Анализ состояния разработки Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения с применением методов повышения коэффициента нефтеизвле

При разбуривании пласта горизонта Д1 на всей протяженности трех рядов, примыкающих к Павловской площади, оказались нефтенасыщенными.

Наличие “белого пятна” не подтвердилось. Вследствие этого северная граница  Зеленогорской площади проведена по скважинам 950 и 1005, включая участок №15.

Дальнейшее разбуривание площади осуществлялось по проекту, составленному ТатНИИ в 1960 году. Восточную  часть северного блока этим проектным  документом рекомендовалось разбурить  по сетке 800х650 м, остальную часть площади – по сетке 600х400 м. Причем, восточные ряды эксплуатационных скважин северного блока располагались на расстоянии 1000 м от нагнетательного ряда.

За первый этап рекомендовалось  пробурить 310 эксплуатационных скважин  при общем фонде 946 скважин всех категорий за весь срок разработки. Этот этап разбуривания Зеленогорской площади, кроме центральной части, закончен в 1956 году по сетке 600х400 м.

Оставшиеся в центральной  части площади временно законсервированные запасы нефти, сосредоточенные в  полосе шириной 2-2,5 км вводились в разработку на основе технологической схемы, составленной ТатНИИ в 1966 году. Технологической схемой разработку центральной площади рекомендовалось осуществлять за счет бурения в 1968-1971 гг 3-х рядов скважин, в том числе 31 нагнетательной и 67 эксплуатационных скважин, причем на юго-западной половине площади предусматривалось применение продольного разрезания, а на северо-восточной половине – систему избирательного расположения нагнетательных скважин по сетке 600х600 м. Для интенсификации выработки запасов нефти в разрабатываемой зоне предложено пробурить 44 эксплуатационных скважин, создать к имеющимся 5 очагам еще три очага заводнения, осуществлять постепенно полный перевод всего фонда добывающих скважин на механизированный способ эксплуатации [2].

Дальнейшая разработка площади последовательно производилась согласно проектам, составленным ТатНИПИнефть в 1972 г и в 1976 гг соответственно. В настоящее время площадь разрабатывается согласно проекту, составленному ТатНИПИнефть в 1978 году.

На 01.01.2009г. с площади отобрано 84,3% от НИЗ, при текущей обводнённости 86,4%. Пробурены 4 новые скважины. Освоено под закачку 5 скважин. Введены из неработающего фонда 50 скважин со средним дебитом нефти 1,6 т/сут. Темп отбора от ТИЗ – 5,6%. Среднее пластовое давление в зоне отбора 15,9 Мпа. Среднее забойное давление в зоне отбора 8,0 Мпа. Текущий КИН – 0,386. Обеспеченность отборов жидкости закачкой  за текущий год составила 100%, с начала разработки – 101%. 

Продолжаются работы по созданию уточненного проекта  разработки площади. В рамках проектирования с целью дальнейшего совершенствования системы разработки Зеленогорской площади на основе переинтерпретированных геофизических данных, идет работа по размещению проектных точек для бурения, в том числе горизонтальных нагнетательных скважин в слабодренируемых зонах низкопроницаемых коллекторов [4].

 

3.2. Анализ текущего состояния разработки объекта. Оценка НИЗ и ВНФ по данным динамики добычи нефти и воды

 

Состояние разработки пластов  находится в тесной связи с  литологической неоднородностью. Применяются различные системы заводнения, состояние выработки запасов зависит от эффективности охвата заводнением по толщине  и по площади распространения продуктивных пластов. Поэтому, по результатам интерпретации всей геолого-промысловой информации был проведен детальный анализ развития процесса заводнения коллекторов с начала разработки площади. Результаты анализа обобщены в каталоге заводнения коллекторов и отображены на картах разработки.

В основе анализа заводнения коллекторов лежит динамика изменения обводненности продукции скважин, которая интерпретируется в зависимости от путей поступления флюида, а также от начальной и текущей насыщенности дренируемых пластов. В результате по каждой скважине, работающей с водой, устанавливается причина ее появления и в случае заводнения пласта с помощью аналитических методов, о возможности применения которых было доказано на материалах Миннибаевской площади и подтверждено на  Южно-Ромашкенской и Абдрахмановской площадях, рассчитывался коэффициент охвата по толщине. Геофизические методы при благоприятных условиях проведения исследований непосредственно фиксируют границу заводнения части коллектора. Это позволяет с гораздо меньшими ошибками оценить охват заводнением по толщине. Именно сопоставление этих  результатов и результатов, полученных аналитическим методом, позволило в конечном итоге сделать вывод о возможности использования последних. Вся информация по охвату заводнением по толщине в полной мере использовалась при построение карты  остаточных удельных запасов нефти горизонта Д1. Основные отборы по площади ведутся в районах высокого сосредоточения запасов первой категории, испытывающих влияние закачки: по пластам нижней пачки гд, на северо-востоке пласта а, т.е. участках площадного распространения коллекторов с высокими коллекторскими свойствами, а также по высокопродуктивным полосообразным зонам слияния коллекторов б2, бЗ, в. В этих районах отмечается интенсивное продвижение фронта закачиваемой воды.

