Разработка Арланского месторождения

Вследствие такого характера  обводнения отбирается большой объем  попутной воды. Так, если по месторождению  до обводнения на 90% ВНФ составил 2,5 м3/м3 (в пластовых условиях), то для того, чтобы отобрать оставшуюся треть запасов, необходимо будет отбирать более 5 м3/м3 попутной воды. Возможно, фактический отбор будет несколько меньше за счет более раннего отключения скважин по экономическим причинам, но этот предел в настоящее время прогнозировать сложно.

В настоящее время длительная эксплуатация скважин при столь  высокой обводненности во многих случаях неоправданна. Особенно это относится к скважинам, эксплуатирующим несколько разнородных пластов. Очевидно, что во многих из таких скважин наиболее высокопродуктивные пласты полностью обводнились, а небольшое количество нефти поступает из маломощных. В таких скважинах было бы целесообразно отключить выработанные пласты. Однако эта работа производится на месторождении в недостаточных объемах. Кроме того, отключение высокопродуктивных обводнившихся пластов, расположенных в кровельной части разреза (пласты II и III), малоэффективно и технически довольно сложно. Не решены и вопросы исследований на предмет определения обводнившихся пластов. Для Арланского месторождения характерен быстрый рост обводненности в скважинах с подошвенной водой. Особенно часто это отмечается в мощных II и VI пластах. Основной причиной такого обводнения является косая слоистость песчаников и низкая анизотропность, вследствие чего происходит конусообразование. В ряде скважин бурением была вскрыта только верхняя часть пласта VI (2— 3 м). Однако конусообразование в таких скважинах происходило с той же интенсивностью, что и в скважинах с обычной конструкцией. Перфорация колонн на значительном расстоянии от ВНК также оказалась неэффективной. Довольно часто наблюдалось и послойное обводнение пропласт-ков, хотя, в основном, в монолитных пластах обводнение происходило по нижней части пластов. Действенным методом контроля за обводнением пластов в условиях высоковязких нефтей Арланского месторождения оказался импульсный нейтрон-нейтронный метод, который позволял получать однозначные результаты даже в перфорированных интервалах.

2.3 Исследование пластов  и продуктивности скважин

Исследования пластов  и продуктивных скважин на Арланской площади показали, что значительные запасы находятся в маломощных (1-3 м) низкопроницаемых пластов. Первоночально они были разбурены по сетке 500x500м, после чего было решено использовать сетку 400x400 м. Все попытки интенсифицировать выработку запасов из таких пластов при такой сетке оказались безрезультатными, т.к. закачка воды в эти пласты ни очаговой, ни площадной модификации оказались невозможны.

2.4 Расчет нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы

Цель работы: Научиться  определять некфтеотдачу в зависимости от упругих свойств жидкости и породы.

Дано:

F = 1200 га;

h = 12 м;

m = 0,22;

S = 20%;

Pпл = 180 атм;

Рнас = 80 атм;

tпл = 54,5°С;

DP = 5*106 м3;

bн = 1,02; b’н = 1,026.

Решение:

Коэффициент сжимаемости  нефти:

на 1 атм.;

коэффициент сжимаемости  породы:

 на 1 атм.;

коэффициент упругоемкости залежи:

 на 1 атм.

Искомый запас нефти:

м3.

Общий нормальный объем нефти  в залежи:

 

м3.

Процент нефтеотдачи вследствие упругих свойств среды:

общего запаса нефти.

В результате внедрения воды из законченной области получено:

 м3.

Коэффициент упругоемкости для указанной законченной обводненной части:

.

Средневзвешенное давление внутри рассматриваемой кольцевой  площади:

атм., т.е. на 50% от  ;

Количество воды, которое  поступит в поры пласта:

м3.

В пласт поступит следующий  объем жидкости:

4522*103 – 2105*103 = 2417*103 м3.

 
3 Проектная часть

3.1 Анализ системы  и технология разработки

Анализ разработки уникального  по своей характеристике Арланского месторождения позволяет оценить положенные в основу проектирования принципы разработки и эффективность реализуемой системы разработки.

До открытия Арланского месторождения опыт разработки залежей высоковязкой нефти имелся только по небольшому числу месторождений Самарской области и Александровской площади Туймазинского месторождения. Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение продуктивных пластов, высокую вязкость нефти, представляло мало изученную проблему. Не все проектные решения оказались правильными.

Выработка запасов из пластов  многопластового объекта, как правило, происходит разновременно. При отключении одного из них меняется состав объекта  разработки.

