Физико-химические процессы в отрасли. Ромашкинское месторождение.

Уникальное Ромашкинское месторождение, которое по международной классификации относится к супергигантам и входит в первую десятку крупнейших месторождений мира, было открыто в 1943 г.

Открытие Ромашкинского месторождения явилось подлинным триумфом геологической науки, продолжившей традиции прогрессивных ученых России и Казанского университета о связи поверхностных нефтепроявлений с залежами нефти на глубине.

Разведка месторождения  длилась более 50 лет, месторождение  было оконтурено и на нем разведаны  основные горизонты. Доразведка локально нефтеносных горизонтов девона и карбона продолжается.

Нефтеносность установлена  в 22 горизонтах девона и карбона, промышленные притоки получены в 18 горизонтах. Основным объектом добычи служат залежи нефти  терригенного девона, затем – терригенные  отложения нижнего карбона. Всего  выявлена 421 залежь.

Открытие и освоение Ромашкинского месторождения явилось большим вкладом нефтяников Татарстана в мировую нефтяную науку. Кроме передовых методов разведки и подготовки к освоению, на этом месторождении впервые в мировой практике в широком масштабе было успешно применено заводнение, позволившее ускорить извлечение запасов нефти из недр и значительно повысить нефтеотдачу пластов.

На основании обобщения  опыта ускоренной разведки Ромашкинского месторождения научно обоснована комплексная методика подготовки к разработке крупных нефтяных месторождений, заключающаяся в поэтапном проведении геолого-разведочных работ, целенаправленной работе по обобщению всех материалов геолого-физических исследований, повышении роли эксплуатационного бурения в изучении базисного и особенно вышележащих объектов за счет применения новых техники и технологии доразведки.

Ромашкинское месторождение уже несколько 10-летий является поистине полигоном, на котором испытываются многие новейшие технологии, оборудование, приборы и методы контроля и регулирования процессов разработки. На месторождении решаются проблемные вопросы по изучению влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу (основные площади месторождения), ускоренному созданию фронта заводнения (азнакаевский эксперимент), снижению давления на забое добывающих скважин ниже давления насыщения (ташлиярский эксперимент), улучшению выработки слабопроницаемых пластов и водонефтяного забора (Абдрахмановская, Западно-Лениногорская, Алькеевская, Восточно-Лениногорская площади), оптимизации давления нагнетания (Абдрахмановская площадь), применению гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), новых методов контроля и регулирования процессов разработки.

В области технологии разработки были решены следующие проблемы (Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б. и др., 1995):

• показаны основные недостатки методов заводнения для эксплуатации неоднородных расчлененных объектов, разбуренных единой сеткой скважин, и на этой основе уточнены принципы рациональной разработки месторождений, обеспечивающие полноту охвата пластов заводнением, улучшение условий дренирования запасов, опережающую выработку базисных пластов;
• обоснованы пути совершенствования систем разработки высокопродуктивных залежей маловязких нефтей, приуроченных к сложнопостроенным терригенным коллекторам достаточной проницаемости, обеспечивающие достижение высокой (до 50-60 %) нефтеотдачи;
• показаны особенности поздней стадии разработки месторождения и рекомендованы пути обеспечения наиболее полной отработки охваченных заводнением активных запасов нефти, научно обоснованы системы разработки, обеспечивающие ввод в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;
• решена проблема эффективной (с достижением нефтеотдачи до 40-45 %) системы разработки залежей нефти повышенной вязкости (до 60 мПа с) в терригенных коллекторах путем применения системы избирательного заводнения с закачкой воды в водоносные “окна” внутри залежи, применения физико-химических МУН, внедрения нестационарного заводнения, оптимизации давления нагнетания и плотности сеток скважин;
• научно обоснована эффективная система разработки залежей высоковязкой нефти (более 60 мПа с) в достаточно проницаемых терригенных коллекторах и обоснованы критерии применения методов заводнения для залежей высоковязких нефтей в карбонатных пластах;
• доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность, технико-экономические показатели разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы рациональности начального и конечного уплотнения сетки скважин, уточнены понятия резервного фонда и обоснованы методы их определения, обоснован принцип 2-х стадийного разбуривания и определены условия эффективности его применения, создана методика рационального разбуривания залежей с весьма неоднородными пластами;
• разработана методика разбуривания зонально неоднородных пластов, позволившая сократить число бурящихся непродуктивных скважин с 8-30 до 1-3 %;
• предложены новые способы контроля и классификации методов регулирования процессов разработки, обоснованы и внедрены различные модификации НЗ с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, уточнено понятие форсированного отбора жидкости, доказана высокая эффективность ввода в разработку недренируемых запасов, показаны пути существенного снижения добычи попутной воды и закачки воды на поздней стадии, обоснована большая роль водоизоляционных работ для регулирования выработки пластов неоднородного объекта;
• уточнена классификация современных методов воздействия на пласт и обоснованы геолого-физические критерии их применения, позволяющие существенно расширить диапазон применения методов заводнения и наиболее эффективных МУН;
• доказана высокая эффективность гидродинамических МУН, которые, согласно проведенным исследованиям, могут увеличить нефтеотдачу на 8-10 %, проведена переоценка приоритетности применения третичных МУН.

