Современные проблемы разработки крупных месторождении например туймазинского

себя также оправдала. В гидродинамическом отношении наиболее благоприятными для «подпитки» в процессе разработки от соседних блоков являются II, IV, VI, VII, IX, блоки горизонта DI и III, IV блоки горизонта DII. Соответственно, их текущая нефтеотдача 0,718−0,908 по DI и 0,595−0,615 по DII. По блокам DI — IV, VI, VII и I, II, III — DII пробурены сверхуплотняющие скважины и боковые стволы. По водонефтяным участкам текущий КИН имеет значения 0,151−0,417 по горизонту DI и 0,177 (V блок) по горизонту DII. Полученные зависимости весьма выражены и подтверждают вывод: при уплотнении сетки с 40 до 20 га/скв рост КИН достигает с 0,1 до 0,6−0,7. При дальнейшем уплотнении рост КИН не существенный — кривая имеет пологий характер с выходом на насыщение в области оптимальных значений плотности сетки скважин.

Оптимальная плотность для терригенного девона составляет 18−20 га/скв.По результатам бурения новых скважин подтверждена неравномерная выработка терригенных девонских пластов по разрезу и площади. В 69,3% случаев вскрыт полностью промытый разрез горизонтов DI и DII. Во вскрытом разрезе, состоящем из 3−12 водои нефтенасыщенных пропластков горизонтов DI и DII, адресная перфорация пропластков (мощностью 1−4,0м) с повышенной текущей нефтенасыщенностью эффективна независимо от их положения в вертикальном разрезе. ГЛАВА 5. Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов.

За последние годы на Туймазинском нефтяном месторождении применялись различные методы увеличения нефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора и т. д. Рассмотрим наиболее современные и распространенные методы увеличения нефтеотдачи. Все виды воздействия на призабойную зону скважин по технологии проведения можно объединить в следующие группы1) Химические методы: закачка осадкогелеобразующей композиции «КОГОР», закачка нефтенола, цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта поверхностно — активными веществами, ингибиторами коррозии;

2) Тепловые методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка труб и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;

3)Механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка насосно-компрессорных труб от парафина штанговыми скребками, центраторами — фрезами;

4) Комбинированные методы: обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическими зарядами, термоимплозионная обработка ПЗП;5) Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение и изменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов. Также наиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являются вибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участки нефтяной залежи, что приводит к перераспределению полей напряжения в продуктивных пластах. Это ведет к их частичной реструктуризации и образованию новых фильтрационных каналов. В результате вибросейсмического воздействия уменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов, приводя к высвобождению гораздо большего количества нефти, повышая конечную нефтеотдачу пласта. Кроме того, на Туймазинском нефтяном месторождении был опробован новый метод извлечения прикровельной нефти. Вначале в скважине перфорируют интервал пласта ниже нефтенасыщенной части на несколько метров. После чего в скважину спускают электроцентробежный насос (ЭЦН) высокой производительности и осуществляют пуск скважины. За время работы скважины с перфорацией только нижней водонасыщенной части пласта нефть «засасывается» из верхней нефтенасыщенной части пласта в зону перфорации, увеличивая таким образом величину нефтенасыщенной толщины призабойной зоны пласта. При последующей перфорации верхней нефтенасыщенной части пласта скважина вступает в работу в условиях, когда в призабойной зоне пласта уже создан «обратный нефтяной конус», снижена относительная проницаемость для воды, что способствует работе скважины более длительное время с меньшей обводненностью. Таким образом, выбор метода увеличения нефтеотдачи, как видим, зависит от многих факторов, таких как, например, обводненность добываемой жидкости, геологических условий, коллекторских свойств продуктивных пластов. Частично эта задача решается за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. Так на Туймазинском месторождении в различное время применялись такие методы, как гидроразрыв пласта, закачка цеолита, комплексных осадкогелеобразующих композиций, кислотные обработки, гидродинамические методы повышения нефтеотдачи и другие.

