РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Коллектив авторов, 2006
УДК 622.276.1/.4
Эффективность системы поддержания пластового давления пласта БС4-5 Приразломного месторождения с низкопроницаемым коллектором Э.М. Тимашев, И.Д. Магдеев, Р.Г. Нигматулина (ООО «ЮНГ-НТЦ Уфа»), В.В. Мальцев, Р.Н. Асмандияров (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)
П П
риразломное месторождение имеет специфические геолого-физические характеристики. Залежь в основном пласте БС4-5, относящаяся к верхней части (второй зоне) так называемого Правдинского резервуара (пласты БС1-БС5), достаточно обособлена на территории Юганского Приобья. Залежи нефти в пластах АС11, БС1, БС2, Ач1-5, не введенные в активную разработку, не рассматриваются. В основном пласте БС4-5 сосредоточено 90 % извлекаемых запасов категорий В+С1. Месторождение открыто в 1982 г. Разбуривание его основного объекта – пласта БС4-5 было начато с 1987 г., ввод в активную разработку осуществлен в 1989 г. Площадь разбуренности показана на рис. 1. Разбуренная часть составляет около 25 % общей площади. Главным свойством коллектора пласта БС4-5 является низкая проницаемость, составляющая в среднем 6,8⋅10-3 мкм2 (по керну). Анализ статистических рядов распределения проницаемости по керну показывает, что доля образцов проницаемостью до 0,5⋅10-3 мкм2 составляет около 39 %, от 0,5⋅10-3 до 4,0⋅10-3 мкм2 – около 34 %, от 4⋅10-3 до 30⋅10-3 мкм2 – 25 % и более 30⋅10-3 мкм2 – 2 %. Для дальнейшего описания строения пласта представлены палеопрофиль (рис. 2) и геолого-статистический разрез (ГСР) (рис. 3). Согласно ГСР коллекторы по разрезу встречаются на глубине до 60 м от кровли пласта, но ниже глубины 40 м «встречаемость» коллектора мала (5 %), затем снижается до нуля. На основании такого вида кривой распределения коллектор – неколлектор пласт условно можно подразделить на «верхний этаж», включающий наиболее продуктивную часть разреза, и «нижний этаж», где коллекторы встречаются менее чем в 5 % случаев. Изложенное качественно подтверждается видом палеопрофиля (см. рис. 2). По результатам геофизических исследований скважин (ГИС), проницаемость пласта в среднем составляет 16,5⋅10-3 мкм2. По нижнему этажу пласта проницаемость низкая, редко превышает 5⋅10-3 мкм2 (см. рис. 3). Верхний этаж пласта разделяется на две части: нижнюю, где в интервале 15 - 40 м от кровли пласта проницаемость в среднем близка к данным, полученным по керну, и кровельную часть толщиной 15 м, где проницаемость коллектора находится в диапазоне (15 – 27) ⋅10-3 мкм2. По результатам исследования скважин отмечается неравномерность распределения проницаемости не только по разрезу, но и по площади залежи. В южной и восточной частях месторождения пласт-коллектор является наименее проницаемым, в центральной части месторождения - наиболее проницаемым.
22
09’2006
Effectiveness of system of reservoir pressure maintenance of BS4-5 layer of Prirazlomnoye deposit with low-permeability reservoir E.M. Timashev, I.D. Magdeev, R.G. Nigmatulina, (YUNG – NTTs Ufa OOO), V.V. Maltsev, R.N. Asmandiyarov (RN-Yuganskneftegaz OOO) The analysis of development of unique by geological-physical characteristics productive BS4-5 horizon of Prirazlomnoye oil deposit of Yuganskoye Priob’ye is carried out. Actions on perfection of system of reservoir pressure maintenance at deposits with low-permeable reservoirs according to schemes of placing and operation of wells are offered.