С начала разработки производительная закачка воды в пласты горизонта Д1 составила 850,423 млн.м³ или 103,6% к отбору жидкости в пластовых условиях. Не по всем пластам горизонта Д1 отбор жидкости в достаточной мере компенсирован закачкой. Близко к оптимальному соотношение закачки к отбору по пластам: а-106,1%; б2-106,0%; б3-110,3%; г2-110,9%; г3д-106,5%, в то время как отборы жидкости по пластам б1, в, г1 обеспечены закачкой соответственно на 96,6%; 98,9%; 81,7%.

С 1972 г. началось снижение годовых  темпов отбора нефти от НИЗ по горизонту  Д1 в связи с падением добычи по пластам нижней пачки «гд». А с 1976 г. отмечается снижение добычи и по пластам верхней пачки. Это связано с быстро прогрессирующим обводнением и естественным истощением активно вырабатывающихся запасов в зонах интенсивных отборов.

В целом по горизонту Д1 по состоянию на 1.01.09 г. активной разработкой охвачено 292,863 млн. т. или 97,2% от НИЗ при текущем коэффициенте нефтеизвлечения 51,6%. Состояние выработки и структура запасов по группам коллекторов горизонта Д1 по данным работы приведены в таблице  3.1.

На верхней пачке наиболее выработаны пласты а и б2 (более 0,50 и 0,49 соответственно), наименее – б1 и б3 (0,42 и 0,44),причем последний содержит 10,4% балансовых запасов. Сравнительный анализ карт накопленных ВНФ по верхней пачке и карты проницаемостной неоднородности показывает, что максимальные ВНФ совпадают с участками максимальной неоднородности, что указывает на прорывы закачиваемой воды по наиболее высокопроницаемым пропласткам.                                              

Таблица 3.1.Состояние выработки и структура запасов горизонта Д1.

Пласт, коллек-тор	Геологические запасы, % от Д1	Начальные Извлекаемые Запасы, % от Д1	Накоплен-ный отбор, % от Д1	Текущий КИН, доли ед.	Текущие Извлекаемые Запасы, % от Д1
а	11,3	11	11,1	0,501	10,5
Б1	5,2	4,5	4,3	0,426	6,1
Б2	7,3	7,3	7,1	0,493	9,2
Б3	10,4	9,3	8,9	0,436	12,9
в	9,3	8,8	8,5	0,47	10,9
Г1	14,6	15,3	15,5	0,541	13,8
Г2	18,6	20,3	21	0,576	14,3
г3д	23,3	23,5	23,6	0,517	22,3
Д1	100	100	100	0,51	100
Кат. 1	87,5	92,9	94,2	0,55	80,3
Кат. 2	7,7	4,4	3,6	0,236	11,3
Кат. 3	4,8	2,7	2,2	0,232	7,9

 

Или 97,2% от НИЗ - это высокопродуктивные пласты относящееся к первой категории. Не вырабатываются запасы, рассеянные по многочисленным небольшим участкам и сравнение доли запасов в коллекторах 1 группы (высокопродуктивные, неглинистые) на верхней и нижней пачках показывает, что их доля в запасах нижней пачки остается более высокой . Так, 50,5% остаточных запасов нефти содержится в нижней пачке, и них доля коллекторов 1 группы составляет 90,4% с учетом ВНЗ и 45,3% на ЧНЗ. Всего 80,6% от остаточных извлекаемых запасов горизонта Д1 сосредоточены в высокопродуктивных коллекторах. Что касается коллекторов 2 и 3 групп (высокопродуктивные, глинистые и малопродуктивные), то, согласно. В последние десять лет наблюдается опережение темпа выработки запасов верхней пачки по сравнению с нижней. Это связано с бурением дополнительных скважин на верхнюю пачку, раздельной закачкой воды по пластам отключение высоко обводненных высокопродуктивных пластов в последние годы.

