Полный текст

Введение На сегодняшний день разработка карбонатных отложений сопровождается рядом осложняющих факторов ввиду сложного геологического строения. Существующие системы разработки не обеспечивают эффективность, требуют совершенствования, поиска и применения современных технологий извлечения нефти. На примере турнейско-фаменских отложений Южно-Раевского купола Маговского месторождения показано, что, несмотря на сформированную систему заводнения, созданные дополнительные очаги нагнетания, высокую накопленную компенсацию отборов жидкости закачкой на залежи, отмечаются зоны с неудовлетворительным энергетическим состоянием и, как следствие, происходит снижение продуктивности скважин и потенциала добычи нефти. В связи с этим актуальной задачей становится оценка эффективности системы заводнения и разработка комплекса рекомендаций по повышению энергетического состояния залежи и равномерной выработки запасов по площади. Задачей данной работы является определение причин: низкой эффективности системы заводнения, низкого энергетического состояния пласта, а также разработка комплекса рекомендаций для ее совершенствования. Оценка эффективности системы заводнения На Маговском нефтегазоконденсатном месторождении выделено восемь объектов разработки. Более 40 % извлекаемых запасов сосредоточены в турнейско-фаменском объекте Южно-Раевского купола. Объект находится на третьей стадии разработки, степень выработки начальных извлекаемых запасов не превышает 25 %. Промышленная разработка рассматриваемого объекта начата в 1999 г. вводом скв. № 15 с дебитом нефти 40 т/сут, в 2003 г. введены скв. № 16 и 13 с дебитами нефти 18,1 и 34 т/сут соответственно. До 2009 г. залежь эксплуатировалась тремя скважинами, расположенными в разных частях площади. Скважина № 15 характеризуется падением пластового давления и добычи жидкости, в скв. № 13 и 16 при вводе в эксплуатацию замеров пластового давления не проводилось (рис. 1, а). В период с 2006 по 2007 г. отмечается рост обводнения продукции с 4,4 до 26,4 %. Обводнение продукции связано с прорывом пластовой воды в нижние интервалы перфорации скв. № 13 и 16, проведение а б в Рис. 1. Объект C1t-D3fm, Южно-Раевское поднятие: а - динамика пластового давления и добычи жидкости по скв. № 13, 15 и 16; б - график разработки Маговского месторождения; в - динамика дебитов жидкости в первый год работы горизонтальных и наклонно-направленных скважин изоляционных работ позволило снизить обводненность до 15,3 % (рис. 1, б). С 2009 по 2015 г. объект разбуривается собственной сеткой скважин по площадной пятиточечной системе (сетка 500×500 м). Плотность сетки скважин составила 18 га. На текущую дату добыча нефти ведется механизированным способом. Система заводнения формировалась практически одновременно с вводом добывающих скважин: так, в 2010 г. выполнен перевод под закачку трех добывающих скважин, в 2011 г. осуществлен ввод семи нагнетательных скважин из эксплуатационного бурения. Система применяемого заводнения - внутриконтурная в сочетании с приконтурной. Несмотря на одновременный ввод добывающих и нагнетательных скважин, за довольно короткий период времени - 3 года - уровни добычи жидкости сократились на треть (см. рис. 1, б). Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) в целом по пласту С1t-D3fm Южно-Раевского купола Маговского месторождения достиг 6,5 % [1]. Скважины вводились в эксплуатацию с высокими дебитами жидкости, затем отмечается тенденция к резкому снижению продуктивности, что в конечном счете привело к невыполнению плановых уровней добычи нефти и стало причиной составления дополнения к технологической схеме разработки Маговского нефтегазоконденсатного месторождения в 2017 г. (рис. 1, в). Исходя из полученных данных, следует, что наибольшим темпом падения характеризуются наклонно-направленные скважины. В течение первых 12 месяцев эксплуатации дебит жидкости снизился в среднем на 60 % по наклонно-направленным скважинам и на 47 % по горизонтальным. Данный факт косвенно свидетельствует об ухудшении энергетического состояния в зонах залежи с наибольшими отборами жидкости [2, 3]. Основной причиной резкого снижения дебитов жидкости являются сложные геологические условия