Повышение продуктивности Зай-Каратайской скважины

1.

ВВЕДЕНИЕ

О.А.О. «Татнефть» является одним из ведущих предприятий топливно-энергетического комплекса России. Основные виды деятельности — поиск, разведка, бурение скважин и обустройство нефтяных месторождений, добыча, переработка нефти, реализация нефтепродуктов; сервисного обслуживание, выпуск металлопластмассовых труб, автомобильных шин, кабельной и другой продукции.

В настоящее время открытое акционерное общество «Татнефть» одна из ведущих российских нефтяных компаний. По уровню добычи «Татнефть» занимает шестую позицию среди нефтяных компаний России. При нынешних темпах добычи компания — по оценкам независимого аудитора, консалтинговой фирмы «Миллер энд Лентс» — обеспечена запасами на более чем три десятилетия, при этом поиск и разведка новых месторождений продолжается.

«Татнефть» внесла большой вклад в мировую науку и практику. Нефтяники Татарстана впервые в отечественной практике освоили технологию и накопили ценный опыт ускоренного освоения нефтяных ресурсов, добились общепризнанных в нефтяном мире достижений в вопросах интенсификации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи пластов, поддержания пластового давления. «Татнефть» всегда была и есть предприятие самых передовых методов разработки нефтяных месторождений.

История нефтяной промышленности Татарстана начинается официально с 1943 года - именно тогда в Шугуровском районе было открытое месторождение нефти промышленного значения. Наступила эпоха массовых месторождений республик.

Июль 1943 года - открыто первое нефтяное месторождение промышленного значения в Шугурове. Скважину№ 1 (суточный дебит 20 тонн) пробурила бригада мастера Г. Х. Хамидуллина.

1943;1946 гг. - открытие месторождений Аксубаевского, Бавлинского и некоторых других.

1948 год. - открыто Ромашкинское месторождение - одно из крупнейших в мире.

Начало этапа интенсивной разработки - получена нефть из девонских песчаников на скважине№ 3(суточный дебит 120 тонн.)

За счет третичных методов повышения нефтеотдачи пластов дополнительная добыча нефти составила 4,5 млн. т (при плане 3,4 млн. т) или 131,7% к плану. Добыча нефти за счет гидро-динамических методов повышения нефтеотдачи составила 7 млн. т при задании 6.3 млн. т Всего за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов получено 11.4 млн. т нефти, что составляет более 40% добычи за 2004 год.

Ежегодно в «Татнефти» внедряется свыше 100 видов нового оборудования и технологий с экономическим эффектом более 140 млн. рублей, 2500 рационализаторских предложений и изобретений с эффектом 82.6 миллионов рублей. Более40% нефти на месторождениях Татарстана добывается за счет внедрения новейших технологии и метеодачи пластов.

Разработанные в ОАО «Татнефть» технологии получили широкое распространение в регионах СНГ. Ими заинтересовались зарубежные нефтяные компании, в том числе — Италии, Ирана, Египта, Китая. Все они имеют ресурсо — сбегающую направленность, экономически выгодны и экологически безопасны.

В связи с изменившимися условиями эксплуатации нефтяных месторождений и естественным падением добываемой нефти в ОАО «Татнефть» ведется планомерная работа по сокращению попутно добываемой воды, вывода из эксплуатации нерентабельных высокообводненных и малодебитных скважин.

Для этих целей разработаны и широко внедряются высокоэффективные технологии и оборудование. Все ремонты скважин сопровождаются тщательной подготовкой, исследованием и подбором подземного оборудования. Принятые меры позволяют поддерживать высокий уровень межремонтного периода скважин, который является одним из самых высоких в нефтяной отрасли России.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1 Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта

Стратиграфия и литология.

В геологическом строении Зай-Каратайской площади принимают участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы.

Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами.

Общая толшина осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.

Девонская система — D

В пределах площади отложения девонской системы трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными отложениями среднего отдела, терригенно-карбонатными верхнего отдела, которые по литологическому составу могут быть подразделены на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки.

Средний девон D₂

В составе среднего девона выделяются отложения эйфельского (D₂ef) и живетского (D₂gv) ярусов. Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта (Dbs) являются наиболее древними пaлeoнтологически охарактеризованными образованиями девона Ромашкинского месторождения.

Литологически в его составе выделяются две пачки пород: нижняя — базальная гравийно-песчаная (пласт D_V) и перекрывающая ее карбонатно-аргиллитовая.

Пласт сложен светло серыми и желтовато-светло-серыми разнозернистыми (в основном среднеи крупнозернистыми) кварцевыми песчаниками со значительной примесью гравийного и мелкогалечного материала. Реже встречается прослои мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов с плохой сортировкой обломочного материала.

Для верхней пачки характерно присутствие кристаллических, серых известняков, выделяемых как четкий электрорепер «нижний известняк», с наличием глинистых алевролитов и аргиллитов.

Толщина бийского горизонта в пределах площади изменяется от 0 до 10 м.

В живетском ярусе (D₂₎ выделяется старооскольский надгоризонт (D₂st), объединяющий в своем составе воробьевский — D₂vb (пласт ДIV), ардатовский — D₂ar (пласт ДIII), муллинский — D₂ml (пласт ДII) горизонты.

Пласт ДIV представлен светло-серыми или темно-коричневыми нефтенасыщенными песчаниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои мелкозернистых глинисто-алевритовых пород, а также зеленовато-серых карбонатных пород с остатками фауны. Отложения горизонта с размывом залегают на породах эйфельского яруса и кристаллического фундамента. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом ДIV.