В последнее время нашел применение метод зарезки боковых стволов. Бурение боковых стволов можно условно разделить на три этапа. Первый этап — бурение боковых стволов на карбонаты кизеловского горизонта. Основной задачей бурения боковых стволов на этот горизонт являлось увеличение дебитов жидкости, путем совершенного вскрытия пласта [2]. Увеличение степени совершенства вскрытия предполагалось осуществить спуском хвостовика до кровли карбонатов, вскрытием продуктивного коллектора на чистой воде с добавлением ПАВ и последующей кислотной обработкой для создания каверн в открытом стволе с целью увеличения поверхности призабойной зоны пласта. Второй этап — бурение боковых стволов на пласт DII. В процессе разработки пласта DII внедрены все проектные технологические рекомендации, дополнительно широко применялся форсированный отбор жидкости с увеличением дебитов жидкости с 57 до 209 м3/сут, т. е. почти в два раза. Значительный рост дебитов связан с развитием системы заводнения путем разрезания залежи рядами нагнетательных скважин. Скважины отрабатывались до высоких значений ВНФ. ВНФ по скважинам пласта DII изменялся от 0,01 до 428 т/т, при достижении обводненности 99 — 100% они отключались. Отключение скважин пласта DII также обусловлено наличием возвратного вышележащего объекта DI, с хорошей продуктивностью, что побуждало к преждевременному прекращению эксплуатации малодебитных скважин.

Особенностью залежи является не поршневое вытеснение нефти, а постепенное поднятие ВНК. В результате из-за ухудшения коллекторских свойств нефть не втесняется из слабопроницаемых прикровельных участков залежи. При бурении боковых стволов планируется нефть добывать из прикровельной части пласта. Третий этап — бурение боковых стволов на пласт DIV. Пласт выведен из эксплуатации в 1995 году. До отключения пласта работало 10 скважин, накопленная добыча составляет 963 тыс.

тонн нефти. В течении 1995−1999 годов происходило перераспределение нефти и пластовой воды в пределах залежи. Развитие системы заводнения пласта DIV не предусматривалось, так как пласт имеет обширную законтурную область и даже при значительных отборах жидкости при форсированной добыче, пластовое давление оставалось достаточно высоким и стабильным. В 2001 году на Туймазинском месторождении боковые зарезки были проведены на бобриковский горизонт и на карбонаты среднефаменского подъяруса.

В боковом стволе, пробуренном на среднефаменские отложения был получен приток нефти 5,2 т/сутки. Накопленная добыча по фаменским отложениям составляет 4638 тонн при обводнении продукции 41,5%. Всего на среднефаменский подъярус пробурено 6 боковых стволов [3, 4, 5]. Рассмотренный опыт применения зарезки и бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения с целью повышения нефтеотдачи показывает оправданность метода на заключительных стадиях разработки продуктивных объектов. Показатели работы боковых стволов на уровне выше экономически предельных при незначительных капитальных затратах свидетельствуют о технологической и экономической эффективности бурения БС. При этом совершенствование техники и технологии бурения БС, способов эксплуатации боковых стволов, наличие значительных остаточных извлекаемых запасов на месторождении приводит к расширению области применения метода и увеличению объемов бурения БС. Наиболее целесообразным является использование технологий бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени на эксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно. Боковые стволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, за исключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которых затруднено бурение даже вертикальных скважин. Геолого-физические условия эффективного применения БС: — нефтяные залежи с трудноизвлекаемыми запасами;- залежи с коллекторами, имеющими естественную вертикальную трещиноватость или разломы;- пласты с высокой неоднородностью, особенно по вертикали;- пласты с карстовыми или кавернозными образованиями;- линзовидные пласты;- пласты с малой толщиной;- пласты с несцементированными песчаниками. При обосновании бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения в каждом отдельном случае необходимо производить оценку гелого-физических критериев эффективного применения метода, обобщать и анализировать опыт эксплуатации ранее пробуренных боковых стволов [6, 7].

Заключение

.

Основная проблема нефтедобывающей отрасли — достижение максимальной нефтеотдачи при рентабельной экономике — особенно актуальна для уникальных (гигантских) нефтяных месторождений. Среди отечественных нефтяных месторождений Туймазинское месторождение нефти и газа исторически оказалось первым среди открытых гигантов. Оно же оказалось первым (или в числе первых), вступившим в заключительную стадию разработки. Впервые в стране на этом месторождении была запроектирована и осуществлена научно обоснованная система разработки. Внедрены многие научные и инженерные решения. Ни по одному уникальному месторождению платформенного типа опыта и законченных научных решений для завершающей стадии разработки нет. Следуя классификации по стадийности разработки нефтяных месторождений (М.М. Иванова и д.р.), завершающая стадия характеризуется следующими основными признаками: «…медленно снижающиеся уровни добычи нефти, высокая обводненность всех скважин и добываемой из объекта продукции. Завершающая стадия является наиболее длительной и достигает 3537 лет.

