Геологическое строение Вишанского нефтяного месторождения и рациональная разработка межсолевых и подсолевых залежей нефти (Припятской впадины)

Применение системы снизу - вверх оказалось возможным в результате внедрения технически более совершенного вращательного способа бурения с промывкой ствола скважины глинистым раствором и применение цементирования под давлением, что позволило вводить в разработку нижележащие горизонты до окончания эксплуатацией вышележащих, не подвергая их обводнению. При разработке месторождения по данной системе вышележащие продуктивные горизонты вводят в эксплуатацию последовательно после полного разбуривания нижележащего горизонта. Для применения этого метода необходимо провести разведочные работы, обеспечивающие освещение всей нефтеносной толщи месторождения [9, c. 96].

Система разработки снизу - вверх имеет следующие недостатки:

если нижний горизонт залегает глубоко, увеличивается объем бурения уже в начальную стадию разработки;

задерживается разработка вышележащих горизонтов;

преждевременный возврат на вышележащий горизонт приводит к недовыработке нефти их нижележащего горизонта.

Однако, эта система разработки имеет существенные преимущества перед системой сверху - вниз: уменьшается общий объем эксплуатационного бурения вследствие возврата с нижележащих горизонтов (после их выработки) на вышележащие путем перфорации, что сокращает объем капитальных затрат; ускоряются темпы освоения нефтяных месторождений и определение их промышленной ценности, так как имеется возможность отобрать керны и осуществить каротаж, позволяющий определить коллекторские свойства и нефтеносность вышележащих горизонтов; облегчается геологическая ориентировка в разрезе скважины, благодаря чему сокращается число разведочных скважин; уменьшается опасность глинизации нефтеносных пластов, приводящей иногда к значительной потере нефти.

Сущность комбинированной системы заключается в том, что каждый этаж разработки разбуривают самостоятельной серией скважин, внутри каждого этажа пласты разрабатывают по системе снизу - вверх, а порядок разбуривания самих этажей принимают любой: сверху - вниз, снизу - вверх или одновременно сверху - вниз и снизу - вверх.

Комбинированная система разработки характеризуется высокими технико-экономическими показателями; при применении в многопластовых месторождениях она обеспечивает:

быструю и эффективную разработку всего месторождения без вынужденной задержки разработки верхних или нижних горизонтов;

большую маневренность в выборе для разбуривания этажей разработки и базисных горизонтов без прекращения эксплуатацией горизонтов, дающих весьма низкую добычу;

общий геологический контроль за разработкой месторождения и проведение мероприятий по охране недр;

значительное повышение эффективности капиталовложений и сокращение объема капитальных затрат на бурение эксплуатационных скважин.

2.4 Разработка отдельного нефтяного горизонта

Разработка отдельного нефтяного горизонта характеризуется основными элементами: формой сетки расположения скважин, темпом разработки, методом воздействия на пласт [9, c.98].

По темпу разработки (разбуривания) различают сплошную и замедленную системы разработки продуктивного пласта. Сплошную систему разработки (понимая под этим быстрое разбуривание залежи) целесообразно применять для залежей нефти с режимом растворенного газа.

Сгущающаяся (замедленную) систему разработки следует принять для пластов, характеризующихся значительной фациальной изменчивостью или тектонической нарушенностью, вызывающими большое колебание по площади. Сгущающаяся система позволяет уточнять местоположение последующих эксплуатационных скважин и уменьшать число возможных неудачных скважин.

Применение ползущей (замедленной) системы разработки (разбуривания) пласта обусловливается:

1) недостаточной разведоностью пласта, когда число эксплуатационных скважин приходится увеличивать по мере приращения дополнительных разведанных фондов; такая система разработки оказывается вынужденной и является следствием запаздывания разведочных работ по сравнению с плановыми заданиями по добыче;

2) большими размерами продуктивной площади, когда одновременное бурение всех запроектированных эксплуатационных скважин по технико-экономическим соображениям невозможно и нецелесообразно;

3) избранной технологической схемой разработки пласта, например, при водонапорном режиме, когда пласт разбуривается посредством кольцевых батарей от периферии залежи к центру; в этом случае одновременная закладка более трех- четырех батарей при проведении законтурного нагнетания воды нецелесообразна из-за экранирования внутренней батареи более крайними. Применение ползущей системы разработки при этом требует последовательного наращивания новых батарей от периферии к центру по мере обводнения крайних.

Применение ползущей системы разработки с движением от разведанной части пласта к неразведанной является нерациональным.

Кроме темпа разработки (разбуривания) пласта следует различать темп выработки пласта. Темп выработки пласта определяют в процентах годовой добычи от балансовых запасов. Сравнение темпов отбора нефти (выработки пласта) по балансовым запасам позволяет боле эффективно их оценивать. Вопрос о темпах отбора имеет большое значение. Установление соответствующих темпов отбора нефти и оптимальных сроков разработки залежи является одной из важнейших задач проектирования и осуществления разработки. При установлении оптимальных темпов отбора следует учитывать не только мероприятия по воздействию на пласт, но и геологические факторы: форму залежи нефти, структуру порового пространства, литологическую однородность пород, свойства пластовых жидкостей и т. д. [4,c.314-315].

Порядок разбуривания пласта. В современных условиях, когда перед проектированием разработки осуществляется достаточно полный объем разведочных работ на месторождении, для залежей малого и среднего размера с геологической точки зрения является безразличным, в каком направлении будут передвигаться ряды эксплуатационных скважин - от центра к периферии или от периферии к центру. Для очень крупных залежей с большими промышленными запасами нефти и площадями нефтеносности, на которых проектируется более трех батарей скважин, система разработки от периферии к центру имеет ряд преимуществ перед системой разработки от центра к периферии. Для увеличения суммарного дебита при системе разработки от центра к периферии приходится бурить новые батареи скважин, что сильно снижает эффективность разработки. Всякого рода задержки в проведении законтурного заводнения особенно отражаются на разработке от центра к периферии, и пробуренная сначала сравнительно тесная группа центральных скважин оказывается в более тяжелом положении, чем периферийные скважины внешней батареи. Совершенно очевидно, что в зависимости от особенностей геологического строения пласта могут быть внесены коррективы.

