Таблица 1.9 Содержание ионов и примесей в пластовых водах пашийского горизонта Чишминской площади

Выводы к разделу

Чишминская площадь находится на севере Ромашкинского месторождения Промышленно-нефтеносными объектами площади являются пласты Д0 кыновского горизонта и пласты ДI (а, б1, б2, б3, в, г, д) пашийского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона.

По физико-химическим свойствам нефть Чишминской площади относится к группе слабосернистым и парафиновым. Удельный вес нефти в пластовых условиях составляет 811 кг/м?, вязкость 3,84 мПа в поверхностных условиях соответственно 864,0 и 19,7. Давление насыщения газом 8,61 мПа, газосодержание 59,7 м3/т.

2. ДИНАМИКА И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЧИШМИНСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Анализ показателей разработки

Чишминская площадь выделена в самостоятельный объект разработки в первой генеральной схеме разработки, составленной ВНИИ в 1956 году. Система разработки и сетка размещения скважин были обоснованы в проекте разработки, составленном в ТАТНИПИ в 1960 году, где были определены окончательные границы площади. В промышленную разработку площадь вступила в 1962 году.

К 1967 году все проектные скважины были пробурены, годовой уровень добычи нефти при этом достиг 3,390 млн. тонн. В связи с этим институтом «ТатНИПИнефть» был выполнен проект разработки площади с целью уточнения технико-экономических показателей и системы разработки площади. По принятому варианту намечено было удерживать максимальный уровень добычи (3,550 млн. тонн) нефти до 1973 года с последующим его падением. Проектом было обосновано бурение 110 резервных скважин, которые размещались в 2-х дополнительных рядах на 400 м севернее и южнее среднего эксплуатационного ряда. Это несколько увеличило максимальный уровень добычи нефти (3,877 млн. т.), который был сохранен до 1975 года. По состоянию на 1.01.75 г. рекомендации по бурению резервных скважин были выполнены, намечалась тенденция к уменьшению добычи нефти. В связи с этим были намечены технико-экономические показатели и определен объем мероприятий для уменьшения темпов падения добычи нефти.

В 1978 году, когда основные рекомендации по созданию уплотняющих скважин были осуществлены, выполнен проект разработки. В настоящее время Чишминская площадь разрабатывается согласно «Уточненного проекта разработки горизонтов Д0 и ДI Чишминской площади Ромашкинского месторождения, утвержденного Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений в 1986 году.

В 1991 году был составлен «Анализ разработки Чишминской площади Ромашкинского месторождения». Основной задачей данной работы был подсчет запасов нефти, вытесненной в процессе разработки закачиваемой и пластовой водой.

С начала разработки из пластов горизонтов ДI и Д0 площади отобрано 90,7% от начальных извлекаемых запасов и 50,4% от балансовых запасов. Годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составляет 0,49%, от текущих 5,05%. Текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,504.

Всего из пласта Д0 на 1.01.2000 года отобрано 70,6% извлекаемых запасов, из пласта ДI - 96,3% извлекаемых запасов.

Среднесуточный дебит нефти, приходящийся на одну действующую скважину к концу 1999 года составил - 4,5 т/сут., дебит по жидкости составил 34,5 т/сут., обводненность продукции - 87,7%.

В 1999 году закачано 3763 тыс. м? воды, что ниже запланированного. Уменьшение объема закачки по сравнению с проектным связано с уменьшением добычи воды по площади, в результате регулирования процесса разработки.

В целом по горизонту ДI, Д0 закачано технологической воды - 3703667 м?. Отбор жидкости обеспечен закачкой на 103,1%. Среднее пластовое давление в зоне отбора - 164,7 атм.

Первоначально Чишминская площадь условно была разделена на пять блоков, но по мере выработки запасов нефти с целью снижения темпов падения добычи, а так же улучшения условий выработки запасов за счет применения направления фильтрационных потоков было осуществлено поперечное разрезание площади, нагнетательными скважинами. На площади выделено три блока самостоятельной разработки по линиям поперечного разрезания. Наибольшее количество начальных извлекаемых запасов нефти - 39% на II блоке, наименьшее - 30,4% на III блоке.

С начала разработки по первому блоку отобрано - 83% начально извлекаемых запасов, со II блока - 93% начально извлекаемых запасов, с III блока - 96% начально извлекаемых запасов. Обводненность на первом блоке 75%, на II блоке - 92%, на III блоке - 90%.