разработки: низкие фильтрационные свойства (проницаемость 0,004 мД), высокая расчлененность (41,4 ед.) и наличие вертикальной трещиноватости [4-8]. Снижение дебитов скважин происходило с различной интенсивностью, в зависимости от расположения скважин по площади. На площади залежи турнейско-фаменского рифового массива выделяют четыре фациальные зоны: ядро биогерма, верхняя часть тылового шлейфа, нижняя часть тылового шлейфа и рифовый гребень (рис. 2) [9-19]. Максимальной потерей производительности от начальной характеризуется фациальная зона - рифовый склон (85 %). Потеря производительности нижней части тылового шлейфа составила 80 %, наиболее стабильно работают скважины верхней части тылового шлейфа и ядро биогерма, снижение производительности составило 46 и 53 % соответственно. На рис. 3, а, приведено сопоставление динамики среднесуточных дебитов нефти по фациальным зонам, где использовалась величина удельного дебита на метр нефтенасыщенной толщины, вскрытой перфорацией. Рис. 2. Карта текущей эксплуатации турнейскофаменского объекта с фациальными зонами а б в Рис. 3. Динамика: а - дебитов нефти в первый год работы скважин по фациальным зонам; б - дебитов нефти в первый год работы скважин по пластам D3fm и D3fr; в - пластового давления по скважинам, вскрывшим верхнюю и нижнюю часть разреза Также по результатам комплексного анализа выделяют различия между верхней и нижней частью рифового резервуара. Наиболее продуктивной является нижняя часть резервуара, среднее значение проницаемости порового коллектора 6,75 мД, трещинного - 4,73 мД. Верхняя часть рифового резервуара характеризуется худшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), более высокой расчлененностью и отсутствием влияния законтурной области, среднее значение проницаемости порового коллектора 0,79 мД, трещинного - 2,02 мД. На рис. 3, б, приведен рисунок динамики дебитов нефти, вскрывших нижнюю и верхнюю часть рифового резервуара. Пластовое давление в отложениях нижней части разреза выше, чем в таковых верхней части разреза, что говорит о высокой фильтрационной неоднородности органогенного массива, на рис. 3, в, приведены замеры пластовых давлений. Повышенное давление в нижней части разреза фиксируется до ввода нагнетательных скважин, что говорит об активности законтурной области [20]. Таким образом, приведенные факторы обусловливают низкие темпы нефтеизвлечения, неравномерность выработки запасов нефти, снижение продуктивности скважин и низкое энергетическое состояние. Средний дебит скважин по нефти составляет 4,8 т/сут, по жидкости - 11,6 т/сут. Большая часть скважин работает с дебитом нефти менее 5 т/сут, из них половина - с дебитом менее 1 т/сут. Низкие дебиты скважин обусловлены низкими коллекторскими свойствами, ухудшенным энергетическим состоянием и высоким содержанием воды в продукции. Более трети фонда (41,2 %) характеризуются долей содержания воды в продукции менее 10 %, а высокой обводненностью (более 60 %) - четыре скважины. Скважины, расположенные в зонах с пониженным давлением, работают с низкими среднесуточными дебитами и характеризуются низкими отборами запасов нефти. С целью оценки эффективности системы заводнения были проанализированы карты текущих и накопленных отборов, карты изобар, карты выработки запасов. Организация закачки способствовала стабилизации и повышению энергетического состояния по ряду добывающих скважин, расположенных вблизи очагов нагнетания. Основной объем закачки (74 %) осуществляется в центральной части залежи в пласт Фр (скв. № 109, 118, 127, 117, 114). Несмотря на положительное влияние системы заводнения, наблюдаются критически низкие давления в скважинах, размещенных в краевых частях залежи. Восстановление давления выше давления насыщения наблюдается в скважинах, расположенных в центральной части залежи. Снижение давления в скважинах, размещенных в краевых частях залежи, в целом негативно сказывается на общей динамике показателя. В районе нагнетательных скважин центральной части объекта отмечаются зоны с аномально высоким пластовым давлением (выше начального пластового) (рис. 4, а). В целом энергетическое состояние рассматриваемой залежи неудовлетворительное, текущее пластовое давление (17,75 