Толщина воробьевского горизонта колеблется от 0 до 19 м.

Пласт ДIII выделен в пределах нижней пачки ардатовского горизонта и слагается глинистыми алевролитами, пятнисто окрашенными, с подчиненными прослоями оолитовых, шамозитово-сидеритовых руд и песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми.

Толщина пласта может достигать 10−12 м. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется хорошо выдержанный по площади электрорепер «средний известняк», который представлен буровато-серыми, темно-серыми, органогенными известняками или перекристаллизованными доломитами.

По кровле залегающих выше глинистых темно-серых пород проводится верхняя граница ардатовского горизонта, общая толщина которого меняется от 18 до 28 м.

Пласт ДII выделяется в пределах нижней алеврито-песчаной пачки в составе муллинского горизонта, который развит на всей территории месторождения. Он сложен темно-серыми песчаными алевролитами и мелкозернистыми серыми песчаниками.

Для верхней пачки характерно присутствие зеленовато-серых и черных тонкослоистых аргиллитов и коричневато-серых глинистых алевролитов с органическими остатками. Верхняя граница муллинского горизонта проводится по кровле глинистой пачки над пластом ДII.

Толщина изменяется от 4 до 25 метров

В разрезе верхнего девона выделяют франский (Д₃fr) и фаменский (Д₃fm) ярусы, подразделяющиеся на нижний, средний и верхний подъярусы.

К нижнефранскому подъярусу приурочены отложения пашийского (Д₃р) и тиманского (Д₃t) горизонтов. Пашийский горизонт (в промысловой практике индексируется как Д₁) сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов.

Песчаники кварцевые, алевритистые, светло-серые или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости от интенсивности нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Для коллекторов песчано-алевритовых пород характерна кварцевая цементация и достаточно однородный гранулометрический состав (средний диаметр зерен мелкозернистых песчаников составляет 0,11−0,15 мм, а крупнозернистых алевролитов 0,1мм).

Толщина горизонта составляет 50 м.(прил.2.)

Залегающие выше по разрезу отложения тиманского горизонта выделяются в интервале, ограниченном регионально выдержанными реперами. В подошве это репер «верхний известняк», представленный пачкой карбонатных пород, сложенных темно-серыми, неравномерно глинистыми мелкозернистыми известняками и доломитами. Выше залегают темнои зеленоватосерые и шоколадно-коричневые аргиллиты.

В основном в разрезах скважин северных площадей в средней части горизонта прослеживаются песчано-алевритовые отложения пласта Д₀, которые представлены серыми алевритистыми песчаниками и серыми, зеленовато-серыми алевролитами, выше которых залегают аргиллиты зеленовато-серые. Кровля горизонта проводится по подошве репера «аяксы», сложенного известняками.

Толщина тиманского горизонта изменяется от 24 до 28 м.

В разрезе среднефранского подъяруса выделяются отложения саргаевского, семилукского и речитского горизонтов.

Отложения саргаевского горизонта (Д₃sr) залегают с размывом на нижележащих тиманских образованиях и представлены известняками темно-серыми, мелкои тонко-зернистыми, в различной степени перекристаллизованными. В верхней части встречаются прослои брекчиевидного известняка.

Толщина горизонта колеблется от 4 до 9 м.

Для отложений семилукского горизонта (Д₃sm) характерно наличие темно-серых, битуминозных, органогенно-обломочных, брекчиевидных, окремнелых, участками сильно трещиноватых известняков, с прослоями мергелей и горючих сланцев.

Толщина горизонта изменяется в пределах 40 — 50 м.

Отложения речитского горизонта залегают с размывом на отложениях семилукского горизонта и представлены микрои разнозернистыми серыми и темно-серыми, перекристаллизованными, прослоями органогенными известняками.

Толщина горизонта изменяется от 35 до 50 м.

В пределах верхнефранского подъяруса (Д₃fr) выделяются воронежский (Д₃vr), елановский (Д₃el), ливинский (Д₃lv) горизонты.

Характерным для этих горизонтов является сложение их известняками серыми, темно-серыми, в различной степени глинистыми, участками перекристаллизованными, доломитизированными и кальцитизированными. Для воронежских образований характерно наличие трещиноватых и брекчиевидных прослоев, а для евланово-ливенских органогенных разностей, представленных водорослевыми и фораминиферовыми известняками.

Общая толщина образований подъяруса может достигать 115 м.

Выделенный в составе фаменского яруса нижнефаменский подъярус (Д₃fm₁) представлен задонским (Д₃zd) и елецким (Д₃el) горизонтами, отложения которых залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Они сложены серыми известняками микрозернистыми, стилолитизированными, доломитизированными, участками пористыми и кавернозными и доломитами светло-серыми, мелкои среднезернистыми, иногда с включениями гипса и ангидрита.

Толщина подъяруса может достигать 140 м.

Для отложений среднефаменского подъяруса (Д₃fm₂) характерно переслаивание светло-серых микрозернистых и реликтово-органогенных, часто сильно перекристаллизованных известняков с редкими тонкими брекчиевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Встречаются также прослои пористых, мелко кавернозных, трещиноватых и битуминозных известняков с присутствием сутуростилолитовых швов и горизонтальных трещин. Доломиты буровато-серые, мелкои разнозернистые, известковистые.

Толщина горизонта изменяется от 51 до 73 м.

Верхнефаменский подъярус (Д₃fm₃) сложен известняками серыми и светло-серыми, в основном тонкозернистыми, неравномерно доломитизированными, с неровными поверхностями напластования, со стилолитовыми швами, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение.

