|
И.И. АБЫЗБАЕВ, В. Б. СЕРГЕЕВ (БашНИПИнефть) |
Состояние разработки Арланского нефтяного месторождения
УДК 622.276(470.57)
Высокие темпы развития нефтяной промышленности и стабильная добыча нефти в Башкирской АССР в значительной степени достигнуты благодаря открытию и вводу в эксплуатацию Арланского месторождения, а также постоянному совершенствованию технологии его разработки. При проектировании последней необходимо было учесть ряд неблагоприятных факторов: резкую неоднородность строения коллекторов (переслаивание песчано-алевролитовых пород с глинистыми разностями, большая прерывистость и линзовидность, высокая изменчивость нефтенасыщенной толщины продуктивных пластов и т. п.), высокую вязкость (от 17 до 29 мПа-с), низкую газонасыщенность (16-20 м3/т) пластовой нефти и др. [3]. На Арланском месторождении удовлетворительные результаты получены благодаря большому объему работ по совершенствованию системы его разработки, внедрению эффективных методов интенсификации, максимально учитывающих особенности геологическою строения месторождения и характера выработки эксплуатационного объекта.
Основные запасы нефти месторождения заключены в терригенных отложениях нижнего карбона, в которых установлено до восьми продуктивных пластов. В схеме разработки предусматривалось выделить две пачки пластов, освоение которых проектировалось осуществлять единой сеткой добывающих скважин: 48*104 м2/скв.- при наличии в плане одной пачки и 24*104 м2/скв.- при наличии обеих. Разработку каждой пачки должны были вести при раздельной закачке воды и преимущественно линейном заводнении, а в пределах Новохазинской площади - при одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин специальным оборудованием.
Разработка месторождения начата в 1958 г. Максимальной добычи нефти достигли в 1972 г. (рис. 1). К этому времени уже пробурили основную часть скважин, дебит жидкости которых был равен 41 м3/сут (на уровне начального), а нефти 16,2 т/сут. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляла 98,2 %, текущая 103 %, соотношение нефтяных и нагнетательных скважин 5:1, обводненность 54 % (в пластовых условиях).
Темп обводнения при этом оставался высоким (4-5 % в год), что обусловлено повышенной вязкостью пластовой нефти, резкой неоднородностью продуктивных пластов, а также наличием обширных водонефтяных зон пласта C-VI.
К 1976 г. практически был реализован весь фонд скважин схемы вместе с резервным. К этому времени уровень добычи нефти снизился по сравнению с максимально достигнутым на 9,4 %. Тенденция быстрого падения его сохранялась. В соответствии с последним проектным документом (1978 г.) планировалось пробурить еще около 40 % скважин от предусмотренных первоначальной схемой разработки. Средняя проектная плотность их достигла 15,5*104 м2/скв.
Дополнительное бурение позволило интенсифицировать процесс разработки, а также извлечь оставшиеся запасы нефти. Это относится в первую очередь к промежуточным пластам малой толщины. Так, из всех скважин, пробуренных сверх схемы на II и III участках Арланской площади, по данным Т. М. Столбовой, на целики, застойные и тупиковые зоны основных пластов С-11 и C-VI пришлось всего 5,8 и 3,4 % скважин, вскрывших эти пласты, тогда как на промежуточные - от 6 до 100 %. В результате бурения дополнительных скважин плотность сетки к 1982 г. составила около 18*104 м2/скв. Текущий уровень добычи нефти ниже максимально достигнутого на 21,2 %. Среднегодовой темп падения ее невелик: за последние девять лет примерно был равен 2,4 %. Это обусловлено проведением мероприятий по совершенствованию системы разработки месторождения, основные из которых - форсирование отбора жидкости, развитие очагово-избирательного заводнения, изменение фильтрационных потоков жидкости в пласте, доперфорация нижней части пласта C-VI с подошвенной водой, приобщение маломощных пластов и др. С момента максимальной добычи фонд добывающих скважин увеличился на 37%, нагнетательных - на 63%, соотношение первых и последних снизилось с 5,1 до 4,3; дебит жидкости в них возрос почти в 1,5 раза (61,4 м3/сут). Несмотря на проведенные мероприятия, дебит нефти уменьшается, его текущее значение составляет 8,4 т/сут. Это объясняется все еще относительно высокой обводненностью, что свойственно подобным эксплуатационным объектам с высоковязкой нефтью. Однако в последние годы темп обводнения значительно снижается. Накопленный водонефтяной фактор составил 2.1 м3/т.