Методы воздействия на пласт. Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Данное явление вызывается резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что, по-видимому, связано со вторичными процессами химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне водо-нефтяного контакта. Сопротивление движению воды в пласте оказывает не только увеличивающаяся вязкость нефти в приконтурной зоне, но и значительно ухудшающаяся в этой зоне проницаемость песков, обусловливаемая отложениями в порах породы твердых минеральных частиц вследствие взаимодействия в пласте воды, газа и нефти.

При увеличении содержания остаточной воды подвижность контура возрастает. Увеличение вязкости нефти снижает его подвижность. При уменьшении проницаемости пород в приконтурной зоне подвижность контура также значительно уменьшается.

Этими причинами объясняется отсутствие перемещения контура водоносности даже при большой разности пластового давления в нефтяной и водяной частях пласта. Следовательно, для пластов, характеризующихся отсутствием движения контурных вод, законтурное заводнение не может дать положительного эффекта. В этом случае возникает необходимость проводить нагнетание воды не в законтурную часть пласта, а в приконтурную, располагая нагнетательные скважины у края нефтяной залежи, где проницаемость лучше.

Размещение нагнетательных скважин на значительном расстоянии от нефтяной залежи приводит к уходу воды в более погруженную часть пласта, а расположение этих скважин в приконтурной зоне и в некоторых случаях даже в краевой части нефтяной залежи значительно увеличивает эффективность разработки.

Приведенные выше данные свидетельствуют об эффективности проектирования нагнетательных скважин в законтурной части пласта (и успешного проведения законтурного заводнения) при высокой проницаемости пластов в этой части залежи; наоборот, для пластов, отличающихся непостоянством коллекторских свойств, малой величиной проницаемости в законтурной части и повышенной вязкостью нефти в краевой части залежи, более эффективным является приконтурное заводнение [4, c.317-318].

Следовательно, для проектирования системы разработки большое значение имеет геологическая изученность краевых частей залежи. При изучении возможной подвижности контура необходимо учитывать:

1) вязкость нефти, в частности, в приконтурной зоне вблизи водо-нефтяного контакта, а также активность нефти и другие факторы;

2) проницаемость пласта, особенно в приконтурной зоне, малая проницаемость пласта в этой зоне может объясняться выпадением из воды карбонатов;

3) наличие в пласте глинистых компонентов, сильно разбухающих под действием контурных вод и закупоривающие поры пласта;

4) микробиологические процессы на контакте вода-нефть, приводящие к выпадению твердых осадков, закупоривающих поры, и т. д.

Законтурное заводнение применяется широко; метод весьма эффективен, особенно при хороших коллекторских свойствах пласта и полной его мощности в периферийной части.

При этой системе разработки предусматривается размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин кольцевыми рядами вдоль контуров нефтеносности. Такая система оказывается вполне эффективной при разработке ряда залежей нефти нередко больших размеров, приуроченных к пологим платформенным структурам.

При разработке крупных залежей нефти длинной 25-35 км и шириной 12-15 км, с площадью нефтеносности 200-400 км и более принимают расстояния между скважинами в рядах 400-500 м, а расстояния между рядами батарей скважин 500-600 м. На каждом крыле бурят шесть, а иногда восемь батарей эксплуатационных скважин. При проведении законтурного заводнения во избежание экранирования обычно бурят в первую очередь три батареи скважин. В этом случае, как показала практика разработки ряда месторождений, годовая добыча нефти достигает 7 % от промышленных запасов нефти. Однако при разработки крупных месторождений данный метод неэффективен, так как требует поэтапного переноса фронта нагнетания (вынужденное поэтапное отключение батарей скважин) и вызывает временную консервацию центральной части залежи на длительный срок. В связи с этим для таких скважин необходимо применять дополнительные мероприятия.

Законтурное заводнение дает значительный эффект и не имеет указанных выше недостатков при разработке залежей нефти средних и малых размеров, когда имеется не более четырех батарей скважин.

Благоприятными геологическими условиями при законтурном заводнении являются однородные коллекторские свойства пласта или лучшие коллекторские свойства в периферийной части складки. При резко ухудшенных коллекторских свойствах пласта в периферийной части складки или при наличии нарушений применять законтурное заводнение для всей залежи нерационально.

Осуществление законтурного заводнения с переносом фронта нагнетания до полного обводнения скважин крайней батареи может привести к неполному отбору запасов и большой потери нефти. Практика показала, что при полном обводнении скважин последующая форсированная эксплуатация их позволяла получать дополнительное количество нефти.

При внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Такую систему разработки применяют как для пластов с ухудшенной проницаемостью в законтурной и приконтурной зонах пласта, так и для пластов с очень большой площадью нефтеносности, для которой одного законтурного заводнения явно недостаточно [4,с.321].

Внутриконтурная закачка воды в нефтяную часть пласта нередко затрудняется из-за малой эффективной проницаемости пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин по сравнению с эффективной проницаемостью пласта в законтурной зоне при прочих равных условиях. Однако обработка специальными реагентами первых порций закачиваемой воды содействует отмывке нефти из пор призабойной зоны и обеспечивает эффективность закачки воды внутрь нефтяной залежи.

Для успешного проведения закачки воды внутрь нефтяной залежи необходимо тщательное геологическое изучение нефтяного пласта, позволяющее установить целесообразность и необходимость нагнетания воды и определить метод внутриконтурного заводнения с учетом получения требуемых технико-экономических показателей. В настоящее время применяют следующие методы внутриконтурного нагнетания воды.