Практика разработки многопластовых объектов на Арланском месторождении показывает, что выработка запасов из пластов промежуточной пачки происходит значительно хуже и меньшими темпами. Кроме того, объемы отбираемой попутно с нефтью воды при совместной разработке разнородных пластов резко возрастают. Самым же главным недостатком такого объекта разработки является нерегулируемость процесса разработки пластов небольшой толщины.

Сложности выработки запасов  возрастают с ростом числа объединяемых в одном объекте разработки пластов  и их неоднородности.

На Арланском месторождении условия разработки осложнены, т. к. число пластов достигает восьми, и, кроме того, в разрезе в основном присутствуют два наиболее продуктивных пласта — II пласт в верхней и VI пласт в нижней части ТТНК.

С целью количественной оценки обоснованности совместной разработки пластов по Арланскому месторождению был выполнен анализ в следующей постановке. Все разрезы были сгруппированы по признаку однородности пластов. Так как фильтрационные свойства пластов количественно трудно оценить с учетом наличия статистической связи между толщиной и проницаемостью, было принято, что равные толщины означают и равную гидропроводность. Основными считались пласты большей толщины. Как правило, это отражало реальную картину; там, где пласты были равными по толщине (а других пластов не было), считалось, что в разрезе неоднородность отсутствует.

3.2 Сравнительный  анализ результатов и особенности  разработки нефтяных залежей

1. В зависимости от числа  пластов в объекте (разрезе)  доля работающих пластов при  одной и той же толщине пласта  неодинакова. С увеличением числа  пластов доля работающих при  одной и той же толщине уменьшается.

2. Особенно заметно уменьшается  вероятность освоения пластов  небольшой толщины. Например, при  толщине пласта 2 м наличие приемистости  отмечается: при двух пластах  — в 65, при трех — в 55, при четырех — в 45, при пяти  — в 35 и шести пластах —  в 30% пластов, т. е. вероятность  освоения пластов определяется  не только их толщиной, но и  их числом, т. е. расчлененностью  разрезов. Чем больше пластов  объединяется в одном объекте,  тем ниже вероятность освоения  всех, и в особенности малых  по толщине пластов.

Был также выполнен анализ с целью выяснения возможного влияния расчлененности разрезов в  нагнетательных скважинах на величину приемистости пластов.

Как следует из результатов  анализа, приемистость одинаковых по толщине  пластов в нагнетательных скважинах  зависит от числа пластов в  разрезе. При этом наибольшие потери характерны для пластов небольшой  толщины. Их приемистость в многопластовых разрезах снижается в 4 раза.

В целом, без учета толщины  пластов, а лишь с учетом их числа  в разрезе объем закачки воды (относительно раздельно эксплуатируемого пласта) составляет: для двух пластов  — 0,71, для трех пластов — 0,57 и  для четырех пластов — 0,42.

Недобор объемов закачки  из-за отсутствия приемистости составил 22% (в целом по месторождению).

Таким образом, эффективность  системы заводнения Арланского месторождения могла быть в 1,5 раза выше, если бы закачка велась раздельно по каждому пласту.

Необходимо отметить, что  в первых технологических схемах и проектах предусматривалась раздельная закачка воды в пласты верхней  и нижней пачек.

Это решение было реализовано  путем освоения нагнетательных скважин  в разрежающих рядах на каждую пачку раздельно через одну. Предварительно эти скважины отрабатывались на нефть  до обводнения продукции на 50%. Как  показала практика, это решение также  себя не оправдало. В результате преждевременного перевода скважин при малой обводненности было потеряно много нефти между скважинами разрезающих рядов.

Промежуточные же пласты в  рядах воду в большинстве скважин  не принимают. Объемы закачки в основных пластах практически не регулируются.

Таким образом, опыт разработки многопластового объекта в ТТНК Арланского месторождения убедительно показывает низкую эффективность совместной разработки всех пластов этой толщи.

В связи с высокой вязкостью  нефти при проектировании разработки на начальной стадии основным вопросом был вопрос о методе воздействия  на продуктивные пласты, так как  опыта заводнения при такой вязкости не было. Практика разработки показала, что принятое решение было обоснованным. Заводнение пластов оказалось высокоэффективным способом разработки и позволило достичь почти 45%-го извлечения нефти, тогда как на естественном режиме извлекалось бы вcero 18% запасов.