В табл. 1 приведены результаты оценки эффективности выполненных на месторождении в 1980 г. мероприятий по снижению темпа падения добычи на Арланской и Николо-Березовской площадях. Сначала она определялась по сопоставлению фактической добычи нефти за период с момента проведения мероприятий до конца года с расчетной. Последнюю устанавливали по скважинным характеристикам вытеснения, относящимся к моменту проведения мероприятия в координатах «накопленная нефть - логарифм накопленной жидкости». Характеристики вытеснения по скважинам в водный период обычно подчиняются следующей зависимости:
где QH и Qж - накопленные отборы соответственно нефти и жидкости; а и в - постоянные коэффициенты, поэтому в указанных координатах они носят линейный характер. Коэффицент в является показателем эффективности процесса вытеснения, т. е. чем он выше, тем эффективнее процесс [2].
Так определялся абсолютный прирост добычи нефти. Для сопоставления эффективности разных мероприятий между собой устанавливали среднее значение дополнительной добычи нефти за один отработанный скважино-месяц. Затем оценивалось влияние проведенного мероприятия на процесс вытеснения нефти из пластов путем сравнения показателя эффективности процесса вытеснения до и после мероприятия.
При исследовании очагового заводнения на основе анализа графиков эксплуатации соседних добывающих скважин предварительно выявляли реагирующие скважины, по которым и строили характеристики вытеснения. Прирост добычи нефти при этом оценивали как разность между дополнительной добычей нефти по реагирующим скважинам и потерей нефти по очаговой, ранее работавшей как добывающая.
Из табл. 1 следует, что все рассмотренные мероприятия, за исключением увеличения гидродинамического совершенства скважин, характеризуются относительно высокой эффективностью, сопоставимой с эффективностью бурения добывающих скважин.
Так, при форсированном отборе жидкости в 35 скважинах Арланской площади дебит жидкости был увеличен в среднем в 3 раза (от 58,9 до 178,2 м3/ сут), при этом по нефти он возрос более чем в 2 раза (с 8,2 до 17,2 т/сут). Обводненность же увеличилась на 5 %. Дополнительно добыто 77,7 тыс. т нефти, что составило 0,32 тыс. т на один скажино-месяц. Аналогичные результаты получены и по скважинам Николо-Березовской площади, где обводненность продукции даже уменьшилась на 4 % . Показатель эффективности процесса вытеснения при этом, как правило, остается без изменения или даже улучшается (рис. 2).
В результате освоения 17 очагов заводнения по рассмотренным площадям средний дебит жидкости в реагирующих скважинах возрос в 1,5-2,6 раза, а нефти увеличился в 1,3-2,3 раза. Дополнительная добыча нефти на один скважино-месяц работы очаговой скважины составила 0,14-0,28 тыс. т при абсолютном приросте ее 51,5 тыс. т. При этом характеристики вытеснения реагирующих скважин в большинстве случаев улучшаются (рис. 3, а).
Ранее, из-за опасности быстрого обводнения скважин нижняя часть пласта C-VI, имеющего подошвенную воду, не перфорировалась. Однако опыт показал, что отбор из этой части пласта позволяет существенно повысить темпы выработки запасов водонефтяных зон и извлекать запасы, ранее не вырабатываемые. Так, доперфорация пласта C-VI в 12 скважинах Арланской площади, где этот пласт имеет наибольшее распространение, позволил повысить дебит скважин в 3,4 раза без увеличения обводненности. Прирост добычи нефти при этом составил 36,3 тыс. т при дополнительной добыче на один скважино-месяц 0,44 тыс. т.
В последние годы с уплотнением сетки скважин и развитием очагово-избирательного заводнения появилась возможность вовлекать пласты, характеризующиеся малой эффективной толщиной (менее 1,5-2 м), относительно низкой проницаемостью (менее 0,1 мкм2) и высокой степенью геолого-физической неоднородности. При редкой сетке скважин (24*104 м2/скв. и более) и линейном заводнении такие пласты при их совместной перфорации с лучшими обычно не работали, поэтому часто их не перфорировали. В результате приобщения таких пластов в 11 скважинах рассматриваемых площадей прирост добычи нефти составил 15,5 тыс. т при дополнительной добыче нефти на отработанный скважино-месяц 0,27 тыс. т. Как правило, обводненность скважин после проведения мероприятия снижалась, а характеристики вытеснения улучшались (см. рис. 3, б).