По состоянию на 1.01.09 г. не вырабатываются 8,290 млн.т. запасов, рассеянных по многочисленным небольшим участкам и приуроченных к пластам небольшой толщины (редко 2 м) с ухудшенными коллекторскими свойствами. Так, из оставшихся не вовлечёнными в активную разработку 8,290 млн.т. запасов. В коллекторах 1 категории сосредоточены 1,432 млн.т. или 17,3% от не вырабатывающихся запасов, которые разбросаны по периферийным и тупиковым зонам песчаных полей и полос; 4,050 млн.т. или 48,9% сосредоточены в коллекторах не испытывающих влияния закачки, и 2,808 млн.т. или 33,8% в коллекторах 2 категории.

Горизонт Д1 находится на последней стадии разработки, которая характеризуется выработкой основных НИЗ. На 1.01.09 г. активной разработкой охвачено 292,863 млн. т. приуроченных к пластам небольшой толщины (редко 2м) с ухудшенными коллекторскими свойствами (82,7% - 6,858 млн.т.) и в коллекторах первой категории разбросанных по периферийным и тупиковым зонам песчаных полей и полос (17,3% - 1,432 млн.т.).

Основными задачами для успешной дальнейшей разработки горизонта Д1 являются: упорядочение и отбор жидкости по отдельным пластам, вести работы по сокращению непроизводительной закачки с одновременной оптимальной компенсацией отборов жидкости по конкретным участкам и линзам.

 

 

     3.3. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов и ОПЗ

3.3.1. Внедренные методы  на объекте, их объемы и технологическая  эффективность по данным НГДУ  «Азнакаевскнефть»

 

На Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения  для увеличения нефтеотдачи применяется:

1. Имплозионное воздействие  на призабойную зону пласта.

 Сущностью имплозионного воздействия является механическая очистка призабойной зоны зы счет депрессии на призабойную зону пласта (ПЗП) в результате открытия клапана имплозионной камеры и мгновенного ее заполнения. Загрязненный флюид и механические примеси попадают внутрь камеры и клапан закрывается. Затем происходит обрушение столба жидкости, находящегося в стволе скважины, и происходит обработка ПЗП импульсом высокого давления. Процесс повторяется многократно с затуханием амплитуды колебаний давления.

2. Кислотный поверхностно-активный  состав (КПАС).

Эта технология имеет  несколько разновидностей приведем основные из них:

• Технология КПАС (КПАС с ингибитором солеотложений и растворителем солей (ИРС)).

Важной отличительной  особенностью КПАС от известных ПАВ-кислотных  составов является то, что микроэмульсионная  система КПАС не только хорошо очищает  призабойную зону пласта от асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО), солевых отложений и остатков буровых растворов, но и сохраняет после нейтрализации высокие нефтевытесняющие свойства и гидрофобизирующие свойства (за счет пептизации и перевода в воду нерастворимых полярных компонентов нефти в тонкодисперсное (коллоидное) состояние).

• Технология динамической кислотной ванны с КПАС (КПАС с ИРС): Технология динамической кислотной ванны применяется в тех случаях, где проведение традиционной кислотной ванны в статическом режиме не обеспечивает интенсивную очистку интервала перфорации и восстановление гидродинамической связи системы скважина-пласт. Также данная технология применяется в случаях значительной мощности пласта (более 5м), расчлененности (наличия более одного пропластка в интервале перфорации) и вертикальной неоднородности в призабойной зоне (изменение пористости пропластков по толщине пласта более чем в 1,2 раза).

• Технология направленной обработки КПАС.

Технология направленной обработки КПАС особенно эффективна в обводненных добывающих скважинах  за счет селективности закачки кислотного раствора в низкопроницаемые интервалы пласта.

• Технология глубокой обработки  КПАС

Глубокая обработка  КПАС включает закачку кислотного поверхностно-активного  состава в виде эмульсии обратного  типа в углеводородной фазе, что  значительно увеличивает фильтруемость КПАС и глубину его проникновения в пласт в виде концентрированного раствора.

3. Депрессионная перфорация.

Технология депрессионной  перфорации (ДП) предназначена:

-для очистки призабойной зоны скважины (ОПЗ) путём совмещения перфорации эксплуатационной колонны и создания депрессии на призабойную зону;

-для снижения максимального  давления при простреле, способствующее  сохранению качества цементного  камня, обсадной колонны и корпуса перфоратора.

При проведении депрессионной перфорации происходит разгерметизация имплозионной камеры. При этом создается разряжение  (депрессия)  в интервале прострела. Жидкость с загрязнениями из призабойной зоны мгновенно устремляется внутрь камеры через отверстия корпуса перфоратора .