Осевое (сводовое) нагнетание вод. Закачка воды производится в нагнетательные скважины, раположенные по осевой линии складки.

Осевое (сводовое) заводнение было осуществлено на месторождениях Уиссон (Арканзас) в 1948 г. и Келли-Снайдер (Западный Техас) в 1954 г. На обоих месторохдениях для поддержания пластового давления был пробурен разрезающий ряд нагнетательных скважин вдоль длинной оси овально вытянутого контура нефтеносности. Длина осевого разрезающего ряда нагнетательных скважин на месторождении Келли-Снайдер составила 23 км, а число нагнетательных скважин 53. Такой метод воздействия на пласт избран в связи со значительным ухудшением проницаемости и выклиниванием пласта в периферийной зоне.

Головное заводнение. Нагнетание воды производится в повышенные (головные) участки залежи нефти. Этот метод применяется на некоторых месторождениях Апшеронского полуострова в связи с ухудшением коллекторских свойств в законтурной зоне. Головное заводнение осуществляется или самостоятельно или одновременно с законтурным (или приконтурным) заводнением. Этот метод по существу аналогичен предыдущему, поскольку вода также закачивается в повышенные участки нефтеносных пластов.

Внутриконтурное нагнетание воды с разрезанием залежи нефти на ряд участков (или полос), разрабатываемых самостоятельно путем закачки воды в нагнетательные скважины, расположенные на границе вырезанного участка. Данный метод был предложен А. П. Крыловым для очень крупных пологих залежей нефти платформенного типа. Применение только законтурного заводнения для очень крупных залежей нефти, как уже указывалось, является недостаточным, так как приводит к длительной консервации центральной части залежи, и общий срок разработки затягивается. Для более эффективного использования запасов нефти в более короткие сроки предложено разрезать залежь нефти на ряд более мелких площадей размером приблизительно 200-300 кмІ. Это осуществляется путем бурения специальных рядов нагнетательных скважин с последующей закачкой в ней воды. После такого искусственного разрезания крупной залежи на ряд более мелких площадей каждая разрабатывается отдельно. Залежь разрезается обычно в направлении наибольшего понижения структуры пласта приблизительно вдоль соответствующих внутренних контуров нефтеносности пропластков; при этом пласт в направлении разрезания должен иметь наиболее полную мощность и достаточно хорошие коллекторские свойства.

2.5 Выбор рациональной системы разработки

При проектировании системы разработки нефтяного месторождения надо найти вариант лучший из всех возможных, с учетом выпускаемых промышленностью машин, нефтепромыслового оборудования и материалов [31, c.48].

Решение столь сложной задачи с учетом всего множества действующих и существенно влияющих факторов необходимо обоснованно математически строго упрощать. Такой путь существует - это можно сделать, принимая во внимание взаимную независимость действия факторов, последовательно оптимизируя разные стороны системы разработки месторождения.

Сначала надо выбрать геометрию сетки скважин, затем схему размещения нагнетательных скважин относительно добывающих, затем выделить эксплуатационные объекты, по каждому из эксплуатационных объектов определить рациональную плотность сетки скважин, по базовым сеткам объектов определить базовую сетку месторождения и в этой базовой сетки объектов, наконец, принять точку начала и направление разбуривания и построения системы разработки месторождения.

Принимая зональную неоднородность, прерывистость нефтяных пластов и недостаточную точность определения формы контуров нефтеносности, систему разработки месторождения надо строить изнутри, от центра к периферии, добавляя независимо работающие ячейки скважин, сочетая промышленную разработку с доразведкой.

Сетка скважин может быть равномерной или неравномерной. Неравномерная сетка - с увеличенным расстоянием между рядами скважин и уменьшенным расстоянием между скважинами в ряду, со сгущением сетки к центру участка, блока или залежи. Равномерная сетка - треугольная или квадратная.Существует доказательство преимущества равномерной сетки по сравнению с неравномерной: равномерная более полно вскрывает прерывистые нефтяные пласты, прерывистость которых на этапе проектирования, до бурения проектных скважин, остается неизвестной. В условиях хаотической зональной неоднородности и неизвестности локальных особенностей геологического строения лучше равномерная сетка. А в процессе разбуривания, при уточнении геологического строения пластов, когда на одних участках желательна более редкая сетка, а на других участках более густая сетка скважин, лучше всего равномерная квадратная сетка, которую проще всего разрежать и сгущать, которая в динамике оказывается наиболее равномерной сеткой.

Размещение нагнетательных скважин среди добывающих может быть: рядами или рассредоточено в окружении добывающих; если рядами, то в полосе между двумя нагнетательными рядами может быть от одного до пяти - семи добывающих рядов; если равномерно рассредоточено, то по пятиточечной, обращенной семиточечной, обращенной девятиточечной или какой-либо другой схеме площадного заводнения; если рассредоточено избирательно, то избирательные нагнетательные выделяют после бурения скважин и выявления локальных особенностей геологического строения нефтяных пластов. Проще всего к избирательному заводнению переходить от обращенной девятиточечной схемы площадного заводнения. Переход будет состоять в переключении скважин на общем сборном пункте с нефтесборной линии на линию нагнетательную.

Определение схемы размещения нагнетательных скважин среди добывающих и соотношения добывающих и нагнетательных скважин надо делать по условию максимума удельного дебита на проектную скважину или минимума фильтрационного сопротивления для отбора нефти [31, c. 48-49].

Чем больше разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, тем выше дебит на проектную скважину. Поэтому забойное давление нагнетательных скважин должно быть насколько возможно высоким, но ниже давления гидроразрыва пласта. Забойное давление добывающих определяется по условию максимума общего дебита на проектную скважину (вместе добывающие и нагнетательные) с учетом снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения. В случае высокого давления нагнетания и рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин забойное давление добывающих скважин целесообразно держать на уровне давления насыщения.