Увеличение гидродинамического совершенства скважин осуществляется в основном за счет ГРП, которые обычно проводятся одновременно с соляно-кислотными обработками. Этим методом воздействуют на малодебитные скважины. Удачные операции составляют около 70 %. Выполненная работа на 10 скважинах позволила повысить средний дебит жидкости в 2,5 раза, нефти - почти в 1,3 раза при значительном увеличении обводненности продукции.
Проведенные мероприятия позволяют существенно улучшить эффективность процесса разработки месторождения и удерживать добычу нефти на достаточно высоком уровне, однако и при этом, как показал анализ [4], еще не достигается полный охват запасов воздействием нагнетаемого агента. Имеет место неравномерность выработки продуктивных пластов. В табл. 2 приведены основные характеристики продуктивных пластов участка II Арланской площади, по которому оценивается выработка запасов.
Результаты оценки выработки пластов представлены в табл. 3.
В основных пластах (С-II и C-VI) в активной разработке находятся соответственно 94,5 и 95,3 % начальных балансовых запасов нефти, в промежуточных пластах от 22 (пласт С-1 II) до 77% (пласт C-IV). Коэффициенты выработки запасов пластов C-VI и С-II составляют 0,499 и 0,389, а по их зонам, находящимся в активной разработке, 0,472 и 0,412. Коэффициент выработки запасов промежуточных пластов изменяется от 0,07 (пласт С-III) до 0, 356 (пласт C-IV), причем по зонам активной разработки он составляет 0,46 (пласт C-IV) и 0,31 (пласт C-VI°). В целом по участку этот коэффициент равен 0,374, а по зонам активного воздействия 0,438. Не охвачено воздействием 14,6 % балансовых запасов нефти. Как правило, они приурочены к зонам пластов, характеризующихся эффективной нефтенасыщенной толщиной менее 1,6 м. Такие пласты в нагнетательных скважинах при их совместной перфорации с более мощными при расстояниях между скважинами 350-400 м воду не принимают.
Вовлечение в активное освоение не вырабатываемых в настоящее время запасов маломощных зон пластов может быть проведено путем сокращения: расстояния между добывающими и: нагнетательными скважинами до 200- 250 м. Этого можно достичь, создав в таких зонах очаги заводнения с помощью бурения нагнетательных скважин резервного фонда. Последнее подтверждается результатами эксперимента по вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти IX участка Новохазинской площади [1].
Выводы
1. Арланское месторождение относится к объектам с трудноизвлекаемыми запасами, что обусловлено высокой степенью расчлененности и геолого-физической неоднородностью эксплуатационного объекта, повышенной вязкостью пластовой нефти и относительно низкой проницаемостью коллекторов.
2. Внедрение очагового заводнения, форсирование отбора жидкости, приобщение маломощных пластов являются эффективными методами интенсификации разработки Арланского месторождения. Применение этих методов позволяет удерживать добычу нефти на достаточно высоком уровне.
3. Перфорация нижней части пласта C-VI, имеющего подошвенную воду,- необходимое условие как для интенсификации процесса нефтедобычи, так и для достижения более высокой конечной нефтеотдачи.
4. Все еще неравномерна выработка пластов: у основных она достигает 38,9-44,9 %, у промежуточных - 7- 35,6 %. Текущая нефтеотдача зон активной разработки изменяется от 41,2 до 47,2 % по основным пластам и от 31 до 46 % по промежуточным. Для вовлечения в разработку неактивных запасов необходимо усилить очаговое заводнение путем бурения резервных нагнетательных скважин на расстоянии 200-250 м от добывающих.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Насыров Г.Г., Сергеев В.Б., Асмоловский В.С. О выработке трудноизвлекаемых запасов на IX участке Новохазинской площади. - Труды БашНИПИнефти. Уфа, 1980, вып. 57, с. 3-11.
2. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М., Недра, 1973.
3. Саттаров М.М., Тимашев Э.М., Сергеев В.Б. Анализ и пути улучшения состояния разработки Арланского нефтяного месторождения. - Нефтяное хоз-во, 1969, № 1, с. 24-29.
4. Сергеев В.Б., Чепайкин А.И., Гиниятуллина Р.П. Анализ выработки запасов участка II Арланской площади. - РНТС «Нефтепромысловое дело». М., ВНИИОЭНГ, 1982, № 1, с. 4-6.