Потери нефти из-за обводнения как закачиваемыми, так и пластовыми водами за 1999 год составили 97 тыс. тонн.

Для компенсации потерь нефти из-за обводнения в течение отчетного года были проведены следующие геолого-технические мероприятия:

- введены в эксплуатацию 3 новых скважины.

- введены в эксплуатацию из бездействующего фонда 11 скважин.

- в 37 скважинах были проведены работы по приведению к оптимальному режиму.

- были произведены работы по регулированию процессов разработки: на всей площади применяется циклическое заводнение с изменением направления фильтрационных потоков.

- были применены новые методы повышения нефтеотдачи.

Наиболее интенсивно вырабатываются высокопродуктивные коллектора. Остаточные запасы - 6,1% от начальных извлекаемых. Отстают в разработке низкопродуктивные коллектора и водонефтяные зоны. На 1.01.2000 года соответственно 39,6% и 22,8% - остаточные запасы.

Основная задача на площади - обеспечение роста отбора нефти от ТИЗ за счет проведения геолого-технических мероприятий и регулирования процесса разработки. Необходимо провести опытно - промышленные работы по закачке ПДС, ВДС, пробурить и ввести в работу новые скважины: добывающие и нагнетательные.

2.2 Классификация методов регулирования процесса разработки месторождения

На Ромашкинском месторождении в достаточно-большом объеме применяются различные методы регулирования процесса разработки. Они подразделяются на две группы: гидродинамические и третичные. Гидродинамические подразделяются на следующие подгруппы: нестационарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, форсированный отбор жидкости, ввод недренируемых запасов, геолого-физические методы.

Превалирующее значение имеют гидродинамические, подчиненные -третичные МУН.

Циклический метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных отложениях искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движения жидкостей и газа.

На практике неустановившиеся давление и фильтрация жидкости в пласте могут быть созданы периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой из пласта жидкости при искусственном заводнении коллектора или циклическим отбором жидкости при естественном водонапорном режиме его разработки.

При периодическом нарушении установившегося состояния гидродинамической системы в нефтяной залежи возникают условия для непрерывного проявления упругих сил. В неоднородном пласте между различными зонами, каналами и потоками жидкостей возникают градиенты гидродинамических давлений, способствующие интенсификации перетоков жидкостей из одних слоев в другие, из трещин в блоки и изменяется направление потоков. При создании периодически неустановившихся состояний, иначе говоря, попеременно изменяющихся по величине и направлению градиентов гидродинамического давления в нефтяном пласте происходит внедрение нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные зоны и каналы и перемещение из них нефти в зоны активного дренирования.

Циклический метод заводнения тем эффективнее, чем выше остаточная нефтенасыщенность после обычного заводнения. Этот метод эффективен и в сравнительно однородных пластах, содержащих вязкую нефть.

Известно также, что конечная нефтеотдача определяется рентабельной долей нефти в извлекаемой жидкости. Если учесть, что при циклическом воздействии доля нефти в потоке возрастает, то осуществление этого метода должно способствовать увеличению не только текущей, но и конечной нефтеотдачи пласта.

Одним из главных факторов, определяющих эффект циклического заводнения, является уменьшение неравномерности вытеснения нефти в неоднородном пласте при создании в нем упругого режима фильтрации жидкости. В результате из пласта отбирается меньше воды и достигается более высокая нефтеотдача.

Для определения эффективности циклической закачки применяется метод характеристик вытеснения.

Месторождение вступило в позднюю стадию разработки. Значительная часть действующего фонда скважин эксплуатируется с водой. Из-за значительного обводнения эксплуатация скважин осуществляется преимущественно механизированным способом - центробежными и штанговыми глубинными насосами. Значительная часть действующего фонда работает с обводненностью выше 90%. Из года в год увеличивается число скважин, эксплуатацию которых прекращают из-за обводнения. В этих условиях чрезвычайно актуален вопрос целесообразности применения форсированного отбора жидкости перед отключением сильно обводненных скважин. В объединении «Татнефть» приняты условные критерии форсированного отбора жидкости, которые позволяют более правильно оценить этот метод разработки.