Толщина колеблется в пределах 58−68 м.

Тектоника.

Ромашкинское нефтяное месторождение по поверхности кристаллического фундамента представляет собой асимметричное поднятие широтного простирания с относительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды.

Основным структурным элементом, контролирующим распределение нефтяных залежей Ромашкинского месторождения, является Южный купол Татарского свода структура первого порядка. Эта структура четко вырисовывается по поверхности кристаллического фундамента и по всем маркирующим поверхностям девона и карбона.

В юго-западной части месторождения, охватывая территорию Миннибаевской, Зай-Каратаевской, Куакбашской, а также западные части Абдрахмановской и Южно-Ромашкинского площадей, расположена первая терраса.

В этом районе фундамент имеет несколько пониженное положение, а по вышележащим отложениям оно наиболее высокое, поэтому в пределах террасы осадочные отложения имеют наибольшую толщину.

Сама Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий почти выположенный склон юго-западного направления. На фоне общего погружения в районе скважин №№ 62, 3553, 595 отмечается небольшой прогиб амплитудой около 5 метров, почти меридионального простирания (прил.1).

В районе скважин № 3549, 3548 изогипсой 1400 м оконтурено небольшое поднятие. Наклон слоев незначительный, не превышающий 0⁰70¹. Западнее скважин №№ 406, 3548, 99 пологое погружение переходит в восточный борт Акташско-Ново-Елховского прогиба с углами наклона до 1⁰50¹.

Условия залегания пашийских отложений Зай-Каратайской площади отражены на карте, построенной по подошве репера «верхний известняк» — кровля пашийского горизонта (прил.1.).

2.2 Колекторские свойства пластов Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учётом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, ёмкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм², а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм² соответственно. Это, видимо объясняется различным объёмом выработки по представительности групп пород. Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.

Так средняя толщина пластов, представлены высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту «б1» до 3,8 м. по пласту «б3».

При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43−0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентрировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведённых данных видно: проницаемость пласта «г1» составляет 0,666 мкм², а пласта «б» — 0,939 мкм², при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм².

Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокоподуктивных коллекторов пласты с глиностью менее 2% в 2 раза выше пластов с глиностью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.

Таким образом, проведённое геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт «г2» отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.

Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту «в». Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.

Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки засов нефти по пласту поставить их в равные условия.

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти и газа на Зай-Каратайской площади определялись как по глубинным (пластовым) пробам, так и по пробам, отобранным на поверхности. Отбор и анализ проб нефти на поверхности производились лабораторией подготовки нефти ТатНИПИнефть. Нефть горизонта Д1 Зай-Каратайской площади, как и всего Ромашкинского месторождения в целом, является сернистой (содержание серы 1,24%), высокосмолистой (содержание смол 33,8%) и парафинистой (парафинов 2,8%). Содержание кокса 5,01%, удельный вес нефти на поверхности составляет 0,862 г/см3.

При разгонке нефти были получены следующие фракции: бензин (темпетатура кипения до 200⁰С) — 26,9%, керосин (температура кипения до 200−300 ⁰С) — 19,5%.Усадка пластовой нефти в среднем составляет 14,67%, газовый фактор - 58,27 м³/т.

На Зай-Каратайской площади были исследованы пластовые воды горизонтов Д0, Д1, Д2, Д3. Поскольку не наблюдается существенного различия в составе вод этих горизонтов, ниже в качестве типовых будут рассмотрены воды горизонта Д1.

Величина первой солености находится в пределах 64,34−67,66%-эквивалентов, а второй в пределах 33,32−35,66%-эквивалентов.

По химической характеристике пластовые воды относятся к Cl-Ca типу.

Удельный вес пластовых вод при температуре 20⁰С изменяется от 1,1 711 до 1,1934 г/см³. Общая минерализация на 100гр. воды колеблется от 729,06 до 823,11 мг/дм³, РН в большинстве проб воды находится в пределах 6,1−6,3.

Среди анионов доминирующими являются ионы хлора. Содержание ионов хлора в воде колеблется от 364,51 до 412,09 мг-экв/л. Карбонатов содержится от 0,1 до 0,05 мг-экв/л. Содержание сульфатов в основном незначительно 0,004−0,19 мг-экв/л.

Из щелочноземельных металлов преобладает ион кальция. Он содержится в количествах от 96,68 до 111 мг-экв/л.

Аммоний, определенный лишь по одной пробе (по скважине № 13) содержится в количестве 229,90 мг-экв/л.

Содержание брома в водах горизонта Д1 значительное от 779,22 до 941,52 мг/л и может считаться промышленным.

Гидрохимические коэффициенты варьируют в следующих пределах:

Na/Cl-0.64−0.68

Ca/Mg-3.13−4.22

SO4*100/Cl-0.0014−0.0055

Cl-Na/Mg-4.08−5.30

Cl/Br-136.14−166.19

Пониженные величины 1,3 и 1,5 коэффициентов и повышенные 2 и 4 коэффициентов свидетельствует о значительной закрытости структуры и глубокой метаморфизации пластовых вод (табл.4.2.3).

Следует отметить, что для Зай-Каратайской площади характерна повышенная температура пласта — 38,42⁰С, с чем связана несколько пониженная вязкость пластовой воды на Зай-Каратайской площади по сравнению с другими площадями Ромашкинского месторождения.