В результате отбор попутной воды был значительно уменьшен. Соответственно уменьшилась закачка воды, улучшились технико-экономические показатели разработки. Обводненность стабилизировалась на уровне 87 %. Водонефтяной фактор (ВНФ) составил всего 1,4. Напомним, что в I Генеральной схеме конечный ВНФ предусматривался равным 0,34. Затем в проектах разработки отдельных площадей ВНФ мог достигать 4,0-4,5, а в одной из специальных работ – и 7. Результаты регулирования последних лет свидетельствуют о возможности существенного снижения конечного ВНФ, которое в целом по месторождению, очевидно, не превысит 3.

Огромным достижением  коллектива нефтяников является то, что  такая обводненность на месторождении поддерживается около 20 лет за счет внедрения современных методов контроля и регулирования процессов разработки. В результате фактический отбор попутно извлекаемой воды ниже расчетного в 4 раза. Это было достигнуто за счет широкого применения современных гидродинамических (нестационарное заводнение, ввод недренируемых запасов, форсированный отбор жидкости) и третичных МУН в комплексе с большим объемом работ по стимуляции скважин, совершенствованию системы поддержания пластового давления, повседневной работе по повышению эффективности пробуренного фонда скважин и массовому применению современных методов контроля и регулирования процессов разработки. По нашему мнению, дальнейшее совершенствование методов контроля и регулирования процессов разработки позволит и дальше поддерживать обводненность на достигнутом уровне. Это существенно улучшает экономические показатели разработки месторождения.

Следующим главнейшим направлением обеспечения оптимальной динамики добычи нефти являлась непрерывная  работа по подготовке новых запасов. Прирост запасов в течение  всего периода разработки в значительной мере компенсировал добычу нефти (при  максимальной добыче воспроизводство  запасов превышало 80 %, на 3-й стадии разработки составляло около 70 %, в настоящее  время равно около 75 %). За счет разведки было приращено 30 %, доразведки пропущенных горизонтов – 26 %, переоценки запасов – 44 %. В табл. 1 показана динамика начальных запасов нефти по годам.

Применение внутриконтурного заводнения существенно уменьшило объемы буровых работ, сократило затраты на освоение месторождения, обеспечило интенсивную разработку месторождения и позволило достичь высоких технико-экономических показателей разработки.

Проектирование и развитие принципов разработки Ромашкинского месторождения производились в течение более чем 50 лет, и они неразрывно связаны с тремя Генеральными схемами разработки.

Первый этап проектирования разработки (1949-1956 гг.) завершился составлением и утверждением б.Министерством нефтяной промышленности I Генеральной схемы, составленной на период 1956-1965 гг. В этом документе были сформулированы 11 основных принципов разработки, часть из которых не нашла практического применения, а часть – претерпела коренные изменения в процессе внедрения. Незыблемыми оставались лишь принципы внутриконтурного заводнения и порядок освоения нагнетательных скважин в разрезающих рядах.

Второй этап проектирования разработки (1964-1968 гг.) завершился составлением и утверждением б.Миннефтепромом II Генеральной схемы развития добычи нефти из горизонтов Д1Д0 Ромашкинского месторождения на период до 1975 г. В этом документе были исключены принципы I Генеральной схемы, не нашедшие практического применения (многоэтапность системы разработки с ранним отключением обводненных скважин и батарейным переносом нагнетания, сгущение сетки скважин в зоне стягивания контуров нефтеносности), и изменены принципы заводнения (повышение давления нагнетания, дополнительное разрезание, очаговое заводнение, перенос нагнетания по отдельным скважинам), а также рекомендовалось снижение забойного давления до давления насыщения, отключение скважин при большей обводненности.

Третий этап проектирования разработки Ромашкинского месторождения (1968-1978 гг.) завершился утверждением б.Миннефтепромом в 1978 г. III Генеральной схемы на период до 1990 г., в которой были сформулированы 11 основополагающих прогрессивных принципов разработки.

Эти принципы разработки имели  большое теоретическое и практическое значение. Их внедрение дало возможность  повысить охват заводнением продуктивного горизонта, интенсифицировать выработку пластов и замедлить темпы падения добычи нефти из-за обводнения на 3 стадии разработки.

Сделанный нами анализ (1975-1979 гг.) показал, что внедрение положений I Генеральной схемы разработки Ромашкинского месторождения позволило бы вовлечь в разработку 52 % запасов и обеспечить конечную нефтеотдачу около 38 %, II – соответственно 78 и 42 %, III – около 90 и 49 %. Следовательно, даже в III Генеральной схеме не достигалась утвержденная нефтеотдача – 53 %.

Анализ, выполненный ТатНИПИнефти в 2004 г., показал более низкие значения коэффициентов нефтеотдачи, возможные при реализации предыдущих генеральных схем разработки.

В настоящее время составлена IV Генеральная схема разработки. I Генеральная схема разработки была обоснованием применения внутриконтурного заводнения, II – определяла основные положения его применения, III – направлена на совершенствование системы заводнения и обеспечение наиболее полного охвата пластов заводнением, а IV – определяет принципы разработки месторождения с учетом особенностей поздней стадии и выявленных в процессе эксплуатации недостатков системы заводнения. Последние можно сформулировать следующим образом [1-3]:

• при разработке неоднородных, расчлененных объектов не обеспечивается полнота охвата заводнением пластов, в результате чего не вовлекаются в разработку значительные трудноизвлекаемые запасы нефти, происходит разноскоростная выработка пластов, приводящая к преждевременному обводнению высокопроницаемых пластов;
• выработка оставшихся заводненных пластов осложняется тем, что остаточная нефть “запечатывается” закачанной водой, а в призабойной и близлежащих зонах пласта выпадают асфальтосмолопарафиновые осадки;
• ухудшаются свойства остаточной нефти в направлении, приводящем к образованию в пласте окисленной, осерненной, малоподвижной и неподвижной, биодеградированной нефти;
• создаются проблемы возможности извлечения оставшихся извлекаемых запасов из невырабатываемых или слабовырабатываемых, менее проницаемых, смежных с заводняемыми пластов по причине выпадения парафина вследствие снижения температуры (переохлаждения) пласта в результате закачки холодной воды и ухудшения свойств нефти (повышение вязкости, утяжеление, осернение);
• в процессе длительной разработки снижается проницаемость коллекторов как по изложенным причинам, так и из-за развивающихся в пластах деформационных процессов из-за снижения давления в процессе разработки (изменения степени раскрытости трещин, деформации и перемещения глинистого материала скелета породы), приводящих к техногенному снижению проницаемости пласта, а следовательно, и техногенному уменьшению продуктивности скважин.

Поскольку значительная часть  скважин Ромашкинского месторождения эксплуатировалась при существенном снижении пластового давления ниже начального и забойных давлений существенно ниже давления насыщения, то, очевидно, снижение их продуктивности из-за необратимых деформаций охватило достаточно большие объемы залежей.

Наряду с неизмененными нефтями, мы имеем дело со слабоизмененными или даже сильнопреобразованными нефтями. Это весьма осложняет выработку остаточных запасов.

Таким образом, в настоящее  время мы имеем дело с другим, техногенно измененным месторождением, новыми коллекторскими свойствами пластов, другим составом нефтей и газов, новыми гидрогеологическим, гидродинамическим, тепловым и физико-химическим режимами. Для рациональной разработки здесь нужны принципиально новые решения.

На рис. 8 показана классификация  запасов нефти при применении методов извлечения с учетом структуры  запасов и степени их охвата заводнением (Муслимов Р.Х., 2003; 2005).

В IV Генеральной схеме  для достижения проектной нефтеотдачи предусматривается использовать:

• широкое применение современных гидродинамических МУН (нестационарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, форсированный отбор на завершающей стадии разработки, выделение геологических тел, ввод недренируемых запасов по отработанным технологиям вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти);
• массированное внедрение третичных МУН (физико-химических: потокоотклоняющих технологий, преимущественно повышающих охват пластов заводнением, комплексных технологий, физических методов);
• широкое внедрение отработанных технологий водоизоляционных работ для регулирования разработки и ограничения добычи попутной воды;
• массовое применение эффективных методов обработки призабойных зон, стимуляции работы скважин и пластов (химические, физические, тепловые, термохимические, комплексные методы).

Для повышения нефтеотдачи сверх проектного уровня предусматривается осуществить следующие меры:

• продолжить исследования по формированию в залежи остаточных нефтей выделенных групп (малоизмененных и сильнопреобразованных), их количественной оценке по площадям месторождения и разработке методов их извлечения;
• улучшение первичного вскрытия пластов с применением растворов с нулевой отдачей, полимерных и других эффективных растворов, равновесного бурения, вскрытия пластов на депрессии, вскрытие пенными системами, аэрацией воздухом и т.д.;
• улучшение вторичного вскрытия пластов (бесперфораторное вскрытие, гидропескоструйная перфорация, сверлящие перфораторы, глубокопроникающая, вертикально-щелевая перфорация и др.);