Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти на основе применения новых технологий (ТЦВП) на примере Гремихинского месторождения

Содержание

Введение

Современное состояние сырьевой ба­зы нефтедобывающей отрасли Рос­сии характеризуется значительным ухудшением структуры запасов нефти. Возрастает доля трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных на сложнопостроенных месторождениях с нефтями повышенной и высокой вязкости. Эффективность выработки их может быть обеспечена лишь при применении новых высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи.

В России имеются месторождения со значительными запасами вязкой и высо­ковязкой нефти. Существовавшие в отече­ственной практике и за рубежом методы разработки таких месторождений позво­ляли достигать конечных коэффициентов извлечения нефти (КИН) не более 0,25 – 0,27. Наиболее признанными и распро­страненными методами разработки месторождений вязкой и высоковязкой нефти являются тепловые. Добыча вязкой и высоковязкой неф­ти до настоящего времени как у нас в стра­не, так и за рубежом осуществляется в основном за счет применения тепловых ме­тодов воздействия на залежи. При тепло­вых методах разработки месторождений вязкой нефти через систему специальных нагнетательных скважин в залежь закачи­вается теплоноситель (60 - 80% объема пор пласта), а затем - холодная вода для протакивания тепла к добывающим скважинам до экономически предельного уровня рентабельности (обычно 2-3 поровых объема пласта).

Однако тепловые методы требуют дополнительных капиталь­ных вложений. В среднем при их применении на  извлечение   1  т нефти расходуется  5 – 6 т теплоносителя. [6] Сравнительно высокая   себестоимость добычи нефти и небольшие КИН (0,25 - 0,27) яв­лялись одним из главных сдерживающих факторов их широкого примене­ния. Поэтому вопросам совершенствования су­ществующих и созданию новых технологий тепло­вого воздействия на зале­жи вязкой и высоковяз­кой нефти с получением высоких КИН с меньши­ми затратами придается важное значение.

Среди нефтяных регионов России Уд­муртия является одним из уникальных по сложности разработки месторождений регионов. Здесь более 60% запасов нефти относится к трудноизвлекаемым. Разра­ботка осложняется как геологическим строением залежей, так и структурой запа­сов. Основные запасы нефти в Удмуртии сосредоточены в многопластовых, крайне неоднородных, трещиновато-порово-кавернозных карбонатных коллекторах. Нефти повышенной и высокой вязкости со значительным содержанием асфальто-смоло-парафиновых соединений (АСПО).

Для разработки месторождений Удмуртии необходимы принципиально новые технологии, существенно повышающие КИН и эффективность разработки.

В результате многолетних исследований были научно обоснованы на уровне изобретений и патентов РФ принципиально новые технологии: ИДТВ, ИДТВ (П) и ТЦВП.

Данные технологии были внедрены в 1985 году на Гремихинском месторождении, которое приказом по МНП СССР было утверждено опытным полигоном для обработки тепловых методов.

Целью курсовой работы является анализ разработки месторождения с использованием тепловых методов, сравнение проектных и фактических показателей, выявление причин отклонения фактических от проектных и анализ метода ТЦВП в сравнении с другими методами термического воздействия на пласт. В работе будет рассмотрена экономическая и технологическая эффективность ТЦВП.

Опытно-промышленные испытания технологии ТЦВП были начаты с декабря 1993 года и к настоящему времени осуществляются на укрупнённых элементах скважин 923, 883, 834, 851 и 990.

Выделение «чистого» эффекта затрудненно тем, что участки ТЦВП-УЭ находятся в пределах опытно-промышленного участка, где ранее ощущалось воздействие от технологии ВГВ, ИДТВ и ИДТВ(П). поэтому для определения технологической эффективности ТЦВП-УЭ базой сравнения принимается не естественный режим, а режим разработки, сложившийся до ТЦВП-УЭ. Для оценки эффективности технологи, в первую очередь, необходимо определиться с зоной реагирования.

Учитывая, что ТЦВП-УЭ имеет сравнительно небольшой срок использования, можно на сегодняшний день ограничить зону реагирования областью. В таком случае, кроме самого 13-точечного укрупнённого элемента, в зону реагирования дополнительно входят 18 добывающих скважин. Выделив конкретный участок ТЦВП-УЭ вместе с зоной реагирования, необходимо, в первую очередь, создать информационную базу, необходимую для решения задач анализа состояния разаработки.

