Разработка технологических показателей Мелекесского горизонта

Коэффициент нефтеотдачи (kн). Коэффициентом нефтеотдачи называют отношение объёма нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки к первоначальному объёму нефти. Иными словами, коэффициентом отдачи называется отношение промышленного запаса к первоначальному запасу. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от литолого-физических свойств коллектора, свойств нефти, насыщающей пласт, темпа и системы разработки, метода эксплуатации и в значительной мере от режима пласта и свойств агента, вытесняющего нефть. Вследствие фазовой проницаемости 20 % нефти от объёма пор в пластах являются неизвлекаемым запасом даже при применении методов интенсификации и вторичных методов эксплуатации. Это подтверждается данными лабораторных исследований. Величину коэффициента нефтеотдачи обычно выбирают в зависимости от режима пласта: эффективный водонапорный режим - 0,6-0,8; эффективный режим газовой шапки - 0,5-0,7; неэффективный режим газовой шапки - 0,4-0,6; режим растворённого газа - 0,2 -0,4; гравитационный режим - 0,1-0,2.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от плотности сетки и размещения скважин на структуре. При уменьшении плотности размещения скважин коэффициент нефтеотдачи уменьшается при прочих равных условиях. Таким образом, при выборе значения коэффициента нефтеотдачи следует учитывать: опыт разработки аналогичных истощённых залежей нефти, режим работы пласта, наличие или отсутствие, а также метод воздействия на пласт, плотность размещения скважин, литолого-физическую характеристику пласта и свойства нефти и газа в пластовых условиях. Для контроля за полученным коэффициентом отдачи необходимы отбор кернов в истощённой части пласта и их анализ.

Плотность нефти (). При подсчёте запасов обычно принимают плотность нефти, определённую при стандартных условиях (при 20С) в лаборатории. Для расчёта берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин. В тех случаях, когда имеются данные определения глубинных проб нефти, вместо плотности при стандартных условиях () может быть взята плотность при пластовых условиях (пл). В этом случае при подсчёте запасов нефти пересчётный коэффициент в объёмную формулу вводить не следует. В объёмную формулу вместо вводят выражение пл/1 + G по соотношению:

2.1 Основные положения технологической схемы разработки залежи нефти Мелекесского горизонта

2.1.1 Выделение эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов

Согласно данным геологического стороения в мелекесском горизонте выделяются два гидродинамических изолированных пластовых комплекса: I и II пачки пластов. Соответствующие им нефтегазовые залежи имеют различные начальные положения ГНК и ВНК.

На момент выбора технологической схемы разработки мелекесского горизонта (1986г) 37 скважин добывали нефть из первой пачки, 123 из II пачки и 132 из I и II пачек одновременно. По продуктивной характеристике эти группы скважин мало отличаются друг от друга.

Геолого - физические свойства коллекторов и насыщающих жидкостей залежей I и II пачек пластов близки между собой.

Таким образом, исходя из близости продуктивной характеристики и геолого-физических свойств, залежи мелекесского горизонта могут быть объединены в один эксплуатационный объект.

Вместе с тем изолированность Iи II пачек пластов позволяет при необходимости рассматривать варианты их раздельной разработки.

2.1.2 Расчетные варианты разработки и их исходные характеристики

Основной задачей дальнейшей разработки мелекесского горизонта являлось увеличение темпов отбора нефти и повышение нефтеотдачи пластов.

Опытно - промышленные работы по закачке горячей воды показали необходимость рассмотрения возможностей расширения этого метода в промышленных масштабах.

Опытные работы проводились на участке с максимальной нефтенасыщенной толщей пластов. На остальной площади толщина пластов мелекесского горизонта значительно меньше. Следовательно эффективность метода закачки горячей воды при расширении его на остальную площадь залежей может быть ниже достигнутой на опытном участке. Согласно регламентирующих документов закачку теплоносителя предлагалось производить в пласты с нефтенасыщенной толщиной более 6м. При анализе результатов опытных работ на мелекесском горизонте отмечено слабое влияние закачки воды в зонах с толщиной нефтенасыщенных пропластков менее 3м.