Результаты исследований, приведенные в работе [1], показали, что при средней начальной нефтенасыщенности 57,4 % остаточная нефтенасыщенность составляет 25,6 %, в результате по экспериментальным данным получен достаточно высокий коэффициент вытеснения – 0,56. Отмечается, что это связано с большим содержанием пор радиусом 1,8 – 6,9 мкм для проницаемости (1 – 50)⋅10-3 мкм2, а также с избирательной смачиваемостью пород и температурой пласта (95-110 °С). Определенное влияние оказывают гранулометрический состав, низкая глинистость и карбонатность пород. Остаточная нефтенасыщенность практически не зависит от проницаемости. По данным ГИС, песчанистость пласта в среднем составляет 0,46, расчлененность - 10,5. При этом, как и в случае с параметром проницаемости, верхний этаж пласта характеризуется как достаточно монолитный пласт. Наибольшее число прослоев отмечается при появлении песчаника в нижней части разреза, параметр песчанистости также снижается. То же самое относится и к прерывистости пласта (см. рис. 2). Протяженность прослоев бÓльшая в верхней части разреза, песчаные прослои в нижней части разреза представлены в виде изолированных линз. Нижняя зона характеризуется резкими изменениями по площади толщин песчаников и коллекторских свойств пород. По пласту в целом толщина песчаных прослоев в 20 % случаев не превышает 0,5 м, а в 50 % - изменяется от 0,5 до 1 м. При переслаивании доля глинистых слойков в образцах керна составляет 30 - 60 %, толщины слойков глин и песчаников равны 5 - 10 см и менее. Завершая краткое описание строения пласта БС4-5, укажем, что в
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ торскими свойствами. Нижняя часть пласта формировалась на склоне шельфа в результате сноса с шельфовой части излишков песчаного материала. Этим объясняются более высокая степень заглинизированности, расчлененности и невыдержанность песчаных прослоев нижней части продуктивного разреза. На разбуренной площади залежи выделены шесть поверхностей напластования, соответствующих смене циклитов. На профиле, представленном на рис. 2, показаны четыре циклита. Согласно утвержденной «Комплексной технологической схеме разработки Приразломного месторождения» СибНИИНП (протокол ЦКР Миннефтепрома № 1397 от 16.01.91 г.) по пласту принята блоковая трехрядная система размещения скважин по треугольной сетке с расстоянием между рядами и скважинами в ряду 500 м, с уплотнением сетки до 20 га/скв. Предусматривалось «…внутри блоков формирование поперечных линий разрезания производить в процессе разработки по мере выявления деталей геологического строения и на основе геолого-промыслового анализа особенностей выработки запасов…». На рис. 1 представлена фактически сформировавшаяся и соответствующая проекту система в плане создания крупных полосообразных участков с тремя рядами добывающих скважин. В пределах полос разработки в центральных добывающих рядах размещены дополнительные нагнетательные скважины в основном по схеме «через одну». На схеме также показаны созданные в процессе проектирования опытные участки I – V, S, N различного назначения (см. ниже). В табл. 1 приводятся показатели разработки залежи по сравнению с проектными по утвержденному документу. Сравнение показателей разработки за 2005 г. проведено по «Анализу разработки Приразломного месторождения» (№ 3419), утверРис. 1. Схема размещения полос разработки пласта БС4-5 с разрезающими рядами жденному ЦКР Роснедра РФ (18.08.05 г.). Фактические и опытными участками показатели относятся к разбуренной части пласта БС4-5. В 1993-1997 гг. годовая добыча нефти хотя и равномерно возрастала от 1,6 млн. до 3,1 млн. т, но оставалась ниже проектной. Однако уже в течение этого периода начал интенсивно повышаться средний дебит скважин за счет масштабного применения гидроразрыва пласта (ГРП) и организации системы поддержания пластового давления (ППД), в то время как фактическое число скважин было меньше проектного. В последующие годы эта тенденция сохранялась, хотя темп прироста годовой добычи нефти снижался. Начиная с 1998 г., темп прироста добычи нефти снизился с 15,9-21,6 до 6,6 % (1998 г.) и 5,6 % (1999 г.). Рис. 2. Палеопрофиль пласта БС4-5 В 2000 г. прирост добычи составил 12 %, в 2001 г. – 10,4 %, в 2002 г. – 1,1 %. В 2003 г. добыча снизилась на 6 % и продолжала снижаться. В 2005 г. она соответствии с седиментогенезом его верхняя часть формировасоставила 92 % максимальной добычи 2002 г. Основной причилась в условиях мелководного шельфа и представлена, как поканой является уменьшение темпов разбуривания залежи. Проектзано выше, слаборасчлененным песчаником с лучшими коллек-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
09’2006
23
