатнефтъ", "Иркеннефть", "Бавлынефгь", что обеспечивает возможность оперативного вмешательства и своевременного принятия решении о необходимости коррекции методик и технологии, применительно к условиям конкретных месторождений Татарстана при осуществлении закачки сшитых полимерных композиций Таким образом, выявляются и устраняются причины, оказывающие негативное влияние на эффективность процесса Наиболее важным параметром технологии является концентрация реагентов, входящих в состав закачиваемой в пласт композиции Поэтому необходимо поставить под особый контроль этот параметр, так как при концентрации полимера и сшивателя в растворе ниже критического значения гель в пласте не образуется (сшивка полимера отсутствует). Эффективность процесса при этом резко снижается.
21 06 98 07 07 9в
Дата
-ПАА
»- Ацетат хрома
- Гель не образуется
Рис 6 12 Динамика концентрации реагентов, определенная в лабораторных условиях КНС-22с НГДУ "Иркеннефть"

На главную страницу