3.3 Проектирование  методов повышения нефтеотдачи пластов

Этот эксперимент —  один из первых крупных проектов МУН  на Арланском месторождении, проведению которого придавалось исключительно большое значение из-за его технологичности. При этом априорно ожидался высокий прирост нефтеотдачи. Перед экспериментом ставились следующие задачи:

— оценить влияние небольших  добавок ОП-10 в закачиваемую 
воду на приемистость и охват пластов нагнетательных скважин;

— оценить адсорбцию ПАВ  в реальных условиях;

— получить промысловые данные о влиянии закачки раствора ПАВ  на темпы разработки, обводнения и  нефтеотдачу.

Эффективность закачки растворов  ПАВ предполагалось выявить сравнением показателей разработки опытного и  контрольного участков.

Закачка растворов ПАВ  была начата в 1967 г. и продолжалась до начала 1984-го. Причиной прекращения  эксперимента является в основном отсутствие положительных результатов. В течение  почти 17 лет было закачано 16,8 млн. м3 0,05% раствора ОП-10 (или 13489 т чистого ОП-10) при средней концентрации ПАВ 0,066%.

В процессе эксперимента уточняли границы участков. Только в 1976 г. были выравнены плотность сетки и соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин.

В ряде нагнетательных скважин, где проводилась закачка раствора ПАВ, при изливе наблюдалось резкое снижение его концентрации. Уже при отборе воды всего в 0,5-2,0 тыс. м3 концентрация ПАВ падала до 40—50% от исходной. Эти факты, видимо, являются следствием высокой адсорбции ПАВ уже в призабойной зоне пласта. Оценка влияния ПАВ на текущую нефтеотдачу по характеристикам вытеснения не выявила технологического эффекта.

Оценка эффективности  методом многофакторного корреляционного  анализа показала, что возможна разница  из-за различия геолого-физических свойств  участков и условий их разработки. Установлено, в частности, что расчетная нефтеотдача опытного участка при заводнении меньше контрольного.

По расчетам А. В. Ленчевского, зависимости удельной добычи нефти от обводненности для опытного и контрольного участков не отличаются друг от друга, т. е. преимущества вытеснения нефти раствором ОП-10 не выявляется.

Таким образом, оценка эффективности  закачки водных слабоконцентрированных растворов НПАВ (типа ОП-10) различными методами показала, что какого-либо реально значимого влияния этой технологии на нефтеотдачу и другие показатели разработки в процессе эксперимента не выявлено. По нашему мнению, подобные эксперименты, эффективность которых предполагается оценить по промысловым данным, возможны лишь при соблюдении ряда условий:

— размеры участков должны быть небольшими;

— число их должно быть достаточным  для представительности результатов  при оценке статистическими методами;

— участки должны быть полностью  изолированными (тектонически или литологически);

— учет добываемой нефти  и жидкости и объемов нагнетаемой  воды или растворов должен быть раздельным;

— объем исследовательских  работ должен соответствовать потребностям и неукоснительно выполняться.

Как видно, ни одно из этих условий  в данном эксперименте не соблюдалось. Понятно, что в этих условиях нельзя было и ожидать однозначного результата.

Вывод и предложения

Арланское месторождение отличается исключительно сложными геолого-физическими свойствами коллекторов и физико-химическими свойствами флюидов, которые предопределили и сложности его разработки. Пласты основного объекта разработки, терригенной толщи нижнего карбона, нефтенасыщены на огромной площади.

Коллекторы продуктивной толщи чрезвычайно неоднородны: в разрезе выделяется до 9 пластов-песчаников, развитых на площади месторождения  неповсеместно; их толщины, пористость, проницаемость, глинистость варьируют в широких пределах.

Нефть высоковязкая, с малой  газонасыщенностью. Начальный гидродинамический режим большинства залежей замкнутый, упругий. Лишь в северной части месторождения в одном из основных пластов VI проявляется активность контурных вод. В промежуточных пластах очень сильно влияние литологического фактора.

Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение продуктивных пластов, высокую вязкость нефти, представляло мало изученную проблему. Проектирование велось по отдельным площадям, частям единого месторождения.

Опыт разработки показал, что такой принцип проектирования вполне приемлем и себя оправдал. Разработка отдельных площадей как самостоятельных  объектов разработки не привела к  заметным осложнениям.

В связи с высокой вязкостью  нефти при проектировании разработки на начальной стадии основным был  вопрос о методе воздействия на продуктивные пласты, так как опыта заводнения при такой вязкости не было. Практика разработки показала, что принятое решение было обоснованным. Заводнение пластов оказалось высоко эффективным способом разработки и позволило достичь почти 45 %-го извлечения нефти, тогда как на естественном режиме извлекалось бы всего 18 % запасов.