МПа) больше давления насыщения нефти газом (16,2 МПа), однако присутствуют зоны, в которых давление ниже давления насыщения. Следует учесть, что низкое пластовое давление по ряду скважин происходит на фоне годовой компенсации отборов жидкости закачкой водой - 202 %, объемы закачиваемой воды намного превосходят отборы жидкости. Существующие темпы обводнения добывающих скважин невысоки, что указывает на уход части закачиваемых вод в водоносную часть залежи. а б Рис. 4. Объект C1t-D3fm Южно-Раевского поднятия: а - схема текущего энергетического состояния; б - карта накопленных отборов Большая часть коллектора по площади охвачена заводнением. Выработка запасов по разрезу происходит неравномерно, на рис. 4, б, представлена карта накопленных отборов, где наглядно представлено, что скважины, расположенные в краевых частях, характеризуются низкой степенью выработки запасов. По залежи отмечаются зоны с высоким и низким отбором нефти, эти зоны характеризуются разной эффективностью заводнения. Зоны с высоким отбором нефти в большей степени охвачены нагнетательными скважинами, приурочены к нижней части разреза залежи. Низкая эффективность системы заводнения отмечается в верхней части разреза и в краевых частях. Верхняя часть пласта с низкопроницаемыми интервалами остается не охваченной дренированием. Скважины, расположенные в этих зонах, характеризуются низкими отборами нефти [21-35]. В ходе анализа отмечены зоны с пониженным пластовым давлением и низкой выработкой запасов. Рассмотрим скважины, расположенные в этих зонах: очаг нагнетания скв. № 114 и горизонтальной скв. № 108ГС (рис. 5, а). Скважина № 108ГС характеризуется пониженным забойным давлением 7,7 МПа, что обусловливается отсутствием влияния нагнетательной скв. № 114 по причине несоответствия интервалов отбора нефти и закачки жидкости. В скв. № 108ГС в 2019 г. выполнен перестрел, дострел верхней части пласта, прирост составил 9,9 т/сут (однако отмечается резкое снижение дебита нефти, за пять месяцев дебит снизился на 29 %). На разрезе также приведены добывающая скв. № 128ГС и нагнетательная № 127, интервалы отбора и закачки соответствуют, в добывающей скважине отмечается пластовое давление (17,7 МПа) выше давления насыщения. В окружающих скв. № 13_2 и 15 вскрыта верхняя часть разреза, в скв. № 114 верхняя часть разреза не вскрыта (рис. 5, б). Во всех добывающих скважинах, расположенных вблизи очага нагнетания скв. № 114, вскрыта верхняя часть разреза. Предлагается проведение геолого-технических мероприятий по дострелу верхней части разреза в нагнетательной скв. № 114, проведение потокометрических исследований и сопоставление интервалов отбора и закачки жидкости в скв. № 114 и 108ГС [36]. Рассмотрим нагнетательные скв. № 109 и 118: ситуация с распределением закачки по разрезу аналогичная, работает нижняя часть разреза, наблюдается уход жидкости в водонасыщенную часть (рис. 5, в, г). а б в г д Рис. 5. Разрез скважины на примере куба нефтенасыщенности: а - скв. № 127-128ГС-114-108ГС; б - скв. № 15-114-13_2; в - скв. № 115-114-110-109-105; г - скв. № 107-110-118-122-126; д - скв. № 104-116-117-125 В добывающей скв. № 122 не вскрыта перфорацией верхняя часть разреза, выработка запасов по разрезу осуществляется неравномерно (см. рис. 4, а). Аналогичная ситуация наблюдается в нагнетательной скв. № 131, отсутствует влияние на добывающую скв. № 115, не вскрыта верхняя часть разреза. Предлагается проведение геолого-технических мероприятий по дострелу верхней части разреза в добывающих и нагнетательных скважинах, а также необходимо изолировать интервалы перфораций в нагнетательных скважинах, где отмечается уход жидкости в водонасыщенную часть. Нагнетательная скв. № 123 в работе на два объекта C2b-C1s и C1t-D3fm, расположена в непосредственной близости к добывающей скв. № 115, влияние на добывающую скважину отсутствует ввиду низкой приемистости (10 м3/сут). В связи с близким расположением к забою скв. № 115 существует риск прорыва нагнетаемой жидкости и обводнения добываемой продукции. Предлагается изолировать интервал перфорации в объекте C1t-D3fm. Нагнетательная скважина № 130 работает с приемистостью до 5 м3/сут, влияние на добывающую скв. № 135 не оказывает. Закачка