Форсировкой принято считать поэтапное постепенное и существенное (в 1,5 - 2 раза) увеличение отборов жидкости из высокообводненных (на 95% и выше), высокопродуктивных (с дебитом жидкости более 50 т/сут) скважин. При таком подходе метод форсированного отбора можно считать не только методом интенсификации и регулирования разработки, но и методом повышения нефтеотдачи.

Ввиду сложности геологического строения и применения на начальном этапе освоения месторождения неоптимальных систем разработки, объем недренируемых запасов оказался весьма большим. Поэтому необходимы бурение дополнительных скважин, оптимизация размеров эксплуатационных объектов и плотности сетки скважин, совершенствование систем заводнения, оптимизация давления нагнетания и на забое добывающих скважин.

Под геолого-физическими методами понимается комплекс вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов на залежах, где эти методы по различным причинам ранее не применялись и они разрабатывались на естественных режимах. Сюда относятся залежи нефти в карбонатных коллекторах, а также залежи высоковязкой нефти в терригенных и маловязкой в слабопроницаемых пластах. Комплекс геолого-физических методов вовлечения в активную разработку малоэффективных залежей нефти состоит из следующих элементов:

1 Применение нестационарного заводнения.

2 Использование оптимальных давлений нагнетания.

3 Разработка залежей в слабопроницаемых терригенных коллекторах при пластовых давлениях, близких к первоначальным.

Широкое применение высокоэффективных технологий обработки призабойных зон.

4 К третичным методам относится изоляция (ограничение) притока воды в добывающих скважинах.

2.3 Анализ фонда скважин

На Чишминской площади до 1958 года в пробной эксплуатации находились отдельные разведочные скважины. Заметный количественный рост фонда эксплуатационных скважин начинается с 1962 года, когда разбуривается первый ряд эксплуатационных скважин. Резко увеличился эксплуатационный фонд в 1965 году, когда в течение года было введено 160 скважин.

По проекту разработки, составленному ТатНИПИнефть в 1985 году на площади должно быть пробурено 875 скважин, в том числе: 530 эксплуатационных , 210 нагнетательных, 8 оценочных, 127 дублеров.

На 1.01.2000 года пробуренный фонд в пределах административных границ площади составляет 685 скважин: 477 эксплуатационных, 180 нагнетательных, 24 дублера, 4 оценочных, осталось пробурить 190 скважин, в том числе: 53 эксплуатационных, 30 нагнетательных, 4 оценочных и 103 дублеров.

В эксплуатации на нефть находится 303 скважины (ЭЦН - 147скважин, СКН - 156 скважин), под закачкой - 128 скважин, 22 - наблюдательных, 3 - дающие техническую воду, 15 скважин находятся в консервации, 128 скважин - ликвидированы, 86 скважин возвращены на верхний горизонт.

2.4 Методы регулирования в рамках принятой системы разработки

- Оптимизация режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки воды по скважинам и отдельным пластам, циклическое заводнение с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, отключение скважин и пластов выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин);

- Оптимизация режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение обводненных скважин и пластов, форсированный отбор жидкости, снижение добычи пластовой воды, водоизоляционные работы, увеличение гидродинамического совершенства скважин);

- Бурение скважин - дублеров, предназначенных для замены нагнетательных и части добывающих скважин, выбывших из эксплуатации по причине физического износа или технической непригодности.

В связи с тем, что равноскоростную выработку пласта «а» (относительно хорошие коллекторские свойства) и пласта До (с ухудшенными коллекторскими свойствами) невозможно обеспечить без ограничения отборов нефти из базисного пласта «а» было решено разукрупнить эти объекты и разрабатывать пласт До по самостоятельной системе разработки. Была организована трехрядная система разработки путем бурения дополнительных скважин по сетке 600х600 с тремя продольными нагнетательными рядами. В результате этого темпы отбора нефти от ТИЗ увеличились. Закачка воды производится через специальные скважины упрощенной конструкции с целью повышения давления нагнетания до 20-21 мПа.

Высокие темпы разработки пласта «а» (12,6% от ТИЗ) способствовали, как сказано выше, быстрому обводнению скважин первых добывающих рядов и выходу их из эксплуатации, что в свою очередь привело к снижению темпов добычи нефти. Для поддержания высоких уровней добычи нефти пласта «а» было решено дополнительно пробурить в центральной части площади на расстоянии 400 м центрального (третьего) ряда два ряда добывающих скважин. Таким образом, сетка 800х650 в этой части была трансформирована в сетку 400х650м. Ряд дополнительных добывающих скважин были пробурены между нагнетательными и первыми эксплуатационными рядами в тупиковых и застойных зонах. Таким образом, длительное время поддерживалось постоянное число добывающих скважин.