2.4 Природный режим залежи Особенностью данной залежи является то, что свойства и характер распространения коллекторов в законтурной области, принципиально не отличаются от таковых в пределах залежи нефти. Связь с законтурной областью достаточно хорошая на участках развития коллекторов 1 группы. Но так как объект разработки многопластовый и пласты прерывисты, то связь с законтурной областью может и отсутствовать. Поэтому на основе наблюдений за весь предыдущий период разработки режим залежи характеризуется как упруговодонапорный. После ввода площади в разработку и начала внутриконтурного заводнения, режим залежи сменился на режим вытеснения нефти водой. Однако из-за сложного строения объекта на площади имеются отдельные линзы, не охваченные процессом вытеснения (отсутствие нагнетательных скважин на эти линзы), режим по которым можно считать упругим (изолированные линзы) и упруговодонапорным (при распространении коллекторов в законтурную область). Но доля таких линз незначительна, поэтому режим залежи в целом это режим вытеснения нефти закачиваемой водой.

2.5 Запасы нефти Первый подсчет запасов нефти по Зай-Каратайской площади был проведен в 1962 году, в соответствии с которым балансовые запасы составили 141 677 тыс.т., извлекаемые — 69 423 тыс.т. Далее запасы пересчитывались в 1976 году, 1986 году и в 1995 году. По состоянию на 1.01.1996 год они составили 69 957,4 тыс.т. Произошло увеличение извлекаемых запасов за счет возрастания степени разбуренности площади и уточнения границ распространения коллекторов.

Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на 1.01.2002 равны 140 139 тыс.т. балансовых и 64 759 тыс.т. извлекаемых. Все запасы отнесены к категории А.

Распределение извлекаемых запасов нефти по пластам очень неравномерно. Наибольшая доля запасов, соответственно 28%, 24%, 15,4%, приходится на пласты Д₁г₂, Д₁в, Д₁б₃, а наименьшая на пласты Д₁д, Д₁б₁, Д₁а (соответственно 2,0%, 4,3%, 5,4%). Пласты Д₁б₂ и Д₁г₁ по доле начальных извлекаемых запасов занимают промежуточное положение и на них приходится 8,9% и 12%.

Распределение запасов нефти по группам коллекторов Зай-Каратайской площади также неравномерно. Преобладающая часть запасов приходится на высокопродуктивные неглинистые коллекторы (79,85) и лишь незначительная часть (соответственно 13,0% и 7,2%) — на высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные коллекторы.

Коэффициент нефтеизвлечения в целом по блоку составляет 0,65.

3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

В разработку площадь введена в 1956 году и в настоящее время находится на четвертой стадии разработки. Поздняя стадия разработки горизонта Д₁ характеризуется снижением добычи нефти за счет истощения запасов горизонта, прогрессирующим обводнением пластов и скважин, выбытием значительной части скважин из разработки и снижением эффективности ГТМ (геолого-технические мероприятия). Большую часть остаточных запасов составляют трудноизвлекаемые запасы низкопродуктивных терригенных пластов небольшой толщины.

Для анализа разработки был построен график показателей разработки разработки (прил.5.).

Динамика основных технологических показателей за 1958 — 2001 год приведена в таблице 5.1.

С начала разработки наблюдается интенсивное увеличение обводненности до 1987 года (85%). После 1988 года обводненность стабилизировалась и находилась в пределах 87−88%. С 1997 года отмечается снижение обводненности добываемой продукции до 85%, что объясняется эффективным регулированием процесса разработки, выбытием высокообводненных скважин, применением большого объема методов увеличения нефтеизвлечения, обеспечивающих изоляцию водопроводящих зон пласта.

Текущее состояние пробуренного фонда скважин.

Проектом разработки, составленным ТатНИПИнефть в 1987 году, предусмотрено бурение 1038 скважин (636 добывающие, 215нагнетательные, 152 скважины — дублеры, 35 скважин резервные). По состоянию на 1.01.2002 г. пробурено 853 скважин (из них 637 добывающие, 216 нагнетательные). Остаточный проектный фонд составляет 185скважины, из них 39 скважин основного фонда, 29 резервных, 117 скважин дублеров.

Непосредственно на 2 блоке пробурено 248 скважин. Фонд действующих добывающих скважин на площади составляет 344, нагнетательных 197. На площади 11,6% фонда находится в бездействии: 67 добывающих скважин простаивает по причине малодебитности из-за отсутствия или несовершенства системы воздействия, 12 нагнетательных из-за отсутствия оборудования для системы ППД. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам и типам коллекторов варьирует в пределах 2,5−9,0, что указывает на несовершенство системы заводнения.

Текущая добыча нефти.

За 2002 год из горизонта Д₁ отобрано 400тыс. т. нефти (3,4% от текущих извлекаемых запасов), что в 6,2 раз меньше максимальной добычи, достигнутой в 1971 году (2489 тыс.т.). С начала разработки добыто 58 400,2 тыс.т. нефти, что составляет 83,8% от НИЗ и 41,1% от НБЗ по Зай-Каратайской площади. По новым скважинам добыто 3,5 тыс.т. нефти. Среднесуточный дебит одной действующей скважины на 1.01.2003 г. составил 3,7 т/сут. по нефти и 23,7 т/сут. по жидкости.

Выполнены мероприятия по обеспечению добычи нефти. В результате циклического и нестационарного заводнения дополнительно добыто за 2002 год 43,2 тыс.т. нефти. Продолжались работы по повышению нефтеотдачи пластов (закачка ВУС, ВМРС, биополимера, ОЭЦ, Латекс), дополнительно добыто 9,4 тыс.т. нефти. В результате применения технологий обработки призабойной зоны в скважинах и перфорации пластов, гидравлического разрыва пластов дополнительно добыто 7,6 тыс.т. нефти.