в условиях низкопроницаемого высокорасчлененного коллектора при низкой приемистости неэффективна. Действующими проектно-техническими документами предусмотрено бурение горизонтальных скважин под добычу нефти в 2021 г., а также из действующих добывающих и нагнетательных скв. № 116, 118, 126, 130. В качестве положительного примера можно отметить очаг нагнетания скв. № 117: вскрыта перфорацией верхняя и нижняя часть разреза, в результате в скв. № 116, 125 отмечается положительная динамика пластового давления (рис. 5, д). В 2019 г. в скважинах проведены мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП) (кислотный гидроразрыв пласта (КГРП) с пропантом), прирост составил 4,0 и 8,6 т/сут соответственно (однако в скв. № 116 отмечается снижение дебитов нефти - за восемь месяцев показатель уменьшился на 84 %). В скв. № 126 отмечается пониженное пластовое давление 8,8 МПа, отсутствие влияния, вероятно, обусловлено отделенностью скважин друг от друга. Низкая эффективность системы заводнения обусловлена неравномерностью выработки запасов, связанной с проницаемостной неоднородностью и высокой расчлененностью рифового резервуара. Не во всех пробуренных скважинах вскрыта вся нефтенасыщенная толщина, отмечается несоответствие интервалов закачки и отбора жидкости, что также приводит к неравномерной выработке запасов. Обводнением продукции скважин могут служить подошвенные воды. Предложенные геолого-технические мероприятия (ГТМ) по дострелу невскрытых по разрезу интервалов без применения методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов будут неэффективны. Объект характеризуется низкой проницаемостью, высокой степенью расчлененности и неоднородности по площади и разрезу, что существенно сказывается на продуктивности скважин, а также на эффективности проводимых геолого-технических мероприятий [37-39]. Для обоснования применения методов ПНП и интенсификации нефтедобычи рассмотрена эффективность технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи, применявшихся на объекте C1t-D3fm Южно-Раевского поднятия Маговского месторождения. Результаты проведения ГТМ на объекте C1t-D3fm Южно-Раевского поднятия Фонд Технология Кол-во скв.-опер. Доп. добыча нефти, т Уд. доп. добыча нефти, т Ср. время эффекта, дни Ср. нач. прирост, т/сут Ср. сут. прирост за время эффекта, т/сут Период проведения Нефтяной Бурение боковых стволов 2 17 676,7 8838,4 2454 8,3 5,9 2003-2015 ВУС (вязкоупругие составы) 1 2547,5 2547,5 636 21,9 4,0 2012 Дострел 4 3819,9 3819,9 362 9,5 8,3 2013-2018 Перестрел 2 5432,7 5432,7 735 9,3 3,7 2017 СКО (соляно-кислотная обработка) 3 3650,6 3650,6 722 3,9 2,3 2017-2019 КГРП (кислотный гидроразрыв пласта) 5 2303,1 460,6 133 7,1 3,4 2013 КГРП проп (кислотный гидроразрыв пласта с пропантом) 2 637,9 637,9 148 7,6 6,3 2019 КГРП с отклонителем 1 381,8 381,8 55 11,4 6,9 2012 Радиальное бурение 1 1920,9 1920,9 473 10,0 4,1 2006 РИР цементом (ремонтно-изоляционные работы) 1 151,5 151,5 74 9,1 2,9 2008 Итого по нефтяному фонду 22 25 143,7 - 8,4 - - Нагнетательный Ввод новой нагнетательной скважины 3 180,3 - 63,0 - - 2010-2012 КГРП 2 403,3 - 30,5 - - 2012-2013 КГРП с закреплением пропанта 2 282,2 - 80,0 - - 2016 Ввод новой нагнетательной скважины с КГРП 15 1817,8 - 58,5 - - 2010-2014 Дострел 1 96,8 - 61 - - 2018 Перестрел 1 1767,9 - 67,5 - - 2016-2018 Кислотный состав КСПЭО 2 455,6 - 61 - - 2018 Итого по нагнетательному фонду 26 3916,6 - - - - - Итого 48 29 060,3 - - 8,4 - - Всего на объекте C1t-D3fm Южно-Раевского поднятия Маговского месторождения за период 2010-2020 гг. проведено 48 ГТМ. В таблице представлены результаты осуществления ГТМ на добывающем и нагнетательном фонде. В настоящее время на месторождениях Пермского края проводится большое количество геолого-технических мероприятий, широкое распространение получили технологии пропантного ГРП, в 2019 г. выполнено два мероприятия на рассматриваемом объекте, данная технология показала положительный технологический эффект, эффективность составила 6,3 т/сут. Также на объекте-аналоге опробована технология высокорасходного КГРП, проведено два мероприятия с эффективностью 10,2 т/сут. Таким образом, для интенсификации отборов на объекте C1t-D3fm Южно-Раевского