Выделение эксплуатационных объектов с самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин осуществляется по условию максимума величины среднего дебита нефти на скважину за время достижения заданной нефтиотдачи пластов.

При увеличении числа пластов в эксплуатационном объекте увеличивается начальный максимальный (амплитудный) дебит на скважину, но одновременно увеличивается неравномерность вытеснения нефти (расчетная послойная неоднородность) и уменьшается средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости. Рациональное выделение эксплуатационных объектов должно увеличивать средний дебит нефти в скважину. Таким образом, объединение пластов в объекты должно быть технологически и экономически эффективным и технологически осуществимым. Необходимо отметить, что при выделении чрезмерно большого числа объектов с небольшими средними эффективными толщинами увеличивается доля нефтяной площади, где по каждому из объектов эффективная толщина меньше минимально допустимой (например, меньше 2 м) и нельзя бурить скважины, соответственно уменьшается охват запасов нефти разбуриванием и уменьшается нефтеотдача пластов.

Главной частью выбора рациональной системы разработки месторождения является определение рациональной плотности сетки скважин по каждому выделенному эксплуатационному объекту. Это делается с учетом экономических, технологических (геологических и гидродинамических) и технических параметров.

Экономические параметры включают в себя цену за 1 т нефти, в интегральном виде все налоги на реализацию, затраты на транспортировку нефти до рынка, после чего остается цена 1 т нефти для нефтедобывающего предприятия, которая учитывается при оптимизации, кроме того, удельные капитальные затраты на 1 скважину и резервируемые затраты на ликвидацию 1 скважины после выполнения ею своей технологической функции, нормативы текущих экономических затрат и норматив платы за банковский кредит, который используется при дисконтировании экономических эффектов и затрат в последующие годы.

Технологические и технические параметры включают в себя амплитудный дебит нефти на скважину, общее число скважин, введенные в разработку геологические запасы нефти, коэффициент вытеснения нефти агентом, ряд коэффициентов, отражающих влияние зональной и послойной неоднородности по проницаемости и прерывистости пластов на их нефтеотдачу и зависимость суммарного отбора нефти от суммарного отбора жидкости, и долговечность скважины.

Рациональным считается такое общее число скважин, при котором достигается максимум приведенного чистого экономического эффекта от разработки рассматриваемого эксплуатационного объекта.

Судя по этому критерию рациональности все разведанные геологические запасы нефти, принятые на баланс, можно разделить на три типа: промышленные, трудноизвлекаемые и непромышленные. Промышленные запасы - это те запасы, которые при существующей цене нефти и действующих налогах разрабатывать экономически рентабельно. Трудноизвлекаемые - те, которые экономически рентабельно разрабатывать при условии частичного или полного освобождения от налогов. Непромышленные - те, которые даже при полном освобождении от налогов разрабатывать экономически нерентабельно [31, c.32].

Поскольку на величину экономического эффекта, конечную нефтеотдачу пластов и общее количество проектных скважин серьезно влияет ограниченная долговечность скважин, то ради увеличения долговечности, экономического эффекта и нефтеотдачи пластов надо проектировать применение эксплуатационных обсадных колонн диаметром 6'' и более. При таких увеличенных колоннах в скважинах можно эффективно проводить капитальные ремонты, и эти скважины будут полноценно работать.

3. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ВИШАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Вишанское нефтяное месторождение введено в промышленную разработку в 1972г [32, c.19].

Основным объектом разработки является подсолевая залежь, включающая залежи саргаевского, семилукского, воронежского горизонтов. Задонский и ланский горизонты являются отдельными объектами разработки.

Разработка подсолевой залежи начата 04.70г. вводом в эксплуатацию добывающих скв. 2, 5. Закачка воды с целью поддержания пластового давления начата в законтурную часть залежи 02.1971г. в скв. 36, 32, 7, 19. К этому времени из залежи было отобрано 250 тыс. т нефти (2,2% от НИЗ). Пластовое давление в зоне отбора снизилось до 29 МПа.

В 1972 - 1973г., с целью повышения пластового давления, начато внутриконтурное заводнение в скв. 5, 26 восточного и скв. 34, 35 западного разрезающего ряда. К началу внедрения внутриконтурного заводнения накопленная добыча нефти составила 941,2 тыс.т (8,7% от НИЗ). Пластовое давление в зоне отбора снизилось до 19,5 МПа, накопленная компенсация отбора закачкой составляла 27,4%. Первоочередными, в 1972г. начали обводняться скв. 5, 30, 34. На обводнение этих скважин повлияла закачка начатая в 1971г. в законтурные нагнетательные скв. 36, 32, 7, 19.

Внутриконтурная закачка от всего объема закачки составляла: 1972г. - 29.4%, 1973г. - 64.9%, 1974г. - 74.1%. С началом внутриконтурного заводнения началось интенсивное обводнение залежи, и в 1978г. весь эксплуатационный фонд работал с достаточно высокой обводненностью. Таким образом, обводнение скважин и залежи в целом связано с началом внутриконтурного заводнения.