В 2002 году выполнялась программа повышения давления на удаленных от КНС нагнетательных скважинах (строительство миниБКНС с агрегатом РЭДА 500 на КНС-ГУ-10, внедрение насоса ЦНС45 на КНС-3, ГУ-10), что позволило осуществлять циклическую закачку.

Текущая добыча жидкости.

В связи с ростом добычи нефти интенсивно возросла добыча жидкости, достигнув максимума в 1987 году 5690 тыс.т. Затем стала стремительно падать и в 2002 году она составила 2675,9 тыс.т., что в 2 раза меньше максимума.(прил.6) На площади проводятся в большом объеме мероприятия по сокращению отбора попутной воды (остановка предельно обводненных скважин, ограничение непроизводительной закачки, изоляция водопритоков). Накопленный отбор жидкости на 1.01.2003 г. составил 113,6 тыс.т. при водонефтяном факторе 1,715.

Текущая закачка воды.

Закачка воды в продуктивные пласты горизонта Д1 была организована с целью поддержания пластового давления с начала разработки. Ежегодно объемы закачки воды интенсивно увеличивались, достигнув максимума в 1986 году — 5645 тыс. м³. В дальнейшем закачка воды стала уменьшаться, как следствие снижения отборов жидкости, и составила в 1998 году 366 тыс. м³— минимальный объем закачки воды. В 2002 г. закачка воды составила 2260,2 тыс. м³ при компенсации отбора жидкости закачкой воды на 96,0%. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составила 134 м³/сут. Накопленный объем объем закачки на 1.01.2003 составил 190,2 млн. м³ воды при компенсации отбора жидкости закачкой воды в продуктивные пласты горизонта Д₁ на 105,1%.

Объем вынужденной закачки (оттоки) равен 23тыс. м³ воды. Производительная закачка составила 2237,2 тыс. м³ воды. В 2002 году под нагнетание воды освоено 8 скважин со средней приемистостью 105 м³ /сут. Нагнетательный фонд составил на конец года 197 скважин. Циклическое воздействие на пласт осуществлялось в 124скважинах.

Текущее состояние пластового давления.

На Зай-Каратайской площади анализ пластового давления проведен за период с 1958 г. по 2002 г.

Пластовое давление колебалось от 14,0 до 16,0 МПа, с начала разработки оно стало резко снижаться и в 1961 году достигло минимума 13,1 МПа. Затем до 1974 г. пластовое давление изменялось незначительно, в пределах 14,3−15,6 МПа. В последующие годы пластовое давление возрастало с некоторыми колебаниями и на 1.01.2003 г. составило 15,9 МПа, что говорит о необходимости его дальнейшего увеличения за счет организации эффективного заводнения по низкопроницаемым пластам.

Чрезмерное снижение пластового и забойного давлений приводит к снижению проницаемости, особенно в малопродуктивных коллекторах, за счет смыкания трещин и усиления влияния глин на продуктивность коллектора.

Специальные исследования, проведенные Н. Н. Непримеровым в 70 годах, показали (прил.6), что наилучшие условия эксплуатации месторождения создаются при давлениях близких к первоначальному пластовому, но так как технически это осуществить сложно, было признано целесообразным поддерживать пластовое давление на уровне 16−16,5 МПа. Снижение пластового давления ниже 14,0 МПа способствует снижению коэффициентов продуктивности скважин, их дебитов и приемистости.

Анализ пластовых и забойных давлений показывает, что чаще всего высокие забойные давления наблюдаются в зонах с высоким пластовым давлением, следовательно, таким путем достигается перепад давления, необходимый для притока нефти.

Снижение забойных давлений ниже критических приводит к уменьшению продуктивности из-за выпадения смолисто-асфальтеновых компонентов не только в стволе скважины, но и в призабойной зоне пласта.

Важными факторами, влияющими на снижение забойного давления, являются: подтягивание контура обводненности, технологические условия эксплуатации глубиннонасосного оборудования, целостность цементного камня, толщина глинистого раздела между нефтяным и глинистым пластами.

Текущее состояние выработки запасов и отбора нефти по пластам.

Пласт Д₁а содержит 5,4% извлекаемых запасов нефти пашийского горизонта. С начала разработки отобрано 56,1% от НИЗ нефти по пласту. В активную разработку за 2002 год введено 180 тыс. т извлекаемых запасов нефти.

Пласт Д₁б₁ содержит 4,3% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 66,2% от извлекаемых запасов нефти по пласту.

Пласт Д₁б₂ содержит 8,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 78,4% от извлекаемых запасов нефти по пласту.

Пласт Д₁б₃ содержит 15,4% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 78,1% от извлекаемых запасов нефти по пласту.

Пласт Д₁в содержит 24,0% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 88,3% от извлекаемых запасов нефти по пласту.

Пласт Д₁г₁ содержит 12,0% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 85,6% от извлекаемых запасов нефти по пласту.

Пласт Д₁г₂ содержит 28,0% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 91,1% от извлекаемых запасов нефти по пласту.

Пласт Д₁д содержит 2,0% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 74,7% от извлекаемых запасов нефти по пласту.

Текущее состояние выполнения проектных показателей.

Добыча нефти в 2002 году выше проектной на 3,5%. При этом фактическая добыча жидкости за рассматриваемый период значительно ниже проектной, что связано с ограничением отбора жидкости на площади (проведение мероприятий по регулированию процесса разработки). Соответственно отбору жидкости ограничивается и закачка воды в продуктивные пласты.