Информационная база включает:

- номера скважин по отдельным группам

а) центральная нагнетательная скважина,

б) скважины (добывающие) первого внутреннего ряда (6 скважин),

в) скважины внешнего ряда элемента, работающие в режиме ТЦВП (6 скважин),

г) скважины первого реагирующего ряда (6 скважин)

д) скважины второго реагирующего ряда (12 скважин)

- данные по текущим и накопленным показателям добычи нефти, жидкости, обводнённости по всем скважинам на достаточно представительном отрезке времени, предшествовавшем началу внедрения ТЦВП-УЭ;

- режимы нагнетания по этапам и циклам;

а) для центральной скважины,

б) для ск5важин внешнего ряда 13-точечного элемента.

Представленной информационной базы достаточно для решения оперативных задач по оценке технологической эффективности ТЦВП-УЭ и анализу процесса разработки.                     

1. Геологический раздел

1.1. Общие сведения о месторождении

Гремихинское месторождение находится на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртской республики в 25-30 км к востоку от г. Ижевска и к юго – западу от г. Воткинска. Территория площади относится к бассейну рек Кама и Позимь. Крупные реки в пределах площади отсутствуют, однако здесь берут начало мелкие реки Гольянка и Докша, являющиеся притоками реки Кама.

Месторождение открыто в 1964 году. Поисковое и разведочное бурение было начато в 1965 году и завершено в октябре 1967 года. В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность среднего и нижнего отделов каменноугольных отложений.

Существенной особенностью Гремихинского месторождения является высокая вязкость нефти в пластовых условиях и концентрация основных запасов нефти (около 90%) в массивной залежи башкирского яруса, сложенного трещиновато-пористыми карбонатами.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхне - Камской впадине, расположенной восточнее Татарского свода. Структура представляет собой антиклиналь с очень пологим сводом с уклоном на северо–запад.

Геологический разрез в пределах месторождения представлен осадочными отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. В целом геологический разрез является типичным для Удмуртии.

По первоначальному подсчету запасов нефти промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласты В-II, B-III), башкирского яруса (залежь A4), визейского яруса тульского (пласты Тл-1, Тл-II) и бобриковского (пласты Бб-1, Бб-2) горизонтов. В отложениях турнейского яруса (кизеловский и черепетский горизонты) отмечены нефтепроявления.

Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ СССР, составляют 73,564 млн. т. .

   Начальные извлекаемые запасы нефти – 25,011 млн. т.

1.2. Геолого-физическая характеристика пластов коллекторов

Одной из характерных особенностей Гремихинского месторождения является исключительно сильно развитое многослойное чередовании проницаемых коллекторских карбонатных пород с плотными слоями (рис. 1).

По своим фильтрационно-емкостным свойствам этот объект подразделяется на три пачки — верхнюю, среднюю и нижнюю.

Выводы по геологическому разделу:

Гремихинское месторождение относится к месторождению с трудноизвлекаемыми  запасами. К осложняющим особенностям разработки относится: сильнорасчлененная толща трещиновато-поровых карбонатных нефтенасыщенных коллекторов, чередующихся с плотными пластами (непроницаемый прослой между пластами резко меняет свою толщину от 0,4 до 4 м), наличие разновязкостных нефтей в пластовых условиях (от 90 до 180 мПа*с), повышенное и высокое содержание в нефти таких осложняющих компонентов, как парафин (>3 %),  смола (>15 %), сера (>2 %).

С учетом того, что эта нефть залегает в сложнопостроенных коллекторах (многослойный разрез карбонатных пород с двойной пористостью и с широким диапазоном изменения коллекторских свойств, наличием бассейна подошвенных вод с зональным характером их контактирования с нефтенасыщенной частью и т. д.), промышленное освоение залежи нефти пласта А₄ требует постоянного контроля за выработкой запасов нефти из пластов, оперативного совершенствования технологических процессов воздействия на нефтяные пласты и условий их вскрытия в добывающих и нагнетательных скважинах.

2. Технологический раздел

2.1  Текущее состояние разработки месторождения с 1999 – 2003г.

На Гремихинском месторождении, согласно технологической схемы, выделено 3 объекта разработки: верейский (I), башкирский (II), яснополянский (III).

С 1977 по 2002 годы были составлены четыре проектных документа:

1. «Комплексная технологическая схема разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской АССР», ТатНИПИнефть, 1977.

2. «Технологическая схема опытно-промышленных работ по термическому воздействию на нефтяную залежь башкирского яруса Гремихинского месторождения Удмуртской АССР».  ВНИПИтермнефть, Удмуртнефть, 1979.