Всего на площади пробурено 325 дополнительных скважин. Из них 238 добывающие, 87 нагнетательные. Бурение дополнительных скважин позволило стабилизировать добычу нефти и даже несколько увеличить ее уровень и удерживать высокий уровень добычи в течении 12 лет.

Наибольшее количество дополнительных скважин пробурено в центральной части и они оказались наиболее эффективными. Если в целом по площади на 1 добывающую скважину добыча составляет 58,8 тыс. тонн, то по скважинам центральной зоны добыто до 100 тыс. тонн на одну скважину. Достаточно эффективным оказалось также бурение дополнительных скважин в заводненной зоне между рядами добывающих скважин и разрезающими нагнетательными рядами на южной и северной частях площади. Дополнительными скважинами этой зоны отобрано 902 тыс. тонн нефти или в среднем на одну скважину добывающую 12,9 тыс. тонн на севере и 19,7 тыс. тонн на юге. Всего из дополнительных скважин отобрано 16145 тыс. тонн нефти.

В это же время на площади внедряется форсированный отбор жидкости. Всего переведено 60 скважин, в настоящее время работают 22 скважины. Суммарный отбор добычи нефти за счет внедрения форсированного отбора жидкости составил 137540 тыс. тонн.

На четвертой стадии разработки пласта в результате выхода скважин первых добывающих рядов, постепенного удаления фронта закачки воды и внедрения форсированного отбора жидкости в зоне отбора наметилось снижение пластового давления из-за необеспеченности повышенных отборов жидкости закачкой воды. На отдельных участках с пониженными отметками пласта произошло опережающее обводнение скважин подошвенными водами в меридиальном направлении. Было предложено разрезание площади на блоки по пласту «а» для закачки воды в добывающие скважины, где произошло обводнение пластовой водой. Всего под закачку было освоено три поперечных нагнетательных ряда скважин. Поперечное разрезание позволило изменить направление фильтрационных потоков жидкости в пласте, восстановить пластовое давление, одновременно ликвидировать накопленный дефицит закачки воды и отбору жидкости в пластовых условиях. Увеличение числа нагнетательных скважин дало возможность широко применять циклическую закачку воды в пласт без снижения объема закачки. Циклическая закачка сочеталась с циклическим отбором жидкости по отдельным скважинам, участкам.

Циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков применялось с 1984 года. Ежегодно в среднем переводилось 15-20 скважин. По состоянию на 1.01.2000 года весь нагнетательный фонд находится под циклической закачкой.

В целом от циклического заводнения дополнительно на 1.01.2000 года добыто 976 тыс. тонн нефти.

В результате проведения мероприятий по регулированию процесса разработки удалось изменить режим работы добывающих скважин, которые можно разделить на несколько групп по степени влияния:

1. Скважины, которые раньше работали с обводненностью 50-90%. После проведения мероприятий по регулированию процесса разработки обводненность значительно снизилась, а некоторые переходили на безводную нефть.

2. Скважины, находящиеся в консервации и пьезометрическом фонде из-за полного обводнения были переведены в фонд действующих с обводненностью 70-95%.

3. Скважины, которые после проведения мероприятий на длительное время приостанавливали рост обводнения.

Основной причиной повышения содержания нефти в обводненных скважинах явилось изменение направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, обусловленное меридиональным разрезанием площади в сочетании с циклическим заводнением. Это улучшило охват заводнением по площади за счет изменения линий тока. Причем участки, ранее не охваченные заводнением (тупиковые зоны в прерывистых пластах и застойные зоны в непрерывистых пластах) пронизываются линиями тока нового направления, что улучшает вытеснение нефти из этих зон.

В результате мероприятий в целом по объекту обводненность продукции не изменилась с 1985 года до 1996 года. Отбор жидкости снизился с 15,4 тыс.т/сут. в 1985 году до 6,8 тыс.т/сут. в 1996 году при добыче нефти выше проектных уровней. Соответственно снизилась закачка воды на этот же уровень

2.5 Общие сведения о технологии повышения нефтеотдачи

На Ромашкинском нефтяном месторождении за последние несколько десятилетий испытывалось и внедрялось более 100 гидродинамических, физико-химических, физических и микробиологических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов и технологий интенсификации разработки. Многие из этих методов применяются и на объектах НГДУ "Джалильнефть".