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 3. ГСР (репер сверху) по пласту БС4-5: а, б – верхний этаж; в – нижний этаж
высокоэффективной разработки пласта БС4-5 с низкопроницаемым коллектором является возрастающий средний дебит жидкости и нефти на скважину, что стало возможным в результате реализации проектной системы ППД на месторождении. Это подтверждают показатели интенсивности системы ППД (рис. 4). Средний дебит жидкости возрастал с 1992 по 1998 г. от 12 до 23 т/сут, т.е. увеличился в 2 раза, в последние пять лет отмечается его тенденция роста с некоторой стабилизацией (вместо 10 т/сут по проекту). С учетом зависимости среднего дебита жидкости от интенсивности проведения ГРП по фонду скважин установлено, что организация ППД в пласте с низкопроницаемым коллектором при полном охвате его по фонду скважин современной технологией ГРП – это два взаимосвязанных фактора, обеспечившие успешное освоение и разработку Приразломного месторождения. Эффекты от применения ППД и ГРП неразделимы и должны рассматриваться совместно (подобно эффектам от плотности сетки - ППД). Рис. 4. Зависимость среднего дебита жидкости qж, средней приемистости Qпр Сложившаяся система ППД схематично показана на рис.1 и отношения этих параметров от соотношения числа добывающих nдоб и и представляет 11 больших полос широтного направления с нагнетательных nнаг скважин разрезающими рядами (самостоятельных объектов разработки). В полосах используется трехрядное проектное размещение добывающих скважин с треугольной и квадратной сетканый уровень добычи 3,5 млн. т был достигнут в 2000 г., т.е. на год ми скважин плотностью 25 га/скв. Система ППД характеризуется раньше и меньшим числом скважин – 938 вместо 2501 при дебиследующими данными: те жидкости 22,8 вместо 9,9 т/сут. Полное разбуривание площади - эксплуатационный фонд нагнетательных скважин – 283; не осуществлялось. - средняя приемистость нагнетательной скважины – За 20 лет эксплуатации пласта добыто более 46 млн. т нефти. 125 м3/сут; На 01.01.06 г. коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,20, коэффициент использования запасов – 50 % при обводнен- соотношение числа добывающих и нагнетательных скваности добываемой продукции 41 %. Основным показателем жин – 3:1;
24
09’2006
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ переведено 75 скважин. Как следует из карт изобар и текущих отборов, пластовые давления и дебиты скважин значительно выровнялись по площади. Средневзвешенное пластовое давление в залежи возросло от 24,4 МПа в 2000 г. до 28,2 МПа в 2005 г., т.е. на 2,8 МПа превысило начальное пластовое давление (25,4 МПа). Это следует отнести к одной из важных особенностей разработки пласта с низкопроницаемым коллектором. Давление в зоне отбора увеличилось от 22,8 до 25,6 МПа, в зоне закачки - от 29,9 до 35,4 МПа, перепад давлений между зонами отбора и закачки стабилизировался на уровне 7,1-7,2 МПа. Рост среднего дебита жидкости от 22,8 до 28 т/сут (см. табл. 1) объясняется увеличением депрессии на пласт за счет роста пластового давления в зонах отбора. При этом среднее забойное давление в добывающих скважинах немного снижалось и достигло 12 МПа (почти на уровне давления насыщения) за счет интенсификации добычи нефти. Таким образом, увеличение дебита жидкости в зависимости от соотношения nдоб/nнаг (см. рис. 4) достигнуто в результате рассредоточения закачки воды по площади залежи вводом дополнительных нагнетательных скважин и увеличением площади зон Примечание. В числителе приведены проектные показатели, в знаменателе – фактические. нагнетания. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины в последние 6 лет стабилизировалась на уровне 125-130 м3/сут. Важной особенностью системы ППД Приразломного месторождения является также высокое давление нагнетания (до 18 МПа). Проведение ГРП в скважинах в сочетании с большим давлением закачки воды позволяет увеличить продолжительность эффекта. На некоторых месторождениях с низкопроницаемым коллектором поддержание высокого давления нагнетания неэффективно из-за прорывов закачиваемой воды. На данном месторождении анализ проводимых промыслово-геофизических исследований скважин показал следующее. По данным расходо- и дебитометрии приемистость и отдача пласта в пределах интервала перфорации равномерно распределены в 26-46 % числа исследованных скважин, но работающими в основном являются верхняя и средняя части пласта. На месторождении пробурены 30 контрольных скважин, из которых 24 - наблюдательные. Проанализированы результаты более 100 исследований по определению характера насыщения методом ИННК, а также в комплексе с термометрией. Установлено, что выработка происходит по наиболее