поднятия рекомендуется выполнить высокорасходный КГРП при соответствии скважин критериям применимости технологии. На нагнетательном фонде выполнено 26 ГТМ. Наибольшее количество мероприятий направлены на увеличение приемистости за счет применения технологии КГРП и организацию новых очагов закачки. При освоении скважин под нагнетание, как и для восстановления приемистости, также проводились кислотные обработки, КГРП, пропантный ГРП. В дальнейшем для интенсификации приемистости нагнетательных скважин рекомендуется опробование технологии высокорасходного КГРП [40-43]. На дату анализа бурение проектного фонда скважин завершено, на скважинах добывающего фонда отмечается быстрое снижение продуктивности в начальный период эксплуатации, связанное с затрудненной гидродинамической связью с областью питания в условиях низких фильтрационных свойств и высокой расчлененностью, отмечается низкое влияние системы заводнения в результате ограниченности или отсутствия гидродинамической связи. Существующая система разработки требует проведения: - ввода дополнительных зон дренирования с максимальным использованием пробуренного фонда скважин (зарезка боковых стволов) [44, 45]; - мероприятий по восстановлению продуктивности действующих скважин; - мероприятий по перфорации интервалов, где выявлены несоответствия интервалов отбора и закачки; - мероприятий по изоляции интервалов, где закачка ведется в водонасыщенные интервалы; - опытно-промышленных работ с применением или подбором новых технологий интенсификации нефти в низкопродуктивном высокорасчлененном коллекторе (с длительным сроком эффекта). С целью совершенствования разработки и системы заводнения на турнейско-фаменском объекте Южно-Раевского купола даны следующие рекомендации: - для скв. № 114, 131, 109, 118, 122 рекомендовано осуществление дострела верхней части разреза с последующим проведением высокорасходного КГРП; с целью сокращения объемов неэффективной закачки и повышения энергоэффективности рекомендуется изолировать подошвенные интервалы перфораций в скв. № 109, 118, 123, а также ограничить приемистость в скв. № 109, 118; - для скв. № 130 с целью ввода дополнительных зон дренирования рекомендовано бурение горизонтальных скважин под добычу нефти в соответствии с действующей проектно-технологической документацией. Предложенные мероприятия также приведут к положительной динамике пластового давления, равномерной выработке запасов, выравниванию профиля приемистости и улучшению подвижности нефти. Заключение Анализ разработки залежи на естественном режиме показал, что интенсивность процесса вытеснения значительно выше с применением системы заводнения. При разработке залежи на естественном режиме отмечается снижение пластового давления, что в свою очередь ведет к снижению продуктивности скважин. Организация системы заводнения на первых этапах позволила существенно интенсифицировать выработку запасов. Создание дополнительных очагов нагнетания благоприятно повлияло на восстановление давления по отдельным районам скважин. По результатам литолого-фациального анализа установлена связь между работой скважин и литофациальной неоднородностью пласта. Предложены мероприятия с учетом особенностей строения литолого-фациальных зон, характера взаимосвязи добывающих и нагнетательных скважин, подтвержденной эффективностью рекомендуемых технологий в аналогичных геолого-промысловых условиях. Предложенные мероприятия повысят эффективность системы заводнения при горизонтальной фильтрации по пласту, способствуют увеличению коэффициента извлечения нефти, что в свою очередь приведет к повышению ценности актива.

Об авторах

Надежда Алексеевна Лядова

Автор, ответственный за переписку.
Email: nadezhda.lyadova@pnn.lukoil.com
Россия, 614990, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

кандидат геолого-минералогических наук, доцент, заместитель генерального директора - директор филиала

Владимир Александрович Демченко

Email: Vladimir.Demchenko@pnn.lukoil.com
Россия, 614990, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

инженер I категории

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 277

PDF (Russian) - 280

PDF (English) - 85

Ссылки

• Ссылки не определены.