Влияние методов интенсификации нефтеотдачи на темпы разработки карбонатных залежей
Г.Б. ВЫЖИГИН
Перспективы развития нефтяной промышленности нашей страны связаны с дальнейшим открытием и вводом в разработку новых залежей в карбонатных коллекторах. Достижение максимальной нефтеотдачи в кратчайший срок является важнейшей задачей разработки. Поэтому большое значение имеют выявление и правильный выбор условий, способствующих усилению темпа разработки залежей.
Попытаемся установить эти условия на основании данных эксплуатации нефтяных залежей в карбонатных коллекторах, разрабатываемых продолжительное время.
В Кинель-Черкасском газонефтеносном районе Куйбышевского Заволжья в карбонатных отложениях кунгурского яруса разрабатываются залежи на территории Яблоневского, Коханского, Ново-Ключевского и Восточно-Черновского месторождений (рис. 1), приуроченных к асимметричным антиклинальным структурам с крутыми (до 4°) северными и северо-восточными и пологими (менее 1°) южными и юго-западными крыльями. Месторождения находятся на Дмитриевской и Мало-Толкайской тектонических зонах, являющихся юго- восточным продолжением Жигулевской дислокации. Коллекторами служат плотные, скрытокристаллические, массивные, кавернозные, участками трещиноватые доломиты с очень низкими коллекторскими свойствами (табл. 1).
Нефтесодержащие доломиты перекрываются терригенными отложениями уфимского яруса и подстилаются плотными плохо проницаемыми битуминозными доломитами кунгурского яруса.
Залежи имеют пластовый характер и подразделяются на два объекта разработки: I и II пласты, причем I пласт нефтенасыщен по всей мощности, а II пласт только в повышенных частях структур (рис. 2). По данным петрографических исследований образцов пород и анализа результатов разработки установлено, что I пласт, содержащий основные запасы нефти, изолирован от законтурной водоносной части пласта и от II пласта. Это произошло вследствие выпадения вторичного кальцита, битума и парафина в контактном слое породы на границе нефть - вода. Даже создание депрессий до 40-50 ат не вызывает прорыв в залежь нижележащих пластовых вод (Аширов К. Б. Цементация приконтактного слоя нефтяных залежей в карбонатных коллекторах и влияние ее на разработку. Тр. Гипровостокнефть, вып. 2, Гостоптехиздат, 1959. ) (рис. 2).
Нефти залежей идентичны по своим физико-химическим свойствам.
Они сравнительно легкие (удельный вес 0,838-0,851) и до предела насыщены газом (табл. 2). Яблоневская, Коханская и Ново-Ключевская залежи нефтяные, на Восточно-Черновской установлена газовая шапка.
Давление насыщения определялось по данным анализов глубинных проб и оказалось равным или близким к начальному пластовому давлению. Следовательно, разработка залежей без поддержания пластового давления должна была снизить последнее до уровня ниже давления насыщения, т.е. залежи разрабатывались бы при режиме растворенного в нефти газа.
Разбуривание залежей производилось по геометрической треугольной сетке с расстояниями между скважинами 150-350 м. Из-за плохих коллекторских свойств пласта скважины вступали в эксплуатацию с очень низкими дебитами (0,1 - 3 т/ сутки). Для увеличения продуктивности скважин применяли гидравлический разрыв пласта и соляно-кислотные обработки. Последние производились по большинству скважин еще в 1948-1954 гг. при освоении их после бурения (табл. 3).
Из табл. 3 видно, что, несмотря на продолжительность и значительное количество обработок соляной кислотой, прирост добычи нефти не превышал 4% от начальных геологических запасов.
В 1955-1956 гг. было начато массовое применение гидравлического разрыва пласта с использованием 10-12%-ного раствора соляной кислоты или водонефтяной эмульсии. В качестве жидкости-песконосителя применялись водонефтяная или нефтекислотная эмульсии. До 1960 г. в большинстве скважин был произведен гидравлический разрыв пласта (табл. 4).
При сравнении данных, приводимых в табл. 3 и 4, видно, что прирост от гидроразрыва пласта меньше или равен приросту, достигнутому при обработке кислотой по тем залежам, на которых гидроразрыв проводился после продолжительной эксплуатации залежи.
Так, на Ново-Ключевской залежи гидроразрыв был применен через 5 лет после начала разработки, на Восточно-Черновской через 6 лет, на Коханской через 3 года и на Яблоневской через 7 лет. Величина прироста добычи находится в прямой зависимости от времени начала применения гидроразрыва. Это объясняется, по-видимому, в первую очередь истощением пластовой энергии, из-за чего сокращается приток жидкости к забоям скважин.
Так, на Коханской залежи в год начала гидроразрыва пластовое давление было равно 43 ат, на Ново- Ключевской не превышало 40 ат, на Восточно-Черновской 35 ат, и на Яблоневской 11-27 ат (в зависимости от участков залежи).
Некоторое отступление от установленной закономерности отмечается на Яблоневской залежи, что объясняется ее большой площадью, вследствие чего могли сохраниться не разработавшие к этому времени участки пласта.