Считалось, так как закачка воды в скважины разрезающих рядов велась одновременно в залежи саргаевского, семилукского, воронежского горизонтов, то и обводнение должно было идти одновременно по всем трем залежам. Однако, анализ профилей притока и приемистости показал, что коэффициент работающей мощности составлял в среднем 0,14. Такой незначительный охват разработкой по мощности приводит к опережающей выработке запасов из пропластков с лучшими емкостно-фильтрационными характеристиками. Учитывая распространение нефтенасыщенных мощностей в нагнетательных скважинах разрезающих рядов (таблица 4.1), фильтрационные характеристики пород-коллекторов, значения коэффициента гидропроводности, можно предположить:

- в основном обводнялась залежь семилукского горизонта, имеющая лучшие коллекторские, фильтрационные характеристики и низкие значения коэффициента расчлененности (1,3 - 2,7),

- на восточном участке залежи саргаевский и воронежский горизонты обводнялись более быстрыми темпами чем на западном,

- центральный участок залежи обводнился быстрее из-за двустороннего влияния внутриконтурного заводнения,

Таблица 3- Эффективные нефтенасыщенные мощности [32, c. 20]

№ скв.	Эффективная нефтенасыщенная мощность, м
	sr	sm	vr
26	13,2	4,2	8,6
38	5,2	9,8	1,6
34	2,4	26,8	3,2
35	2,2	9,2	2,0
Гидропроводность, 10-11м3/Па*с	100-200	100-700	20-30

По состоянию на 1.07.2000г. обводненность продукции следующая:

	sr	sm	vr
Западный участок	40-90%	95%	0-90%
Центральный участок	50-70%	88-96%	62-90%
Восточный участок	90-95%	86-90%	99%

Данные по обводнению (рисунок 21-22) еще раз подтверждают вывод о том, что на восточном участке залежи саргаевский и воронежский горизонты обводнялись более быстрыми темпами, чем на западном.

Согласно исследованиям, проведенным лабораторий нефтепромысловой гидрогеологии, использование для ППД пресных вод привело к тому, что практически весь катагенетический галит, находившийся на путях фильтрации, был растворен и вынесен попутными водами. Некоторое его количество осталось лишь в пределах узкой полосы, непосредственно примыкающей к экранирующему залежь с юга разрывному нарушению, что свидетельствует о меньшей выработанности запасов нефти на участках залежи: на западном - район скв. 57, 101,58, 114, 92, 113, 112; на центральном - район скв. 111, 110, 102; на восточном - район скв. 39, 70, 15.

Обобщая вышеизложенное, следует сделать выводы: между зоной отбора и законтурной областью существует затрудненная гидродинамическая связь, обводнение добывающих скважин происходило от внутриконтурного заводнения и носило селективный характер, в первую очередь обводнялась залежь семилукского горизонта, существует реальная возможность восстановления ликвидированных скважин с целью довыработки саргаевского и воронежского горизонтов.

В пределах залежи елецко-задонского горизонта, согласно геологического строения, выделено два участка - западный и восточный. Западный участок характеризуется следующими показателями: темп отбора от НИЗ - 0,17%, отобрано от НИЗ - 4,15%, система разработки - без поддержания пластового давления, на режиме истощения, стадия разработки - первая.

По состоянию на 1.01.2000г. в действующем фонде четыре добывающих скважины (76, 126, 127, 200). Все скважины оборудованы ШГН. Скважины работают с дебитами 1,5 т/сут - 0,2 т/сут.

По мере ввода в эксплуатацию добывающих скважин, добыча нефти увеличивалась и достигла максимальной величины в 1996г. - 10,4 тыс.т (1,4% от НИЗ) в связи с вводом в эксплуатацию наиболее продуктивной скв. 127. В последующие годы добыча нефти снижается.

Основной причиной снижения добычи нефти являются низкие уровни (Нд - 1900м) в связи с отсутствием закачки. В 1999г. добыча нефти составила 1,27 тыс.т (0,17% от НИЗ, 0,18% от ТИЗ).

Основной объем всей добытой нефти получено из скв. 127 (60% от всей добычи).

Основной проблемой разработки данной залежи является повышенная вязкость нефти (6,16 Мпа*с) и отсутствие закачки из-за трудностей ее организации для условий высоковязких нефтей.

В связи с отсутствием ППД пластовое давление снижается (рис. 2.6) и на 1.01.2000г. составляет 10,1 МПа. Отбор на 1 МПа снижения давления - 1535 т.

Основным мероприятием, проводимым по скважинам с целью повышения добычи нефти является оптимизация насосного оборудования (регулярная смена насосов). Положительный эффект получен в скв. 200 от СКО, проведенной 08.98г. Продолжительность эффекта - 4 месяца. Проведенные ГТМ значительного влияния на добычу нефти не оказали (рисунок 4.7).

Восточный участок елецко-задонской залежи характеризуется темпом отбора от НИЗ - 0,38%, отбором от НИЗ - 1,19%, остаточными извлекаемыми запасами - 1404,09 тыс.т., системой разработки - без поддержания пластового давления, на режиме истощения (стадия разработки - первая). По состоянию на 1.01.2000г. залежь разрабатывается двумя добывающими скважинами: скв. 115, оборудованной ЭЦН и скв. 203, оборудованной ШГН. Дебиты скважин изменяются от 3,8 т/сут (скв. 203) до 11,9 т/сут (скв. 115), в среднем по залежи за 1999г. дебит составил 7,9 т/сут. Добыча нефти снижается (рисунок 4.8). Причиной снижения добычи нефти являются низкие уровни (Нд - 1600м) в связи с отсутствием закачки (таблица 4.7). В 1999г. добыча нефти составила 5,47 тыс.т (0,38% от НИЗ).Основной объем всей добытой нефти получено из скв. 115. При накопленной добыче нефти 16,907 тыс.т, скв. 115 отобрано 11,1 тыс.т (65,6% от всей добычи).

Основной проблемой разработки данной залежи является повышенная вязкость нефти (8,34 Мпа*с) и отсутствие закачки, в связи с трудностями ее организации для условий высоковязких нефтей, а также недостаточность добывающих скважин. В связи с отсутствием ППД пластовое давление снижается и на 1.01.2000г. составляет 10,3 МПа. Отбор на 1 МПа снижения давления - 768 т [32, c. 33-49].