Действующий фонд скважин в 2002 году на 24 скважины больше проектного, что объясняется меньшим по сравнению с проектом выбытием скважин и вводом скважин из бездействующего фонда (проектом ввод из бездействия не предусмотрен). За период 2000;2002 г. выбыло из добывающего фонда на 15скважин меньше, чем по проекту, а из бездействующего фонда введено 40 скважин.

3.1 Характеристика технологических показателей разработки

Динамика основных показателей разработки.

По состоянию на 1.01.2000 г. на площади пробурено 846 скважин, в том числе 633 добывающих и 213 нагнетательных. Остаточный проектный фонд составляет 192 скважины, из них 46 скважин основного фонда, 29 резервных, 117 скважин дублеров.

Фонд действующих скважин составляет 370, нагнетательных 163. На площади 10,5% фонда находится в бездействии: 78 добывающих скважин простаивают по причине малодебитности из-за отсутствия или несовершенства системы воздействия, 11 нагнетательных из-за отсутствия оборудования для системы ППД. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам и типам коллекторов варьирует в пределах 2,5 9, что указывает на несовершенство системы заводнения.

Из продуктивных пластов горизонта ДI на 1.01.2000 г. отобрано 57,4 млн.т. нефти, что составляет 82,6% от начальных извлекаемых и 39,2% от геологических запасов. Среднегодовая обводненность продукции равна 85,9%, водонефтяной фактор 1,715. Сначала разработки в пласты закачено 186,3 млн. м³, компенсация отбора жидкости закачкой составляет 105,8%.

Добыча нефти в 1999 г. составила 415 тыс.т. (3,4% от текущих извлекаемых запасов), что в 6 раз меньше максимальной добычи в 1971 году. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины равен 3,5 т/сут по нефти и 24,6 т/сут по жидкости, средняя приемистость одной нагнетательной скважины — 143 м³/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и давление на забое добывающих скважин на конец 1999 года, соответственно, составило 15,9 и 9,8 МПа.

История нефтяной промышленности Татарстана начинается официально с 1943 года - именно тогда в Шугуровском районе было открытое месторождение нефти промышленного значения. Наступила эпоха массовых месторождений республик.

Июль 1943 года - открыто первое нефтяное месторождение промышленного значения в Шугурове. Скважину№ 1 (суточный дебит 20 тонн) пробурила бригада мастера Г. Х. Хамидуллина.

1943;1946 гг. - открытие месторождений Аксубаевского, Бавлинского и некоторых других.

1948 год. - открыто Ромашкинское месторождение - одно из крупнейших в мире.

Начало этапа интенсивной разработки - получена нефть из девонских песчаников на скважине№ 3(суточный дебит 120 тонн.)

За счет третичных методов повышения нефтеотдачи пластов дополнительная добыча нефти составила 4,5 млн. т (при плане 3,4 млн. т) или 131,7% к плану. Добыча нефти за счет гидро-динамических методов повышения нефтеотдачи составила 7 млн. т при задании 6.3 млн. т Всего за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов получено 11.4 млн. т нефти, что составляет более 40% добычи за 2004 год.

Ежегодно в «Татнефти» внедряется свыше 100 видов нового оборудования и технологий с экономическим эффектом более 140 млн. рублей, 2500 рационализаторских предложений и изобретений с эффектом 82.6 миллионов рублей. Более40% нефти на месторождениях Татарстана добывается за счет внедрения новейших технологии и метеодачи пластов.

Площадь находится в завершающей стадии разработки. Неуклонное падение уровня добычи нефти объясняется ухудшением структуры запасов нефти. Основная доля остаточных запасов содержится в малопродуктивных и глинистых продуктивных коллекторах.

Для вовлечения в активную разработку дополнительных запасов нефти необходимо бурение добывающих и нагнетательных скважин, совершенствование системы заводнения путем разукрупнения объекта нагнетательными скважинами, организации широкого применения нестационарного метода воздействия с изменением направления фильтрационных потоков, для чего потребуется совершенствование системы ППД.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Методы, улучшающие условия фильтрации за счёт первичного и вторичного вскрытия пласта К этим методам, которые применяются на Зай-Каратайской площади относятся: химический и механический.

Исследования химического способа.

Целью исследований является подбор материала заглушек, определение конструкции запорных устройств и параметров технологического процесса вторичного вскрытия пластов бесперфоратрным способом.

Кислоторастворимый металл, применяемый для заглушек, должен удовлетворять следующим требованиям:

— хорошо растворяться в технической соляной или грязевой кислоте;

— обладать высокой удельной прочностью, хорошей обрабатываемостью и способностью воспринимать ударные нагрузки;

— обладать достаточной химической стойкостью в технологических жидкостях (буровой раствор, пластовая вода и др.).

Анализ металлов по химической активности показывает, что вышеуказанным требованиям больше всего отвечает магний и его сплавы.

Как известно, магниевые сплавы нашли широкое применение в нефтепромысловом деле для термохимической обработки пластов. Учитывая вышеуказанное, а также благоприятные физико-химические и механические свойства магниевых сплавов, их доступность, они рекомендуются в качестве основного материала для решения поставленной задачи.

Для реализации технологического процесса разработано техническое средство, состоящее из фильтра, отверстия которого перекрыты кислоторастворимыми заглушками, вмонтированными в стальные втулки.

Порядок проведения технологических операций заключается в следующем.

1. По данным комплекса стандартных геофизических исследований, выполняемых после бурения скважин, определяют интервалы залегания нефтеи водоносного пластов, их толщину, наличие и толщину глинистого прослоя или переходной зоны водонефтяного пласта.