3. «Технологическая схема разработки залежи нефти башкирского яруса Гремихинского месторождения с нагнетанием теплоносителя в пласт». ВНИПИтермнефть, Удмуртнефть, 1985.

4. «Технологическая схема разработки Гремихинского месторождения с применением высокоэффективных методов теплового воздействия на пласт». НПО Союзтермнефть, ПО Удмуртнефть, 1991.

В 1993 году был произведен пересчет запасов нефти по Гремихинскому месторождению и утвержден протоколом ЦКЗ РФ №56 от 18.11.94 г. Запасы по основному разрабатываемому объекту пласту А4 башкирского яруса составили: геологические – 64556 тыс. т, извлекаемые – 25290 тыс. т., по вирейскому (возвратному) объекту: геологические – 10717 тыс. т, извлекаемые – 1591 тыс. т., по яснополянскому объекту: геологические – 7064 тыс. т, извлекаемые – 1644 тыс. тонн.

К настоящему времени разбуривание залежи добывающими, нагнетательными и специальными скважинами завершено. Применена равномерная треугольная сетка скважин с расстояниями между скважинами 173´173 м. В этой сетке сформированы площадные обращенные 7-точечные элементы теплового воздействия. 

В техническом исполнении ИДТВ особых дополнительных конструкций и установок не требует, при ИДТВ используются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное, устьевое и наземное оборудование. Технология ИДТВ защищена авторским свидетельством и запатентована. В качестве теплоносителя в ИДТВ могут применяться как пар, так и горячая вода.

Технология ИДТВ(П) является модификацией ИДТВ. Закачка вытесняющих агентов в циклах ведется не непрерывно, как в ИДТВ, а с кратковременными остановками (паузами) в периоды нагнетания порций холодной воды. Назначение остановок — периодическое создание в пласте перепадов давления с целью нарушения установившихся потоков флюидов и вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон.

Технология ИДТВ(П), обладая всеми свойствами технологии ИДТВ, обеспечивает дополнительный прирост нефтеизвлечения не менее 3 % .

Как и при ИДТВ, для технологии ИДТВ(П) используются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное, устьевое и наземное оборудование. В экологическом отношении технологии ИДТВ и ИДТВ(П) дополнительных осложнений не вызывают, при их внедрении решаются стандартные для термических методов вопросы защиты окружающей среды.

Способ комбинированного теплоциклического воздействия на пласт через фонд нагнетательных и добывающих скважин (ТЦВП) является принципиально новой высокоэффективной технологией разработки залежей высоковязких нефтей, не имеющих аналогов у нас в стране и за рубежом. 

3. Экономический раздел

Упомянутые  методы  воздействия  на пласт эффективны при определенных гео­лого-физических условиях в залежи и должны применяться с их учетом.

По ре­зультатам анализа промысловых данных на эффективность воздействия из гео­лого-физических факторов, главным обра­зом, влияют:

- степень истощения запасов;

- текущая нефтеотдача;

- глубина залегания продук­тивного горизонта;

- свойства нефти — вяз­кость, плотность;

- свойства коллектора — проницаемость, пористость;

- тип коллектора;

- мощность пла­ста, температура.

Основным объектом разработки Гремихинского месторождения является залежь нефти пласта А₄ башкирского яруса среднего карбона, который залегает на глубине около 1200 м. Этот объект представлен залежью массивного типа с подошвенными водами крупного водонапорного бассейна.

Рассмотри следующие методы воздействия на пласт: ВГВ, ИДТВ(П) и ТЦВП. Рассчитаем  приведенных затрат по ним.

Приведенные затраты рассчитываются по формуле:

ПЗ = С + Ен*К,                                                      (17)

где С – технологическая себестоимость, тыс.руб.;

 Ен – нормативный коэффициент эффективности;

 К – капитальные вложения, тыс.руб.

Расчет капитальных вложений (по основным изменяющимся статьям) приведен в таблице 19.

Список литературы

1. Авторский надзор за разработкой Гремихинского месторождения, 2003 г.

2. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных.  РД 153-39-007-96

3. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. — М.: Нефть и газ, 1996. — 282 с.

4. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. Самара: Кн. изд-во, 1998.-368с.

5. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004 г, 720 стр.

6. Кудинов В.И. Новые технологии повышение нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями//Нефтяное Хозяйсвто. – 2002. - №5 – С.92-95.

7. Отчет по договору № 2-н/01 от 10.01.2001г. «Анализ горно-геологических условий и фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и свойств нефтей месторождений Удмуртии с термическими методами разработки и обоснование критериев эффективного их применения»

8. Богомольный Е.И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003 г, 270 стр.