На примере Коханской залежи видно, что гидроразрыв значительно эффективнее соляно-кислотных обработок. Если за 3 года применения последних прирост добычи был равен 1 % от начальных геологических запасов нефти, то за последующие 3 года производства гидроразрыва он составил 6,5%. Поэтому особенно целесообразно применять гидроразрыв пласта в начальную стадию разработки. До января 1960 г. на Ново- Ключевской залежи было произведено по шесть обработок соляной кислотой и по две операции гидроразрыва в среднем на каждую скважину, на Восточно-Черновской - по четыре обработки и менее одной операции гидроразрыва, на Коханской - по одной обработке и одной операции гидроразрыва и на Яблоневской залежи - по три обработки и одной операции гидроразрыва на каждой скважине.
Однако, несмотря на значительное число повторных обработок и операций гидроразрыва на каждой из скважин, прирост от методов интенсификации на Ново-Ключевской, Восточно-Черновской и Яблоневской залежах был значительно меньше, чем на Коханской залежи, где на каждой скважине производилось по одной обработке и одной операции гидроразрыва. Максимальный прирост добычи (7,5% от начальных запасов) был достигнут на Коханской залежи при совместном применении солянокислотных обработок и гидравлического разрыва пласта. Следовательно, самыми эффективными являются первые операции гидроразрыва и обработки соляной кислотой. Повторные операции не влияют на увеличение эффективности применяемых методов интенсификации.
Это объясняется резким падением пластового давления по мере разработки залежей (табл. 5). Вследствие этого уменьшился приток жидкости к забоям скважин и отбор нефти по годам (1957-1959 гг.) неуклонно сокращался, несмотря на проведение (на Яблоневской и Ново-Ключевской залежах) многочисленных повторных гидроразрывов.
Отбор нефти по годам разработки рассматриваемых залежей без учета прироста от методов интенсификации неуклонно снижался, исключая начальный период разработки, когда разбуривались залежи. Применение методов интенсификации позволило увеличить отбор по годам в некоторых случаях в 2 раза и более (Коханская залежь, 1958 г.) и повысило текущую нефтеотдачу по залежам на 1 января 1960 г. на 4-7,5% от начальных геологических запасов нефти.
Характерно, что высокий темп отбора нефти способствовал увеличению текущей нефтеотдачи. Примером могут служить Коханская и Восточно-Черновская залежи, по которым нефтеотдача на 1 января I960 г., т.е. соответственно за 6 и 9 лет разработки, превысила нефтеотдачу по Ново-Ключевской и Яблоневской залежам за 8 и 12 лет разработки.
Из изложенного следует, что применять методы интенсификации наиболее целесообразно в начальный период разработки залежей описанного типа; повторные операции гидроразрыва и обработки соляной кислотой имеют весьма низкую эффективность; методы интенсификации повышают темпы разработки и, возможно, сокращают сроки ее.
Промысел № 1 НПУ Кинельнефтъ
|
Залежь |
Пористость, % |
Проницаемость, мдарси |
|
Восточно-Черновская |
14,01 |
Не опред. |
|
Ново-Ключевская |
19,65 |
16,5 |
|
Коханская |
16,0 |
14,7 |
|
Яблоневская |
15,0 |
13,8 |
|
Залежь |
Начальные |
||
|
газовый фактор, м3/м3 |
давление насыщения, ат |
пластовое давление, ат |
|
|
Восточно-Черновская |
50,1 |
44 |
57,0 |
|
Ново-Ключевская |
45,0 |
58 |
58,0 |
|
Коханская |
50,0 |
44 |
52,6 |
|
Яблоневская |
41,0 |
43 |
55.0 |
|
Залежи |
Начало обработки, год |
Продолжительность, лет |
Количество обработок |
Прирост добычи, % от геологических запасов |
|
Ново-Ключевская |
1952 |
5 |
384 |
2,2 |
|
Восточно-Черновская |
1952 |
6 |
133 |
4,0 |
|
Коханская |
1954 |
3 |
209 |
1,0 |
|
Яблоневская |
1948 |
7 |
1211 |
3,0 |
|
Залежи |
Начало проведения, год |
Продолжительность, лет |
Количество операций |
Прирост добычи, % от начальных запасов |
|
Ново-Ключевская |
1957 |
3 |
135 |
1,5 |
|
Восточно-Черновская |
1957 |
3 |
27 |
0,4 |
|
Коханская |
1956 |
3 |
103 |
6,5 |
|
Яблоневская |
1954 |
5 |
709 |
3,5 |
|
Залежи |
Начало разработки, год |
Количество экспл. скв. |
Текущие |
|
|
пластовое давление, ат |
газовый фактор, м*/м3 |
|||
|
Восточно-Черновская |
1951 |
32 |
32,4 |
200 |
|
Ново-Ключевская |
1952 |
68 |
27.4 |
150 |
|
Коханская |
1954 |
104 |
11.5 |
210 |
|
Яблоневская |
1947 |
423 |
До 20 |
150 |
Рис. 1. Схема Кинель-Черкасского газо-нефтеносного района.
I- разрабатываемые нефтяные и газовые месторождения: 1 - Мухановское, 2 - Восточно-Черновское, 3 - Ново-Ключевское, 4 - Коханское, 5 - Яблоневское.
Рис. 2. Схема условий залегания залежи.
1 - глины; 2 - высокопроницаемые нефтенасыщенные доломиты; 3 - плохо проницаемый запечатывающий слой; 4 - водоносные доломиты; 5 - мергели и доломиты.