2. Исходя из полученных результатов, геологическая служба буровых предприятий оценивает возможность проведения технологического процесса, а также даёт рекомендации по компоновке технических средств в составе эксплуатационной колонны.

3. Располагают технические средства в нужном интервале, точность установки обеспечивается тщательным замером длины обсадных труб и контролем локатором муфт.

4. Скважину цементируют по обычной технологии.

5. После ОЗЦ проводят геофизические исследования для определения качества цементирования.

6. Спускают колонну НКТ под освоение и промывают скважину для удаления глинистого раствора до получения чистой воды.

7. Осуществляют обвязку устья скважины арматурой и по колонне НКТ закачивают техническую соляную кислоту для создания кислотной ванны.

8. Цементное кольцо против образовавшихся отверстий в фильтре разрушают путём создания избыточного давления, не превышающего допустимое на данную обсадную колонну.

9. В терригенных коллекторах соляную кислоту задавливают в пласт для обработки призабойной зоны, в карбонатныхсоздают кавернонакопители без задавливания кислоты в пласт.

10. Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

Механический способ.

Известно, что формирование и последующее состояние ПЗП сильно влияют на продуктивность скважин. Само формирование состояние ПЗП зависит от операций, которые проводятся при строительстве скважин-бурение, СПО, цементирование, перфорация пласта.

При этих операциях динамические репрессии на пласт, особенно при спуске колонны бурильных, обсадных труб, более чем в 1,7 раза превышает статическую репрессию столба бурового раствора в скважине. Многократное попеременное вытеснение нефти фильтратом бурового раствора приводит к значительному снижению проницаемости ПЗП.

Следовательно, чем меньше в процессе строительства скважин пласт испытывает воздействие попеременных гидродинамических ударов, которые, зачастую, значительно превышают пластовое давление, тем меньше степень ухудшения фильтрационных свойств коллектора в ПЗП.

Вторичное вскрытие пластов в режиме депрессии позволяет исключить один цикл загрязнения продуктивного пласта скважинной жидкостью и очистить ПЗП за счёт имплозии.

Изучение степени очистки перфорационных каналов и ПЗП обратными импульсами давления показала, что мгновенно создаваемый перепад давления при перфорации в режиме депрессии отличается от обычных статической и ударной нагрузок. При этом выталкивающая сила из пласта в ствол скважины равна удвоенному создаваемому перепаду давления, умноженному на площадь перфорационного отверстия, т. е. чем больше диаметр перфорационного отверстия, тем больше степень очистки ПЗП. Как отмечают авторы, рассмотренный способ очистки эффективен также и для скважин с низким пластовым давлением. Например, в скважине максимально достижным перепадом давления 3,5 МПа можно мгновенно создать депрессию на пласт, эквивалентную приложенному перепаду давления в 7 МПа. При этом возникают в ПЗП более высокие скорости течения и эрозионный эффект, что приводит к высокой степени очистки ПЗП.

Как известно, широко используемые кумулятивные перфораторы из-за создания высоких ударных нагрузок и температуры (до 300 ⁰С) не только кольматируют коллектор, но и разрушают крепь скважины, что приводит к преждевременному обводнению продукции.

Причём, большая продолжительность перфорации и небольшой диаметр перфорационных отверстий снижают эффективность перфорации в режиме депрессии.

Использование сверлящих аппаратов для вторичного вскрытия в режиме депрессии осложнено отсутствием в скважине колонны НКТ на случай фонтанирования и большой продолжительностью процесса и т. п.

4.2 Физико-химические методы повышения производительности скважин К этим методам, которые сейчас применяются на Зай-Каратайской площади относятся: КПАС, ГИОС, АХВ.

КПАС — кислотный поверхностно — активный состав.

Технология воздействия КПАС на ПЗП и продуктивный пласт осуществляется путём циклической закачки кислотных составов в нагнетательные и добываюшие скважины.

Обработка КПАС нагнетательных скважин включает в себя проведение следующих технологических операций:

— замер параметров работы скважин;

— приготовление и закачка объёма цикла КПАС;

— приготовление и закачка 1% водного раствора РДН-1 в объёме, равному объёму НКТ.

Обработка КПАС добывающих скважин включает в себя проведение следующих технологических операций:

— замер принимающей способности ПЗП скважины на 1% водном растворе РДН-1 в одном режиме;

— приготовление и закачка объёма цикла КПАС;

— приготовление и закачка 1% водного раствора РДН-1 в объёме, равном объёму НКТ;

— замер принимающей способности ПЗП скважин на 1% водном растворе РДН-1 в одном режиме.

После достижения запланированного объёма закачки, состав продавливают в пласт 1% водным раствором РДН-1 в объёме 10−15 м³ выдерживают состав на реагирование в течение 6−8 часов, демонтируют нагнетательную линию, проводят ПЗР и представляют выполненный объём работ «Заказчику».

Реагент РДН-1 — представляет собой композицию ПАВ (смесь производного алкилированного полиоксиглкилфенола, гидрофильно-липофильный баланс молекул, которая обеспечивает его хорошую растворимость как в воде так и углеводородной фазах), концентрата природных полярных поверхностно-активных компонентов нефти и растворителя асфальто-смолистых и парафинистых отложений (АСПО) на основе тяжёлого ароматического углеводорода или смеси тяжёлых галопроизводных углеводородов.

ГИОС — газоимпульсная обработка скважин.

Технология предназначена для восстановления, последующего сохранения и повышение потенциального дебита действующего фонда добывающих скважин, реанимации простаивающего фонда скважин, повышения приёмистости нагнетательных скважин и является одним из физ.-мех. Методов интенсификации и регулирования процесса разработки нефтяного месторождения.