Средний темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составляет около 0,6−0,32% в год. Происходит интенсивное обводнение скважин и постепенное их отключение. Проводятся работы, направленные на извлечение нефти из кровельной части пластов, зон стягивания контуров, изолированных участков пластов или изолированных прослоев с пониженной проницаемостью. Увеличиваются отборы жидкости из действующих скважин, вводятся некоторые из ранее законсервированных скважин, при возможности осуществляются работы по возврату скважин, зарезка новых скважин. В результате всего этого четвертая стадия характеризуется значительными колебаниями отбора жидкости." Для Туймазинского нефтяного месторождения, перечисленные выше типичные признаки заключительной стадии разработки, сохраняют свою значимость. На взгляд диссертанта, имеются и свои признаки (особенности), заслуживающие внимания. К этим особенностям целесообразно отнести: 1) Заметную роль строительства боковых стволов (БС) для рациональной довыработки остаточных запасов нефти; 2) Крайне незначительный объем бурения новых скважин в связи с риском их не окупаемости в условиях достигнутой рациональной плотности сетки скважин; 3) Возрастающую роль МУН, среди которых по результатам опытно-промышленных испытаний предыдущего этапа выбираются наиболее эффективные.

Для Туймазинского месторождения, где испытано несколько технологий физико-химических и микробиологических МУН. Диссертантом в соавторстве разработана и внедрена технология управляемого вибросейсмического воздействия, защищенная патентом РФ. Обобщение результатов теоретических, методических, технологических, технических разработок и исследование проблем повышения выработки запасов нефти с целью достижения высоких величин нефтеотдачи (0,5 и более) представляет несомненный научный и практический интерес. На месторождении достигнут высокий коэффициент нефтеизвлечения 0,503, обводненность продукции составляет 90,2% при действующем фонде 933 добывающих и 165 нагнетательных скважин. В то же время огромный фонд скважин, вышедших в тираж по обводнению, и низкая степень выработки запасов нефти промежуточных объектов разработки дают основания к совершенствованию системы разработки, поиску участков повышенной нефтенасыщенности с использованием современных методов математического моделирования и вовлечению в разработку слабодренируемых зон с применением новых методов увеличения нефтеотдачи [8, 9].

В завершающей стадии на Туймазинском нефтяном месторождении испытаны и продолжают внедряться в опытно-промышленном объеме гидродинамические, микробиологические (закачивание био.

ПАВ и сухого активного ила), физико-химические методы (закачивание компаунд-смесей цеолита-нефелина, неонола; щелочно-полимерных систем), а также волновые технологии: дилатационно-волновое (ДВВ), вибросейсмическое (ВСВ), виброволновое воздействие (ВВВ). Решающими критериями в пользу проведения того или иного метода воздействия принимается величина прироста добычи нефти и затраты на его проведение (удельная эффективность). Одними из перспективных являются волновые технологии.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Кириллов А. И. Совершенствование разработки Туймазинского нефтяного месторождения в завершающей стадии / Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук — Уфа: ОАО НПФ «Геофизика», 2006. — 20 с.

2. Анализ размещения и бурения боковых стволов и составление моделей. Отчет о научно-исследовательской работе. — Уфа: Баш.

НИПИнефти, 2003 — 493 с.

3. Ленченкова Л. Е., М. М. Кабиров, М. Н. Персиянцев Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Учебное пособие. — Уфа: УГНТУ, 1998. — 255 с.

4. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана/И.И. Абызбаев, А. Ш. Сыртланов, П. Ф. Викторов и др. — Уфа: Китап, 1994. — 180 с.

5. Гиматудинов Ш. К., А. И. Ширковский Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. — М.: Недра, 1982. — 311 с.

6. Геологическое строение и разработка Туймазинского месторождения/К.С. Баймухаметов, В. Р. Еникеев, А. Ш. Сыртланов и др. — Уфа: Китап, 1993. — 270 с.

7. Баймухаметов К. С., П. Ф. Викторов Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана — Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. — 424 с.

8. Газизов А. А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. — М.: Недра, 2002. — 342 с.

9. Пермяков И. Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. — М.: Гостоптехиздат, 1959. — 212 с.