Поступила 2/VIII 1982 г.
|
Площадь |
Число скважин |
Средние показатели работы скважин |
Прирост добычи нефти, тыс. т |
Дополнительная добыча нефти на один скважино-месяц, тыс.т |
||||||
|
до проведения мероприятия |
после проведения мероприятия |
|||||||||
|
дебит нефти, т/сут |
дебит жидкости, м3/с |
% воды |
дебит нефти, т/сут |
дебит жидкости, м3/с |
% воды |
|||||
|
Форсирование отбора жидкости |
||||||||||
|
Арланская |
35 |
8,2 |
58,9 |
83,7 |
17,2 |
178,2 |
88,7 |
77,7 |
0,32 |
|
|
Николо-Березовская |
3 |
7,4 |
59,2 |
85,3 |
22,8 |
142,5 |
81,3 |
6,3 |
0,37 |
|
|
Очаговое заводнение |
||||||||||
|
Арланская* |
11 |
5,9 |
24,6 |
71,2 |
13,7 |
51,4 |
68,8 |
14,9 |
0.28 |
|
|
Николо-Березовская** |
6 |
11,1 |
25,6 |
49,0 |
22,2 |
67,0 |
61,1 |
36,6 |
0,14 |
|
|
Доперфорация пласта C-VI |
||||||||||
|
Арланская |
12 |
6,3 |
80,1 |
90,8 |
21,7 |
272,7 |
90,7 |
36,3 |
0,44 |
|
|
Приобщение маломощных пластов |
||||||||||
|
Арланская |
6 |
4,6 |
25,2 |
78,6 |
10,0 |
48,3 |
75,8 |
5,4 |
0,27 |
|
|
Николо-Березовская |
5 |
6,3 |
70,7 |
89,5 |
6,8 |
77,0 |
89,5 |
10,1 |
0,27 |
|
|
Увеличение гидродинамического совершенства скважин |
||||||||||
|
Николо-Березовская |
10 |
3,5 |
10,1 |
59,4 |
4,5 |
25,7 |
79,4 |
0,33 |
0,02 |
|
|
Бурение добывающих скважин |
||||||||||
|
Арланская |
14 |
_ |
|
|
|
|
|
26,1 |
0,32 |
|
|
Николо-Березовская |
26 |
- |
|
- |
|
|
|
38,3 |
0,37 |
|
*25 реагирующих скважин,
**19 реагирующих скважин
|
Пласт |
Площадь нефтеносности, % |
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
Проницаемость, 10-12 м2 |
Балансовые запасы нефти, % |
|
С-1 |
28,1 |
1,0 |
0,1 |
3,2 |
|
С-II |
85,0 |
3,0 |
0,5 |
40,1 |
|
С-III |
9,5 |
0,9 |
0,1 |
0,6 |
|
C-IV |
40,4 |
1,4 |
0,15 |
9,1 |
|
C-V |
51,8 |
1,3 |
0,15 |
9,2 |
|
C-VI0 |
4,1 |
0,9 |
0,1 |
0,4 |
|
C-VI |
68,6 |
3,7 |
1,0 |
37,4 |
|
Пласт |
Коэффициент выработки запасов |
Обводненность, % |
Накопленный ВНФ, м3/т |
Запасы нефти, не охваченные воздействием, % |
Текущая нефтеотдача зон активного воздействия, % |
|
С-1 |
0,202 |
90,7 |
1,35 |
48,1 |
38,9 |
|
С-II |
0,389 |
87,3 |
1,56 |
5,5 |
41,2 |
|
С-III |
0,070 |
84,6 |
1,79 |
78,0 |
32,1 |
|
C-IV |
0,356 |
83,9 |
1,31 |
22,8 |
46,1 |
|
C-V |
0,108 |
76,9 |
1,12 |
68,5 |
35,1 |
|
C-VI0 |
0,130 |
40,0 |
0,94 |
57,5 |
31,0 |
|
C-VI |
0,449 |
88,6 |
2,39 |
4,6 |
47,2 |
Рис. 1. График разработки Арланского месторождения.
Qз/Qж - отношение закачки воды к отбору жидкости; NД/Nн - отношение добывающих скважин к нагнетательным; qж-дебит скважин по жидкости, м3/сут; qн - дебит скважин по нефти, т/сут; fв - доля воды в продукции; QH - годовая добыча нефти
Рис. 2. Изменение характеристик вытеснения при форсированном отборе жидкости по скв. 1713 (а) и 1084 (б) Арланской площади.
Кружком обозначен момент проведения мероприятий на скважине
Рис. 3. Изменение характеристик вытеснения при очаговом заводнении в скв. 1540 Николо-Березовской (а) и приобщении маломощного пласта в скв. 6648 Арланской (б)