Сущность способа высокоэнергетической газоимпульсной селективной обработки ПЗП заключается в создании в определённых локальных участках зоны перфорации скважин уровня давления, превышающего уровень горного давления, путём доставки в зону обработки погружного газогенератора с запасом рабочего агента высокого давления и импульсной его подачи в обрабатываемый интервал.

Технология газоимпульсной обработки ПЗП предназначена для использования на нефтяных месторождениях, находящихся на средней и поздней стадиях разработки. Она может осуществляться как на добывающих, так и на нагнетательных скважинах.

Применение акустико-химического воздействия.

Механизм очистки призабойной зоны пласта и восстановление её проницаемости основан на комплексном воздействии ряда физических и химических факторов — термо-акустических полей в ультразвуковом диапазоне, органоминеральных загрязнений специальным составом и гидрофобизации поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта (в добывающей скважине) или гидрофилизации призабойной зоны пласта (в нагнетательной скважине), усиленном за счёт гидродинамического режима обработки.

Максимальный эффект достигается в скважине с низкой продуктивностью и высокой неоднородностью проницаемости по толщине пласта. Технология основана на применение генератора ультразвуковых колебаний с магнитно-стрикционным преобразователем. Ультразвуковые колебания от преобразователя передаются по электрокабелю на забойный излучатель, установленный в интервал обработки призабойной зоны пласта. Ультразвуковой излучатель работает в диапазоне частот от 18 до 20 кГц., с интенсивностью до 1 кВт/м².

Предварительно интервал обработки заполняют специальным обрабатывающим составом. В нефтяной скважине применяются обрабатывающие составы на углеводородной основе — растворы катионактивных ПАВ, анионактивных маслорастворимых ПАВ или их смеси. В нагнетательной скважине применяются водные растворы неионогенных

ПАВ, водорастворимых анионактивных ПАВ или их смеси.

Режимы, мощность и темпы акустической обработки призабойной зоны определяются импульсными энергетическими показателями, типом и конструкцией преобразователей и излучателей.

В акустическом поле с высокой интенсивностью (свыше 0,1 кВт/м²) более 50% его энергии в пределах зоны интервала обработки трансформируется в тепло. Поэтому призабойная зона пласта облучается совместно тепловыми и акустическими полями (термоакустическое воздействие). Влияние акустического поля на обрабатываемый состав (на жидкие и твёрдые загрязнения в призабойной зоне) заключаются в возникновении в нём знакопеременных (сжатие-растяжение) быстропротекающих во времени высоких градиентов давления, величина которого достаточна для разрушения кольматирующих структур и пристенных аномальных слоёв пластовых жидкостей в поровых каналах.

При выполнении технологического комплексного воздействия не возникает технологии нарушения цементного камня и разрушения окружающего пласта, т. е. воздействие является бездефективным, поскольку знакопеременные градиенты давления создают в масштабе, соизмеримом с размерами пор.

Для осуществления процесса необходимы следующие технические средства:

а) насосный агрегат типа ЦА-320

б) желобная ёмкость на 10−15 м³

в) автоцистерна для подвоза нефти г) устьевой лубрикатор и сальник для геофизического кабеля д) комплект геофизического и ультразвукового оборудования (типоразмер излучателя определяется конкретными технологическими и геологическими условиями) проведения работ.

Для обработки одной добывающей скважины необходимы материалы:

а) нефть товарная в объёме ствола скважины б) углеродный состав на основе светлой дистиллированной (ШФЛУ от 5 до 30 м³)

в) катиноактивный ПАВ — от 6 до 8 кг («Тюмень» АФ₉-6, эмультал) Приготовление растворов ПАВ осуществляется на скважине путём введения ПАВ в циркулярный поток жидкости и перемешивания раствора в течении 10−15 мин. После включения генератора в работу излучатель ультразвука перемещается вверх по всей нефтенасыщенной толщине пласта. Продолжительность ультразвуковой обработки каждого метра перфорированной толщины 20−30 мин. Непосредственные работы по ультразвуковой обработке призабойной зоны в определённом режиме производит специально обученная геофизическая партия с необходимой аппаратурой.

4.3 Механические методы повышения производительности скважин Механическим методом, применяемым на Зай-Каратайской площади, является в основном ГРП.

Гидравлический разрыв пластаГРПэто технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

а) для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

б) для увеличения приёмистости нагнетательных скважин;

в) для регулирования потоков или приёмистости по продуктивной мощности скважины;

г) для создания водоизоляционных экранов в обводнённых скважинах.

В практике разрыва пласта различают 3 основных вида процесса:

а) однократный разрыв пласта; б) многократный; в) направленный.

Технология однократного разрыва пласта предлагает создание одной трещины в продуктивном разрезе пласта.

Технология схемы разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта.

При направленном гидроразрыве, в отличии от первых двух, места образования трещин регулируется по продуктивному разрезу скважины.

Для гидроразрыва пласта рекомендуются следующие категории скважин:

1.скважины, давление при опробовании слабый приток нефти.

2. скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора.

3.скважины имеющие заниженный дебит.

4.скважины с загрязнённой призабойной зоной.

5.скважины с высоким газовым фактором.

6.нагнетательные скважины с низкой проницаемостью.

7.нагнетательные скважины с неравномерной приёмистостью по продуктивному разрезу.

Разрыв пласта не рекомендуется проводить:

В нефтяных скважинах, расположенных в близи контура нефтеносности.

2. В скважинах технически неисправленных.

Максимальный эффект от ГРП обеспечивается:

1. наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин.