Актуальность темы
Успешное развитие народного хозяйства Казахстана, как указано в послании Президента Н. А. Назарбаева к народу, зависит от состояния и повышения эффективности работы топливно-энергетического комплекса, в котором нефтегазовая промышленность является одной из основных.
В связи с этим, рассматривая концепцию научно-технической политики в энергетике Казахстана, можно заключить, что основополагающее значение, имеет развитие нефтяной промышленности. Сегодня нефтяная промышленность в нашей стране по своей технологической, экономической, экологической и социальной направленности значительно опережает все другие отрасли энергетики. Это требует ускоренного развития нефтяной промышленности, в которой главным становится стабильная добыча нефти путем, в том числе, и повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.
Наиболее эффективным методом решения этих проблем, связанных с увеличением нефтеотдачи, является повышение эффективности методов воздействия.
Стабильный объем добычи нефти требует широкого применения эффективных методов регулирования выработки запасов, совершенствования методов воздействия на залежи с использованием результатов регулярного проведения гидродинамических и промысловогеофизических исследований скважин и пластов. Как показала практика разработки нефтяных месторождений СНГ, за последние 40 лет повысилось количество нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.— Это потребовало для дальнейшего развития нефтедобывающей промышленности Казахстана произвести прирост извлекаемых запасов нефти промышленных категорий. Поэтому укрепление и расширение минерально-сырьевой базы страны, повышение эффективности и качества разработки и эксплуатации нефтяных залежей является основополагающей и актуальной задачей. В настоящее время повышение эффективности процессов воздействия на пласты действующих нефтяных месторождений является первостепенной задачей.
Обеспечение возрастающих масштабов нефтедобывающего производства требует совершенствования технологии систем разработки залежей и широкого использования более совершенных методов воздействия для повышения продуктивности скважин и увеличения промышленных притоков нефти, особенно в залежах, содержащих запасы нефти в низкопроницаемых, сильно расчлененных пластах со сложным геологическим строением и физико-химическими свойствами флюидов.
В связи с этим, в настоящее время с нарастающим темпом встают проблемы, связанные с решением задач по повышению эффективности процессов разработки путем применения различных методов регулирования выработки запасов. Эти проблемы усугубляются еще тем, что в последнее время, как показал анализ фактических показателей эксплуатации действующих месторождений дальнего и ближнего зарубежья, в соотношении накопленной добычи нефти и остаточных запасов, начиная с 1970 года, проявилась тенденция повышения объемов годовой добычи нефти над приростом извлекаемых запасов, среди которых преобладает доля тяжелых и высовязких нефтей (ВВН).
Все большую долю в добыче нефти стали играть трудноизвлекаемые запасы, эффективность выработки которых может быть достигнута лишь при условии применения новых, высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов. Роль последних в сложившейся ситуации значительно возрастает, так как увеличение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях СНГ всего лишь на 1%, равноценна открытию крупного месторождения. Учитывая, что крупные месторождения Казахстана в основном вошли в позднюю стадию разработки с крутопадающей добычей нефти и дальнейшее развитие нефтяной промышленности Казахстана связано с разработкой и внедрением новых высокоэффективных технологических решений, то увеличение извлечения нефти из низкопродуктивных и трудноизвлекаемых запасов является одной из основных проблемных задач.
В связи с этим, на данном этапе развития нефтяной промышленности особое внимание заслуживают месторождения с залежами тяжелых и высоковязких нефтей, являющихся ценным технологическим сырьем для производства специальных масел, высококачественных битумов и др. Известно, что такие месторождения, как правило, разрабатываются на естественном режиме с конечной нефтеотдачей не более 10−15%. Такое нйзкое значение коэффициента нефтеотдачи заставляло изыскивать новые, эффективные методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Почти полувековой опыт разработки таких месторождений, позволил создать комплексные, теоретически обоснованные и эффективно внедренные в производство методы, такие, как термические и физико — химические в различных сочетаниях (различные виды заводнения, циклическая закачка пара и горячей воды, паротепловое воздействие и внутрипластовое влажное горение, внутрипластовое горение с периодическим нагнетанием окислителя, термическое воздействие на пласт в сочетании с применением пенных систем интенсификация внутрипластового горения с применением нитрата аммония, инициирование внутрипластового горения с применением твердого топлива, полимерное и мицелярнополимерное тепловое воздействие на пласты и др.).
Несмотря на широкое применение указанных методов воздействия, все же до сих пор, в среднем, не менее половины начальных запасов остаются в недрах не извлеченными. Это связано с тем, что закачиваемые агенты в большинстве случаев полностью не замещают высоковязкой и тяжелой нефти, из-за значительного влияния на процесс вытеснения физико-химического состава флюида и неоднородного строения коллектора как по толщине, так и по площади залежи и многопластовости эксплуатационного объекта.
Проблема усугубляется еще и тем, что современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется вступлением большого числа высокопродуктивных нефтяных месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением объемов добычи нефти и резким ростом обводненности продукции скважин.
В связи с этим, особую значимость приобретают вопросы дальнейшего повышения эффективности процесса разработки многопластовых нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами путем широкого внедрения новых и совершенствования известных методов повышения нефтеотдачи пластов, а также прогнозирования и анализа технологических показателей с целью эффективного проведения процесса эксплуатации залежи и улучшения степени выработанности извлекаемых запасов.
Рассматриваемое месторождение Узень было открыто в 1961 году и введено в промышленную эксплуатацию в 1965 г. Месторождение многопластовое с очень сложным строением продуктивных горизонтов и уникальным составом и свойствами нефти. Основная толща состоит из 6 горизонтов, содержащих 52 пласта с исключительно высокой неоднородностью коллекторов. Особенностью нефтей является высокое содержание в них парафинов (до 25 — 28%) и асфальто — смолистых компонентов (до 20%). Температура застывания дегазированной нефти в среднем составляет около 30 °C. Для этих свойств нефтей характерны: близость температуры выпадения из нефти парафина и начальной температуры пластов, малая разница между давлением насыщения нефти газом и начальным пластовым давлением. Отмеченные свойства продуктивных пластов и нефтей проявляются совместно.
Многопластовость, значительная объемная неоднородность продуктивных горизонтов (в 5−10 раз большая, чем на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья), аномальные свойства нефтей и многие другие особенности предопределили основные трудности в проектировании и разработке месторождения.
В странах СНГ и за рубежом не было опыта проектирования и эксплуатации месторождении, подобных Узени, а также опыта поставки и подготовки больших объемов горячей воды для закачки ее в нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления и, как следствие, поддержания необходимых термобарических условий в пласте.
Предусматривались следующие основные положения разработки месторождения Узень: поддержание пластового давления и пластовой температуры с начала разработки месторожденияукрупнение эксплуатационных объектов с применением для их разобщения оборудования для одновременной раздельной эксплуатации и закачки в пластвыделение четырех эксплуатационных объектов нефтегазоносности: 1 объект — XIII+XIV горизонты, 2-XV+XVI 3 — XVII, 4 — XVIIIпоперечное разрезание месторождения на блоки шириной 4 км по 1 и 2 -му объектуво избежание перетоков жидкости между горизонтами необходимость совпадения в плане линии разрезания по всем объектамв пределах каждого блока в 1- ом объекте располагается 5, во 2 — ом 7 рядов добывающих скважин. Расстояние между нагнетательными скважинами для 1 — го объекта — 500, для 2 — го 250 метров;
Эти мероприятия связаны с тем, что горизонты XIII-XVIII месторождения, составляют единый этаж нефтеносности и представлены терригенными отложениями с чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Кроме того, как было уже отмечено, каждый горизонт содержит несколько пластов, различных по мощности и коллекторским свойствам. Они отличаются неравномерным распространением по площади, выклиниваются, фациально замещаются непроницаемыми породами, местами сливаются с выше и нижележащими слоями.
Также было предусмотрено смещение рядов добывающих скважин, намеченных на различные объекты относительно друг друга, в результате чего поверхность месторождения покрыта равномерно сгущающейся к своду сеткой скважин.
При вводе месторождения в эксплуатацию из-за отставания организации системы поддержания пластового давления разработку эксплуатационных объектов осуществляли в первые годы на естественном режиме, а затем — при закачке холодной воды, причем в объеме ниже проектного. Только к концу.
1967 года начали нагнетать холодную воду в скважины 3- го разрезающего ряда 2- го эксплуатационного объекта.
Действующий фонд нагнетательных скважин на 1.11.1969 г. составлял 13 скважин, (скв. 400, 405, 410, 420, 430, 440, 460, 470, 480, 490, 500, 515, 530). Нагнетание велось по этим скважинам (среднесуточная закачка 6025 м3). Текущее отношение закачки к отбору составило 1:6.
Эксплуатационные скважины прилегающих рядов (455, 465, 475), при обводнении 50−60% прекратили фонтанирование.
Анализ работы скважин 2 эксплуатационного объекта до и после закачки показал, что в наблюдаемых скважинах (435, 445, 504, 496, 521, 527, 42, 1183, 1179), спустя 3−4 месяца после закачки, одновременно с ростом пластового давления повысился дебит за счет увеличения рабочей депрессии. По этим же скважинам наблюдался интенсивный рост обводненности.
Профили притока и приемистости показали, что эффективная мощность разрабатываемых горизонтов работает неравномерно по разрезу.
При тех объемах закачки воды в отдельные скважины, температура на забое через один — два месяца становилась близкой к температуре воды на устье (20−30 °С).
Сопоставление профилей приемистости нагнетательных скважин (№ 430) с профилями притока близлежащих эксплуатационных скважин (№ 503) указало на то, что интервалы притока нефти в основном соответствуют интервалам заводнения. Поглотительная способность и равномерность заводнения зависит не только от давления и расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, но также от физических параметров отдельных пропластков эксплуатационного объекта.
В условиях месторождения Узень обводнение эксплуатационных скважин происходит по наиболее проницаемым слоям. Такое обводнение со временем привело к перераспределению тепла за счет влияния воды, которая закачивалось в хорошо проницаемый слой.
При этом, нагреваясь, она отбирает тепло от выше — и нижележащих пород.
В случае, если выше — и нижележащие пропластки не затронуты выработкой или движение нефти по ним идет медленно, чем в основном слое, они будут охлаждаться, а нефть, увеличивая с уменьшением температуры свою вязкость, замедляет движение по коллектору, и малопроницаемые пропластки практически полностью выключатся из работы.
В связи с этим принимались различные дополнительные решения, направленные на улучшение системы и состояния разработки продуктивных горизонтов, такие как разрезание объекта рядами нагнетательных скважин с целью уменьшения ширины блоков до 2 км. Максимальный уровень годовой добычи нефти был достигнут по месторождению в 1975 году (16,249 млн. тонн).
Возможно, рост обводненности есть результат уменьшения ширины блоков, так как к началу 1980 года 99% фонда добывающих скважин месторождения было обводнено, составляя, в среднем 58%.
Следует отметить, что принятые решения свидетельствуют о недостаточности геолого-промысловой информации при обосновании какой либо методики, в связи с этим основные положения разработки необходимо было проверить путем проведения опытно-промышленных работ на отдельных участках.
Учитывая особенности геологического строения основных эксплуатационных объектов и специфические особенности пластовой нефти, а также термобарические условия ее залегания, отсутствие опыта проектирования разработки таких объектов, представляет практический интерес ретроспективный анализ основных технологий выработки запасов этого уникального месторождения, оценка их эффективности и последствий. Из всего многообразия различных технологий выработки запасов далеко не все дали существенные положительные результаты и оценка наиболее удачных из них является первостепенно необходимой.
Кроме того, в процессе разработки месторождения Узень установлены факты изменения свойств пластовой нефти, иногда существенные, что диктует необходимость постановки специальных исследований по оценке этих изменений, отрицательно влияющих на эффективность выработки запасов.
Таким образом, основой диссертационной работы является краткий анализ геологического строения месторождения Узень, исследование основных систем воздействия, осуществленных на месторождений и их влияние на эффективность выработки запасов, а также исследование изменения свойств нефти в процессе разработки.
Из всего многообразия способов, использованных для увеличения нефтеотдачи, в диссертации анализируются только те, которые, на наш взгляд, будут полезны при проектировании разработки таких месторождений, как Узень.
Основная идея, которой посвящена работа, связана с выявлением наиболее эффективных методов воздействия на залежи нефти, а также с выявлением основных факторов, влияющих на необратимые изменения свойств нефти, путем проведения анализа геолого-физических и промысловых данных, а также гидродинамических и физико-химических расчетов.
Для решения указанных задач использован комплексный метод, включающий аналитические и экспериментальные исследования при оценке влияющих факторов на эффективность разработки нефтяных пластов, а также методы математической статистики при обработке результатов промысловых данных.
Целью диссертационной работы является анализ состояния разработки месторождения Узень, исследование влияния основных систем заводнения, осуществленных на месторождении на эффективность выработки запасов нефти, а также исследование изменения свойств нефти в процессе выработки запасов.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.
Выполненные исследования, изложенные в настоящей работе, позволяют сделать следующие основные выводы:
1. Месторождение Узень характеризуется значительной литологической неоднородностью продуктивной толщи, что предопределяет неоднородность фильтрационно-емкостных свойств объектов разработки и сложность эффективной выработки запасов. Сложность и недостаточная эффективность выработки запасов определяется также термобарическими условиями залегания нефти и ее специфическими условиями, связанными с большим содержанием смол и парафина. В значительной степени недостаточная эффективность выработки запасов месторождения Узень связана и с отсутствием опыта разработки подобных месторождений.
2. Анализ примененных систем заводнения месторождения Узень показал, что не все известные и эффективные на других месторождениях, отличных от месторождения Узень, методы искусственного управления процессом выработки запасов дают положительный эффект. Наиболее эффективным методом является очаговое избирательное заводнение. Недостаточно эффективным являются известные системы заводнения: блоковое, приконтурное и др.
3. Термальное заводнение при температуре воды +43 °С не дает заметно лучших результатов в повышении эффективности выработки запасов в сравнении с закачкой холодной воды и практически не влияет на сохранение свойств пластовых нефтей.
4. Наилучшими свойствами для заводнения обладают морская, а также пластовая (юрская) воды, которые являются стабильными и совместимыми с пластовой водойтермальная, альбсеноманская и сточные воды являются нестабильными, поэтому не рекомендуются для использования.
5. Впервые использованная на месторождении Узень технология прерывистой закачки водного раствора ПАВ ОП-Ю, показала положительные результаты в повышении эффективности выработки запасов (увеличение годовой добычи нефти от 3,6 до 21,1% в зависимости от геологических условий и состояния их разработки).
6. Детально исследовано изменение физико-химических свойств пластовых и дегазированных флюидов в процессе прохождения фронта нагнетаемой воды, а также при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. Предложены методики оценки текущего давления насыщения и расчета свойств нефти и газа на базе методики МИНХ и ГП им. М. И. Губкина. Проведена промышленная апробация предложенных методик, показавшая хорошее согласование расчетных свойств нефти и газа и экспериментальных, определенных по кондиционным глубинным пробам, что позволяет рекомендовать предложенные расчетные методики в процессе дальнейшей разработки месторождения Узень.
7. Доказано, что за время разработки месторождения Узень снижение температуры насыщения нефтей различных объектов парафином не превышает 1,9−3,2 °С и в настоящее время текущие температуры насыщения нефти парафином совпадают с температурой пластов в присводовых зонах залежей, а разница в их величинах характерна только для приконтурных зон.