Основным мероприятием, проводимым по скважинам с целью повышения добычи нефти, является оптимизация насосного оборудования (регулярная смена насосов). Значительный эффект (1219 т) был получен в 1997г. после проведения ГРП.

3.1 Построение и анализ графика разработки Вишанского месторождения (подсолевая залежь)

На основании данных таблицы 4 был построен график разработки подсолевой залежи Вишанского месторождения (рисунок 25), который дает динамику изменения по годам (рассматриваемый период - с 1993 по 2003 года (10 лет)) основных технологических показателей разработки [33, c.14]: текущей и накопленной с начала разработки добычи нефти, жидкости, закачки воды, весового (среднегодового) процента воды, пластового давления в зоне отбора. На оси абсцисс были отложены годы разработки, рассматриваемые в качестве интервалов времени. Накопленные показатели были нанесены на конец года, текущие, в том числе и процент воды, рассматриваются как среднегодовые и наносятся на середину года. Пластовое давление отмечено точкой на середине временного интервала (год) [33, c. 15].

Изменения показателей разработки на период с 1993 по 2003 года следующие:

n наблюдается резкое уменьшение фонда добывающих скважин за период с 1993 (29 скв.) по 2000 (17 скв.) года в результате выбывания скв. за счет высокой обводненности и технических неисправностей;

n фонд нагнетательных скважин за четыре года уменьшился с 10 скважин до 6, начиная с 1999 г. стабилизировался на уровне 9 скважин;

n объем закачки воды за период с 1993 по 1998 года (5 лет) упал в 2,4 раза, в дальнейшем (до 2003 года) плавно увеличивался и наконец стабилизировался на одном уровне (396 тыс. куб. м);

n пластовое давление снизилось с 24,7 МПа на январь 1993 года до 21,5 Мпа на январь 2001 года; далее предполагается сохранение Pпл на том же уровне, что определяется количеством закачиваемой воды;

n дебит нефти одной скважины в среднем составляет на данный момент примерно около 60 т/сут, тогда как в 1994 году он составлял 82 т/сут;

n обводненность скважин составляет примерно 87,7-88,3 %.

Так как Вишанское нефтяное месторождение находится на четвертой заключительной стадии разработки и особо резких изменений показателей (обводненность, действующий фонд нагнетательных и добывающих скважин и др.) не предвидится, можно уже сейчас судить о форме кривых графика до 2010 года (рисунок 25), то есть стабилизация на уровне существующих показателей 2003 года.

3.2 Рекомендуемые мероприятия по фонду скважин

Основной проблемой разработки подсолевой залежи Вишанского месторождения является отсутствие добывающего фонда скважин для выработки остаточных извлекаемых запасов залежи и изношенность оборудования в связи с длительным сроком эксплуатации.

По состоянию на 01.07.2000г. на подсолевой залежи (рисунок 23) в действующем фонде - 19 добывающих скважин, 12 скважин - в нагнетательном фонде (9 из них под закачкой). Основная часть фонда расположена в стягивающем ряду, в своде залежи нефти. Действующий фонд полностью механизирован (14 скважин оборудованы ЭЦН, 5 скважин - ШГН).

Необходимо отметить, что основная часть добывающих скважин находится в эксплуатации с 1975 - 1980 г.г. В связи с длительным сроком эксплуатации оборудование скважин достаточно изношено (колонны корродированы, стволы скважин засорены), что в свою очередь отражается на работе добывающих скважин.

Среднесуточные дебиты скважин по нефти и жидкости за последние пять лет снизились с 10,4 т/сут до 7,8 т/сут и с 76 т/сут до 58,2 т/сут соответственно. Добыча нефти за эти годы также снизилась с 92,8 тыс.т до 62,2 тыс.т.

Основной причиной снижения добычи нефти является снижение отборов жидкости из-за выбытия добывающих скважин по причинам: выбытия высокообводнённых скважин (1994г. - скв.71, 1995г. - скв.116, 121, 94, 112, 70 , 1996г. - скв.119, 1997г. - скв.15, 115, 123), выбытием высокодебитных скважин по техническим причинам (1994г. - скв.69, 1995г. - скв.72) , ограничение отборов жидкости с целью снижения обводнённости (1996г. - скв.15, 67, 102, 107, 110, 1997г. - скв.42, 114)

В 1999г. по сравнению с 1998г. потери нефти составили 15,3 тыс.т, в основном, за счет: увеличения обводненности в скв. 15, 58, 72, 105, 107 и др. - 9,067 тыс.т, уменьшения отборов жидкости в скв. 42, 53, 106, 107 и др. из-за снижения динамических уровней - 5,07 тыс.т, уменьшения дней эксплуатации - 1,133 тыс.т

С целью повышения добычи нефти, вовлечения в разработку участков залежи неохваченных выработкой необходимо увеличить объем и качество проводимых на залежи ГТМ. Основным мероприятием, рекомендуемым к внедрению на залежи задонского горизонта (рисунок 24) - перевод скважин с подсолевой залежи. Так как для извлечения остаточных запасов нефти действующего фонда скважин недостаточно, с целью пополнения фонда, необходимо восстановить ряд скважин ликвидированного фонда путем проведения ремонтно-восстановительных работ или перспективным бурением вторых стволов.

4 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В связи со спецификой технологических процессов и физико-техническими свойствами нефтей и газов, нефтегазодобывающая промышленность оказывает отрицательное воздействие на окружающую среду, что обуславливает необходимость проведения комплекса природоохранных мероприятий в процессе поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений [18, c. 280].

При проведении разработки необходимо учитывать тесную связь его с состоянием природных ресурсов окружающей местности. Поэтому в процессе разработки должны быть обеспечены следующие мероприятия:

1) применение наиболее рациональных и эффективных методов добычи, предусматривающих полное при данных геологических и технико-экономических условиях извлечение нефти и газа, недопущение сверхнормативных потерь этих ископаемых;

2) безопасное ведение всех работ и сохранение природной среды, т. е. Соблюдение установленного порядка пользования недрами;

3) недопущение порчи запасов, т. е. охрана месторождения от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленной ценности месторождения.

При добыче нефти Вишанского месторождения основными производственными процессами являются: эксплуатация скважин, сбор, внутрипромысловый транспорт и промышленная подготовка нефти.

Основными объектами, подверженными интенсивному разрушению во времени, являются эксплутационные колонны и НКТ скважин, оборудование и сооружения системы сточных вод, нефтепроводы, резервуары и аппаратура подготовки нефти и воды.

Для защиты от коррозии предусматриваются следующие меры: предотвращение смешивания сероводородосодержащих нефтей, вод и газов с продукцией, не содержащей его; предотвращение попадания в добываемую нефть, нефтяной газ и сточные воды кислорода; снижение коррозионной агрессивности среды с помощью использования различных антикоррозийных покрытий и ингибиторов, обеспечение герметичности всего ствола скважин, надежное цементирование.

Основные мероприятия по разработке Вишанского месторождения:

1. Разработка месторождения должна осуществляться в строгом соответствии с проектом.

2. Добывающие скважины должны эксплуатироваться в соответствии с технологическим режимом и нормами отбора.

3. На месторождении необходимо обеспечить сбор и полное использование попутно добываемого вместе с нефтью газа. Потери не должны превышать норм, установленные проектом ПДВ.

4. Систематически проводить профилактический ремонт промыслового оборудования, трубопроводов и запорной аппаратуры для своевременного устранения утечек нефти и газа.

5. Широко использовать антикоррозийные покрытия. Не допускать попадания в при забойную зону нагнетательных скважин сульфатвосстанавливающих бактерий. В случае их обнаружения проводить бактерицидную обработку закачиваемой в пласт воды.

6. Постоянно поддерживать в хорошем состоянии обваловку вокруг добывающих скважин с целью предупреждения разлива нефти в случаях аварий.

7. Немедленно устранять последствия аварий при прорывах нефте-, газо- и продуктопроводов, используя для этого гуминовые сорбенты типа «Белнафтасорб» и биологические препараты.

8. При выборе площадок для бурения и трасс промысловых коммуникаций наряду с капитальными вложениями учитывать ущерб, нанесенный землепользователям. Земельные участки, нарушенные при прокладке коммуникаций, по окончании строительства приводить в состояние, пригодное для использования в сельском хозяйстве по прямому назначению.

9. Соблюдать водоохранные мероприятия в отношении рек и других водоемов народнохозяйственного значения.

Контроль за выполнением правил, положений, инструкций, норм по охране природы возложен на Госпроматомнадзор и органы Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды РБ.

Предписания указанных организаций обязательны для всех предприятий, осуществляющих поисковые, разведочные и эксплуатационные работы. Ответственность за охрану недр и окружающей среды несет руководитель предприятия [18, C. 281].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Нефтяные месторождения Беларуси разрабатываются согласно технологических схем и проектов разработки, проектов пробной эксплуатации и рекомендаций авторского надзора. В течении 2002 г. из 68 месторождений в промышленной разработке и опытной эксплуатации находилось 44 месторождения; при средней обводненности добываемой продукции 65,4 % добыча составляла около 2000 у.е . На таких месторождениях как Барсуковское, Озерщинское, Некрасовское, Дубровское, Мармовичское добыча нефти соответствовала проектным уровням, тогда как невыполнение проектных показателей по добыче нефти отмечалось на 17 месторождениях (Вишанское (-12,5%), Тишковском (-8,9%), Золотухинском (-11%) и т. д. Основными причинами невыполнения проектных уровней добычи нефти являются: несоответствие проектного и фактического фонда скважин по разным причинам, высокие темпы обводнения (Первомайское, Тишковское, Березинское месторождения); снижение пластового давления (Летешинское, Борисовское, Ветхинское месторождения). Превышение фактической добычи над проектной чаще всего обусловлено более высокими дебитами скважин, вводом новых скважин, а также проведением ГТМ по совершенствованию разработки, что способствует более низкому темпу роста обводненности или ее снижению.

Анализ текущего состояния разработки свидетельствует о довольно неустойчивом положении добычи нефти, так как основная часть (70,4%) ее приходится на 40-41% действующего фонда. Как правило эти скважины безводные или малообводненные и расположены в стягивающих рядах. Поэтому выбытие такой скважины из эксплуатации приводит к невыполнению проектных уровней. По месторождениям, находящимся на поздней стадии разработки (Вишанское, Осташковичское, Восточно-Первомайское месторождение), доля скважин, дающих основной отбор нефти составляет 3-36 скважин при эксплуатационном фонде от 6 до 98 скважин.

На основании проведенного анализа в ходе написания дипломной работы “Геологическое строение Вишанского нефтяного месторождения и рациональная разработка подсолевых и межсолевых отдожений” рекомендую для достижения проектных уровней добычи нефти, улучшения состояния разработки месторождения, вовлечения в разработку участков залежи неохваченных выработкой необходимо увеличить объем и качество проводимых на залежи ГТМ. Кроме того, для поддержания стабильных объемов добычи необходимо внедрить новые технологии на действующих месторождениях. Это прежде всего связано с реализацией целевой программы по техническому перевооружению. Основным мероприятием, рекомендуемым к внедрению на залежи задонского горизонта (рисунок 24) - перевод скважин с подсолевой залежи. На начальном этапе предлагаю перевести скважины № 56 и 106, эксплуатирующие воронежско-саргаевскую залежь, на воронежский горизонт; с этой целью провести повторную перфорацию в интервале 2790-2820 м (sm-sr), соляно-кислотное воздействие в динамическом режиме и при высокой обводненности провести перевод, для этого рекомендуется закачка глинистой пасты, цемента под давлением в зону перфорации (с установкой цементного моста на глубину 2777м) с последующим вскрытием гидропескоструйной перфорацией 2761-2776 м (vr). Так как для извлечения остаточных запасов нефти действующего фонда скважин недостаточно, с целью его пополнения, необходимо восстановить ряд скважин ликвидированного фонда путем проведения ремонтно-восстановительных работ (скважины № 50 (el-zd II бл), 68, 112 (vr-sm)) или перспективным бурением вторых стволов - скв №39. C целью поддержания пластового давления и стабилизации дебитов скважин подсолевой залежи Вишанского месторождения необходимо организовать закачку воды в семилукский горизонт в скважины № 68, 2.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Временное методическое руководство по определению подсчетных параметров геофизическими методами для подсчета запасов нефти и газа. - М., 1978.-512с.

2 Быков Н. Е., Максимов М. И. Справочник по нефтепромысловой геологии. - М., 1981.-320с.

3 Буровые растворы. Стандарт предприятия. СТП 39-25-2000.Гомель, 2001.-68с.

4 Гарецкий Р. Г. Тектоника Припятского прогиба. Минск: Наука и техника, 1979.-174с.

5 Голф Рахт Гю Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. - М.:Недра,1986.-607с.

6 Инструкция по применению классификаций запасов месторождений М.: ГКЗСССР, 1984.-16с.

7 Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗСССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов.-- М.: ГКЗСССР, 1984.-40 с.

8 Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник//под ред. Добрынина В. М. -М.: Недра. 1988-с. 186-189.

9 Жданов М. А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа.- М.: Недра, 1981-562с.

10 Златопольский С.С. Характер физических и геофизических связей и его использование для прогнозирования коллекторских и карбонатных разрезов Припятской впадины//Сб. научн. тр.- Минск: БелНИГРИ,1975.

11 Лахнюк В. М. Оперативная диагностика карбонатных коллекторов во взаимосвязи радиоактивных пород в разрезе верхнего девона Припятской впадины// УкрГИПРОНИИнефть.--М.: Недра,1978

12 Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.- М.: ГКЗСССР, 1984.-8с.

13 Пахольчук А.А., Мыцик Н. В. Идентификация типов карбонатных коллекторов по данным ГИС//Сб. науч. тр. - Гомель: БелНИПИнефть,1999.-с.114-119.

14 Пахольчук А. А.,Цалко П. Б. и т.д.. Типизация карбонатных коллекторов по данным геофизических исследований скважин// Доклады АН БССР, 1988.-0с. 260-263

15 РД 39-0147035-225-88.Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр. - М.: ВНИИ, 1988-17с.

16 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважине. - М.: Недра, 1985-183с.

17 Цалко П.Б., Мартынцив О. Ф. и т. д.. Карбонатные коллекторы нефтяных залежей Припятского прогиба. - Минск: Наука и техника, 1986.-180с.

18 Анализ разработки месторождений нефти Беларуси/ Карташ К. Н., Щербович Л. Ф.. - Гомель:БелНИПИнефть, 2001.-301с.

19 Литолого-стратиграфическая характеристика и физические свойства пород-коллекторов Восточной части Припятской впадины/ отчет ПО <<Белоруснефть >>.--Гомель, 1979.

20 Орлов Л. И. Совершенствование методики определения петрофизических свойств пород и связи между ними для оценки коллекторских свойств и нефтенасыщенности по данным промысловой геофизики.--Минск, 1970.

21 Орлов Л. И. Исследование полной и открытой пористости карбонатных пород/ Сб. научн. тр.--Минск,1976.

22 Отчетный баланс запасов нефти, конденсата, газа и гелия за 2000г. /Упргеология, отчет в 3-х книгах. - Гомель,2001

23 Пересчет запасов нефти Вишанского месторождения// УкрГИПРНИИнефть/ Сасинович В. С.--Киев,1980.-342с.

24 Пересчет запасов нефти и растворенного газа// УкрГИПРНИИнефть/ Свихнушин Н. М.

--Киев, 1981.

25 Подсчет промышленных запасов нефти ипопутного газа Вишанского месторождения по состоянию на 1.09.1970/ Корфанти Е. Н. -Гомель, 1970. 185с.

26 Проект пробной эксплуатации Вишанского месторождения / Колосова Т. Н., Ганжа С. В. // БелНИПИнефть,1993.-52с.

27 Протокол ГКЗСССР. Вишанское месторождение нефти.--М.,1982

28 Программа добычи нефти по месторождениям ПО <Белоруснефть> на 2000-2003гг. Вишанское месторождение/ БелНИПИнефть; отв. исполн.-ль Карташ И. К. --Гомель, 2000.-269 с.

29 Cоставление проекта разработки Вишанского месторождения /Гурьянов Г. Н., Филатова Н. И. -Киев/ УкрГИПРОНИИнефть, 1983. - 216 с.

30 Отчет о научно-исследовательской работе «Оценка выработки и определение локализации остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти подсолевых карбонатных залежей Вишанского месторождения» (по состоянию на 2002.23.2001 г.)-Гомель, 2000.-159 с.

31 Лысенко В.Д Инновационная разработка нефтяных месторождений.- М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2000. - 516 стр.: ил. ISBN 5-8365-0034-7.

32 Программа добычи нефти по месторождениям ПО “ Белоруснефть” на 2000-2003 гг. Вишанское месторождение./ БелНИПИнефть; отв. исполн-ль Карташ К. Н.// фонды 2795 - Гомель, 2000.- 89 с.

33 Руководящий документ/ Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-110-01) - Москва, 2002.-58 с.

Размещено на Allbest.ru

...