На основании опытно-промышленных работ, рекомендаций и с учётом сложившейся системы размещения скважин для расширения метода закачки горячей воды выбран участок прямоугольной формы, расположенный параллельно широтному направлению сетки скважин мелекесского горизонта.

Рекомендуемый участок находится в области наибольшего распространения пропластков коллектора толщиной более 3 м включает в себя существующий участок опытно - промышленного заводнения.

По рекомендуемому участку рассмотрены шесть вариантов разработки. Исходные характеристики участка и вариантов разработки представлены в табл. 2.1. По состоянию на участке в эксплуатации находились 65 добывающих и 4 нагнетательные скважины. Накопленная добыча нефти равна 513 тыс. т, текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,093.

В первом варианте предусмотрено сохранение существующей системы разработки. В нагнетательные скважины опытного участка во всех вариантах будет продолжена закачка горячей воды. Отключение нагнетательных скважин планируется после обводнения и выхода из эксплуатации ближайших добывающих скважин. Остальная часть пласта в первом варианте планировалась разрабатываться на режиме растворённого газа. Данный вариант разработки выбран в качестве базового.

Второй, третий и четвёртый варианты предназначены для выбора плотности сетки скважин и системы заводнения.

Бурение и ввод в эксплуатацию новых добывающих и нагнетательных скважин планировался с 1990г. по 15 скважин в год.

В варианте 2 рассмотрена однорядная система заводнения при расстояниях между добывающими и нагнетательными скважинами до 500м, в варианте 3 - трёхрядная система заводнения с расстояниями между нагнетательными и скважинами ближайшего добывающего ряда до 200 м, в варианте 4 - однорядная система заводнения с расстояниями между добывающими и нагнетательными скважинами до 200м. В этих вариантах заканчивается в пласт "холодная" вода (кроме опытного участка) с температурой на устье не ниже 17°С. Для предотвращения снижения температуры ниже указанной, в холодное время года предусмотрен подогрев воды.

Технико-экономический анализ первых четырёх вариантов разработки показал, что лучшими технико-экономическими показателями характеризуется вариант 4.

Система и плоность размещения скважин варианта 4 приняты для рассмотрения вариантов 5 и 6 с закачкой горячей воды. Закачка воды планировалась при тех же параметрах, которые достигнуты на опытном участке.

В вариантах 1,2,3,4,5 все залежи мелекесского горизонта объединены в один эксплуатационный объект.

В варианте 6 предполагается последовательная выработка запасов нефти II и I пачек пластов. По мере обводнения II пачки добывающие и нагнетательные скважины предполагалось переводить для выработки нефти I пачки пластов.

Во всех вариантах в процессе разработки предусматривалось извлечение вместе с нефтью остаточных запасов газа газовых шапок.

2.2 История разработки Мелекесского горизонта (I и II пачки)

Нефтегазовая залежь мелекесского горизонта Бахметьевского месторождения введена в промышленную разработку с 1962 года на естественном режиме растворенного газа.

В период разработки, по мере изучения и уточнения геолого-промысловой характеристики залежей неоднократно составлялись проектные технологические документы (1961, 1978 и 1987 гг.) и производился пересчет запасов в 1962, 1967, 1980, 1982, 1988 гг.

С целью интенсификации разработки и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения производились следующие работы:

в 1966 году поддержание пластового давления с помощью закачки холодной воды;

в 1974 году электроподогрев призабойной зоны на нескольких скважинах;

в 1987 году на опытном участке метод внутрипластового влажного горения;

в 1994 году на двух скважинах термогазохимическое воздействие.

От воздействия на пласт всеми этими методами эффекта не получено.

Успешной оказалась закачка с 1982 года горячей воды (t=100 C) на опытном участке в две нагнетательные скважины. За первые три года эксперимента добыча нефти по опытному участку возросла в четыре раза, средний дебит нефти скважин увеличился более чем в шесть раз и продолжает в настоящее время оставаться на более высоком уровне, чем в среднем по залежи.

Значительного внимания заслуживает бурение и ввод в эксплуатацию в 1991-1993 гг. на залежи мелекесского горизонта в районе расположения опытного участка с термозаводнением одиннадцати горизонтальных скважин. При этом дебиты нефти горизонтальных скважин более чем в три раза выше по сравнению с дебитами вертикальных скважин.

В I пачке коллектор, вмещающий нефтегазовую залежь, распространен повсеместно.

Залежь пластовая, сводовая. Положение водонефтяного контакта определена на абсолютной отметке - 498 м, газонефтяного - на абсолютной отметке - 428 м. Размер залежи 9,0х 4,0 км, этаж нефтеностности 60 м, газоностности 10,3 м.

Залежь II пачки нефтегазовая, пластовая, сводовая. В ряде скважин песчаники II пачки заглинизированы или уплотнены, в связи с чем на западном крыле и в присводовой части поднятия выделены зоны отсутствия коллектора. Залежь частично экранирована на севере.

Положение водонефтяного контакта определено на абсолютной отметке - 563 м, газонефтяного на абсолютной отметке - 472 м. Размеры залежи 9,6х 5,0 км, этаж нефтеностности 91 м, газоностности 15,7 м.

Динамика основных технологических показателей приведена в табл. 2.2.

Таблица 2.2 Основные технологические показатели разработки мелекеского горизонта

За время разработки продуктивного мелекесского горизонта начиная с 1962 года до настоящего времени динамика технологических показателей характеризуется по трём основным периодам разработки:

I период с 1962 по 1978 год - рост годовой добычи нефти;

II период с 1978 по 1985 года - стабилизация годовой добычи нефти;

III период с 1985 по настоящее время -стабилизация годовой добычи нефти.

I период характеризуется увеличением фонда добывающих скважин за счёт бурения новых эксплуатационных скважин. С самого начала разработки мелекесского горизонта добыча велась насосным способом.

II период характеризуется продолжением увеличения фонда добывающих скважин, однако на фоне этого продолжается снижение пластового давления и растёт обводнённость нефти в ряде скважин. С 1982 года начинается применение различных способов воздействия на пласт: закачка холодной пресной воды, а также попутной воды в пласт с целью поддержания пластового давления; внедрение тепловых методов воздействия на пласт (внутрипластовое горение, закачка горячей воды в пласт).

III период характеризуется незначительным увеличением и стабилиза-цией фонда добывающих скважин, дальнейшим использованием метода теплового воздействия на пласт путём закачки горячей воды в пласт, а также внедрения передовых способов разработки продуктивного горизонта с целью увеличения нефтеотдачи пласта путём ввода в эксплуатацию 11 эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием ствола и применением передовых способов вскрытия и крепления продуктивного пласта.

Таким образом, залежь мелекесского горизонта находится на третьей стадии разработки. На 01.01.2003 года из залежи отобрана 88,681 тыс. т. нефти, 11,923 тыс. т. воды 100,604 тыс. т. жидкости при обводненности добываемой продукции 11,9%.

Количество закаченной в мелекесский горизонт воды составило 71 тыс. мі. Количество добывающих и нагнетательных скважин соответственно равно 382 ед. и 4 ед. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины составил: по нефти - 0,5т/сут, по жидкости - 0,6т/сут. Средняя приемистость одной нагнитательной скважины 200мі/сут. Степень выработки от начальных извлекаемых запасов достигла 57,3%. Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составил 1,53%. Текущий коэффициент отдачи достиг 0,136 при проектном 0,238.

2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи нефти Мелекесского горизонта

Основные проектные и фактические показатели разработки залежи нефти мелекесского горизонта приведены в табл. 2.3.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки произведено за период 1998-2002 гг., т.е. за последние пять лет.

Как видно из табл. 2.3., фактические значения годовой добычи нефти по всем анализируемым годам отстают от проектных на 32,52 тыс. т. в 1996 г., на 19,42 тыс. т. в 1997 г., на 13,3 тыс. т. в 1998 г., на 15,5 тыс. т. в 1999 г., на 12,6 тыс. т. в 2000 г. В 2001 фактическая превысила над проектным на 17,3 тыс.т., на 2,1 тыс.т. в 2002 г..

Этот факт объясняется тем, что фактический фонд действующих добывающих скважин так и не достиг проектных отметок, если брать по годам, это соответственно 8 скв., 34 скв., 37 скв., 46 скв., 52 скв. Как видно из табл. 2.3, количество добывающих скважин оставалось без изменения в 1997-2000 гг., в 2001г изменение на 11скв., а в 2002г. количество скв. снизилось по сравнению с 2000г. на 4 скв.

Годовая добыча жидкости за период 1996-2000 гг. изменялась в пределах 95-100 тыс. т. По проекту добыча жидкости должна была снизиться со 136 тыс. т. в 1996 г. до 129,4 тыс. т. к 2000 году.

Таким образом, фактические значения годовой добычи жидкости также отстают от проектных, в среднем на 30 тыс. т.

При этом годовая закачка по проекту должна была снизиться на 10 тыс. мі до 70 тыс. мі в 2000 году. Фактический объем годовой закачки был на уровне 73-75 тыс. мі. Таким образом, только в 1999 и 2000 годах наблюдается превышение фактических объемов закачки над проектными на 3-5 тыс. мі.

Количество действующих нагнетательных скважин фактически за 5 лет несколько превышало проектное, на 1 скважину в 1996-1999 годах, а к 2000 году эти значения стали равными и составили 5 единицы, а к 2002 -4 ед.

Обводненность добываемой продукции не достигла своих проектных отметок ни за один год и отставала от них на 6-10%. Проектные значения обводненности составляли 14-28%.

Средний дебит нефти одной скважины только к 2002 году достиг проектной отметки, равной 0,6 т/сут., в остальные годы происходило незначительное отставание фактических значений среднего дебита нефти одной скважины от проектных, примерно 0,1т/сут.

Такая же картина происходит и со средним дебитом жидкости одной скважины. Фактические значения его составляли примерно 0,6 т/сут. И отставала от проектных отметок в среднем также на 0,1 т/сут.

Из вышеизложенного следует сделать вывод, что необходимо дальнейшее интенсивное разбурование залежи нефти мелекесского горизонта с целью достижения запроектированного количества скважин.

Табл.2.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки залежи нефти мелекесского горизонта

2.4 Анализ эффективности работы существующей системы нагнетания воды по Мелекесскому горизонту

Одной из причин, вызывающих повышенный интерес к мелекесскому горизонту Бахметьевского месторождения является сравнительно большой остаточный запас нефти и трудность её извлечения без воздействия на пласт. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на режиме растворённого газа (являющимся естественным для данного горизонта) ожидается не выше 0,2.

Особенностью этого объекта является низкая проницаемость коллектора (менее 0,1мкмІ), наличие глинистых прослоев и нефтенасыщенных линз, изменчивая по площади нефтенасыщенная толщина пласта. Нефть характеризуется повышенной вязкостью и высоким содержанием смол (до 27 - 29%). Дебиты скважин низкие (0,5 - 2 т/сут).

В результате проведения опытно промышленных работ по закачке холодной воды в пласт был сделан вывод о её низкой эффективности. Одной из причин низкой эффективнсти заводнения является повышенная вязкость нефти и проявление неньютоновских свойств пластовой системы мелекесского горизонта.

Как наиболее перспективными методами были признаны тепловые, при которых могут изменяться вязкость, плотность, содержание смол и фракционный состав.

При тепловом воздействии следует поддерживать в пласте температуру, не превышающую некоторой минимально необходимой для данного месторождения температуры - эффективной температуры вытеснения. Эта температура определяется по графику зависимости вязкости нефти конкретного месторождения от температуры, то есть принимается в качестве эффективной то её значение, при котором дальнейшее повышение температуры практически не влияет на снижение вязкости нефти.

При проведении технико-экономической оценки эффективности опытной закачки горячей воды в пласт по группе добывающих скважин №№ 697, 699, 924, 1014, 1015 окружающих нагнетательные скважины №№ 700 и 1016 сравнивались фактические показатели добычи с расчётными, определёнными в предположении отсутствия закачки и добычи нефти за счёт естественного режима разработки.

Согласно расчётам, в период с 1983 по 1985 годы дополнительно добыто 35 тыс. т нефти, экономический эффект при этом составил 1135 тыс. руб.

Следует отметить, что около 31 тыс. т. дополнительной нефти в этот период получено из одной скважины 1015. Расчётным путём с помощью различных расчётных моделей пластов пока не удалось объяснить это явление. Аномально высокий дебит нефти в условиях мелекесского горизонта по - видимому связан с особенностями геологического строения пласта в области расположения скважины 1015 (например, повышенная ёмкость коллектора, благоприятное расположение непроницаемых и высокопроницаемых пропластков и т.д.), Предположительно большой дебит в скважине 1015 связан от воздействия на пласт закачки горячей воды.. При осуществлении опытно - промышленных работ температура нагнетаемой в пласт воды на забое скважины по технологической схеме должна составлять 150 °С.

Для обеспечения такой температуры были предложены подогреватели ПТ - 160/100М разработки института ВолгоградНИПИнефть. Однако в связи с тем, что указанные подогреватели изготовлены не на специальном котлостроительном заводе, их разрешено эксплуатировать при максимальной температуре воды на выходе 110°С.

По фактическим данным температура на устье нагнетательных скважин равна 101 - 103°С, а на забое от 60 до 70°С.

Установленные на опытном участке подогреватели ПТ - 160/100М не обладают достаточно высокой надёжностью: часто происходит прогорание труб, низкий коээффициент полезного действия, который составляет 55%.

С целью снижения потерь тепла по стволу нагнетательных скважин в технологической схеме предлагалось применить воздушную прослойку между двумя рядами труб с герметизацией межтрубного пространства в нижней части компоновки. Для этого были спущены два концентрических ряда насосно-компрессорных труб: внешний - с наружным диаметром 114,3 мм и внутренний - с наружным диаметром 73мм. На нижнем конце внешнего ряда НКТ устанавливался корпус узла герметизации кожуха, а на нижнем конце внутреннего ряда - стопор с резиновыми уплотнительными кольцами (разработка института ВолгорадНИПИнефть). Испытания на скважинах герметизирующего устройства показали, что уплотнительные кольца со временем начинают пропускать жидкость и эффективность теплоизоляции снижается.

Концы двух рядов насосно - компрессорных труб в нижней части жестко соединены между собой, поэтому возникла необходимость в установке на устье нагнетательных скважин системы компенсации перемещения внутренней насосно-компрессорной трубы. В технологической схеме для этого предусматривалось применение специальной устьевой арматуры, но в связи с тем, что эта устьевая арматура не была приобретена, на скважинах установили сальниковые компенсаторы удлинения, изготовленные силами механической мастерской НГДУ.

Вода для заводнения опытного участка подаётся на печи подогрева от городского водозабора р. Медведицы. Качество используемой воды достаточно стабильное, т.к. водозабор обеспечивает подачу подрусловых вод и, кроме того, перед насосами (МГР установлен отстойник объёмомІ5 мі. Вода р. Медведицы не содержит сульфатов и поэтому показателю является неблагоприятной для развития сульфатоостанавливающих бактерий. Опыт использования воды р. Медведицы (с января 1982г) свидетельствует, что её качественные показатели, определяющие фильтрационную характеристику при существующей схеме водозабора и подготовки является удовлетворительным, т.к. темп снижения приёмистости нагнетательных скважин не превышал 2,5 % в год.

При оценке возможности применения технологии ИДТВ на мелекесском горизонте Бахметьевского месторождения оказалось, что именно для данных условий эта технология по сравнению с существующей технологией закачки горячей воды не дала технологического эффекта. Причиной этого служит тип коллектора (поровый), в котором механизмы увеличения нефтеотдачи при ИДТВ не проявляются.

При условии сохранения существующей системы разработки (темпов и отборов закачки горячей воды) можно предположить: обводненность продукции равная 99% будет достигнута к 2036 году при нефтеотдаче равной 0,306, что на 0,106 долей единицы превышает нефтеотдачу при режиме растворенного газа, являющегося естественным для данного горизонта. Кроме того, можно сделать вывод, что применение обычного заводнения на мелекесском горизонте нецелесообразно, ввиду снижения приемистости нагнетательных скважин из-за выпадения смол и проявления неньютоновских свойств пластовой системы.

Исходя из расчетов, оптимальным вариантом разработки является технология воды с параметрами V=1,5Vпор и Т=80 С.

3. Техническая часть

3.1 Состояние фонда скважин мелекесского горизонта на 01.01.2003 г.

Эксплуатационный фонд скважин мелекесского горизонта на 01.01.2003г составил 454скважину. Изменения фонда скважин за отчётный период приведены в табл. 3.1. В консервации находятся 56скважин, контрольных 12 ед.

Табл. 3.1

Фонд скважин мелекесского горизонта на 01.01.2003г составил 454 скважин. Все скважины мелекесского горизонта работают глубинно - насосным методом. Для извлечения жидкости на поверхность применяются насосы НСН - 2 - 32, НСН - 2 - 43, НСН - 2 - 53. Глубина спуска колеблется от 500 до 600м. Скважины оборудованы станками - качалками 4 СК - 3, СК - 3, СКН - 5, средняя длина хода плунжера станков - качалок 2,1 м. Среднее число качаний - 8. Коэффициент подачи насосов 0,4 - 0,6.

В течение года проводились работы по улучшению использования фонда скважин. Скважины № 49, 868, 859, 724, 755, 760, 761 - ликвидированы, скважина № 752 переведена в контрольные, скважина № 103 возвращена с нижне - башкирского подъяруса, №290 с Б 1, а скважина № 684 переведена с бобриковского горизонта, но проведённый комплекс работ по интенсификации притока результатов не дал. Исходя из этого скважина подлежит ликвидации, как полностью обводнившаяся пластовой водой по I категории, пункт "б". Скважина № 173 законсервирована. Скважина № 954 переведена под нагнетание. Скважина № 157 возвращена и нижнебашкирского подъяруса. Скважины №№ 154, 197. 1123 возвращены на вышележащий горизонт из-за обводнённости пласта Б-1.

3.2 Анализ технологического режима работы добывающих скважин мелекесского горизонта на 01.01.2003 г.

Все скважины мелекесского горизонта работают с водой. Более 60% скважин работают с обводнением 70% и более. Среднесуточный дебит нефти составляет около 2 т в сутки, жидкости около 12 мі/сут. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,131 при проектном 0,24. За отчётный период из залежи добыто 88680 тонн нефти. Частичное падение добычи, по сравнению с 2001 годом составило 2,4т. т. нефти.

В связи с низкими коллекторскими свойствами мелекесского горизонта, а также низким коэффициентом продуктивности 0,01 - 0,02 т/сут для насосной эксплуатации применяются в основном станки качалки СКН - 3 - 1515; 4 СК 3 с длиной хода штока от 0,45 до 0,9 м. Число качаний зависит от динамического уровня в скважине (500 - 600м) и составляет в среднем от 4 до 8. Для подъёма продукции из скважины применяются в основном следующие типы глубинных насосов: НСН 2 - 44; НСН 2Б - 44, НН 2Б - 44, НСН 2 - 32. Глубины спуска насосов до кровли продуктивного горизонта 560 - 755м.

В основном технологические показатели (среднесуточный дебит нефти, жидкости, обводнённость, коэффициент подачи соотвествуют запланированным). В соответствии с технологическим режимом работы скважин мелекесского гориз...