Из двадцати одной площади терригенного девона Ромашкинского месторождения НГДУ "Джалильнефть" эксплуатирует пять площадей: Чишминскую, Ташлиярскую, Сармановскую, Восточно-Сулеевскую и Алькеевскую, а также две крупные залежи 12 и 31 бобриковского горизонта. Основными эксплуатационными объектами разработки являются кыновский и пашийский горизонты верхнего девона.

Порядок нумерации площадей осуществлен в соответствии с ранжировкой их по значению среднего коэффициента продуктивности. Наибольшее значение коэффициента продуктивности имеет центральная Абдрахмановская площадь, наименьшее - северная Сармановская площадь Ромашкинского месторождения.

Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации разработки во многом определяются геолого-физической характеристикой коллекторов и степенью выработки запасов нефти. Чем ниже средний коэффициент продуктивности эксплуатационного объекта, тем меньше технологческий эффект от применения МУН и стимуляции производительности скважин.

Объекты разработки НГДУ "Джалильнефть" имеют значения средних коэффициентов продуктивности значительно ниже среднего в целом по Ромашкинскому месторождению. В связи с этим дополнительная добыча нефти от внедрения одних и тех же технологий МУН и интенсификации разработки на объектах НГДУ "Джалильнефть" должна быть меньше, чем в среднем по Ромашкинскому месторождению.

НГДУ "Джалильнефть" проводятся работы по дальнейшему развитию испытанных и внедрению новых гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов и обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин.

Опытно-промышленные работы по испытанию одного из гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов циклического заводнения, впервые были начаты для терригенного девона Ромашкинского месторождения на Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадях в 1972 г., а для бобриковского горизонта - на залежи 12 в 1973г. С тех пор путем постоянного совершенствования модификаций циклического заводнения и технологий импульсного воздействия создавалась оперативная система регулирования разработки с изменением направлений фильтрационных потоков и чередованием режимов добычи жидкости и закачки воды с охватом всего фонда добывающих и нагнетательных скважин.

За счет применения нестационарного циклического заводнения за последние 15 лет на объектах НГДУ "Джалильнефть" сокращен отбор попутно добываемой воды на 80 млн. т. (по сравнению с проектом) и снижена закачка воды на 75 млн.м³. При этом текущая обводненность добываемой продукции ниже проектной на 8...12 %. В 1999 г. дополнительно добыто 1,837 млн. т нефти, или 41 % от всей добычи по НГДУ.

Дальнейшее совершенствование циклического заводнения и импульсного воздействия на пласты связано с созданием комплексных технологий с использованием физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, направленных на регулирование фильтрационных потоков и повышение коэффициентов охвата (оторочки полимеров, вязкоупругих систем и т.п.).

Для ввода в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти НГДУ "Джалильнефть" проводит планомерную и целенаправленную работу по применению современных физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов и обработки призабойных зон скважин, создание оторочек с целью увеличения коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением, водоограничение и стимуляция дебитов в добывающих скважинах, увеличение и выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах, и их различные комбинации. Так, например, число проведенных операций по стимуляции дебитов добывающих скважин в 1999 г. возросло почти в 3 раза по сравнению с 1995 г.-с 24 до 67, а по нагнетательным скважинам сохраняется на уровне 29 обработок ежегодно. Доля дополнительной добычи нефти за счет физико-химических МУН и ОГО скважин в 1999 г. составила 7,2 % от всей добычи НГДУ "Джалильнефть" (в целом по АО "Татнефть" этот показатель равен 12 %).

НГДУ "Джалильнефть" были проведены опытно-промышленные работы по испытанию технологий третичных МУН и ОГО скважин:

- на отдельных участках залежей бобриковского горизонта: полимер-дисперсной системы (ПДС), ПДС+СаС1₂, закачка серной кислоты с нефтью, комплексное воздействие, закачка оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ), силикат-гелевой системы, кремний - органических соединений, растворов полиакриламида, оторочки смачивателя (тринатрийфосфата), акустико-химическое воздействие, сейсмоакустическое и другие виды воздействия на призабойную зону скважин;