проницаемым прослоям в кровельной и средней частях. Закачиваемая вода поступает в добы- отношение средней приемистости к дебиту жидкости – 4. вающие скважины преимущественно по средней части пласта Приблизительно к 2000 г. завершились освоение и ввод скваБС4-5. Проанализируем показатели выработки запасов участков, жин из отработки в разрезающих рядах. На основании проведенного «Анализа разработки» (2000 г.) Уфимским филиалом Юганскразрабатываемых с применением трехрядной системы, дополНИПИнефти был рекомендован перевод добывающих скважин в ненной согласно принятым решениям очагово-избирательным центральных рядах полос с пониженным пластовым давлением в заводнением. Вначале рассмотрим опытные участки I – V, S, N нагнетательные через одну. К настоящему времени по этой схеме (см. рис. 1); данные анализа представлены в табл. 2:
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
09’2006
25
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- участок I разрабатывается по трехрядной системе с размещением скважин по квадратной сетке; - участок II имеет линейную трехрядную систему размещения скважин по квадратной сетке 500×500 м; проектная система реализована и дополнена нагнетательными скважинами в центральном добывающем ряду; - участки III, IV – с линейной трехрядной системой размещения скважин по треугольной сетке с расстояниями 500 м между скважинами в ряду и между рядами; проектная система реализована, число дополнительных очаговых нагнетательных скважин в центральных рядах составляет 18; - участок V – намеченная трехрядная система с размещением скважин по треугольной сетке изменена и представлена в виде нескольких элементов площадной семиточечной системы; - участки S, N – с уплотнением сетки скважин до 20 га/скв. Кроме того, дополнительно выделены девять более мелких участков для анализа интенсивно вырабатываемых частей крупных полос разрезания, в том числе проектных участков. Расположение участков 1-9 показано на рис. 1, их основные технологические показатели приведены в табл. 3. Участки характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), соответствующими параметрам пласта в целом. Соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин изменяется от 4:1 до 2,4:1, среднее пластовое давление изменяется - от 27 до 30 МПа. На участках I и II размещение скважин по трехрядной квадратной системе с плотностью 25 га/скв является эффективным для условий пласта БС4-5. На участках III и IV реализованная трехрядная треугольная сетка скважин с плотностью 25 га/скв по текущим показателям также эффективна. По сравнению с квадратной сеткой, реализованной на участках I и II, треугольная сетка отличается дополнительным поперечным разрезанием залежей в последующей стадии разработки. Сравнение показателей разработки уплотненных участков показало, что на участке N уплотнение сетки скважин позволяет достичь высокого темпа отбора. По-видимому, на этот показатель основное влияние оказывают начальные геолого-физические характеристики пласта, в частности, проницаемость, а потом начинает проявляться плотность сетки скважин в сочетании с системой ППД. В пределах рассмотренных проектных опытных участков КИН оценивался по девяти участкам меньших размеров. Участки,
26
09’2006
выбранные с использованием геологических карт, карт разработки и изобар, удовлетворяют следующим условиям: высокая степень выработки запасов (текущий КИН выше, чем средний по разбуренной площади), относительная гидродинамическая замкнутость, различные варианты размещения скважин (треугольная трехрядная – участки 2, 5, 8; квадратная трехрядная – участки 6, 7, 9; пятирядная – участки 3, 4; подобие однорядной системы – участок 1). Данные анализа представлены в табл. 3. Прогнозные КИН рассчитаны с помощью характеристик вытеснения и дополнительно проанализированы с применением трехмерной фильтрационной модели. Предельная обводненность при расчетах принималась равной 95 %. Анализ выработки запасов участков показал, что по шести участкам (1, 3 – 7) прогнозный КИН достигает 0,38-0,48, в среднем составляя 0,42, что на 2 пункта выше утвержденного. Прогнозный КИН участка N (локальные участки 3 и 4) заметно выше остальных за счет высокой плотности сетки. Более высокий КИН участка 7, равный 0,44, объясняется лучшими геологическими условиями: проницаемость 0,014 мкм2; коэффициент расчлененности 6,7 при среднем по пласту 10,5; коэффициент песчанистости 0,54 по сравнению со средним по пласту 0,45. В результате анализа текущих и прогнозных показателей вырабатываемых участков установлено, что система ППД в целом организована эффективно. Рядная система разработки позволяет достичь КИН = 0,4 при создания очагов заводнения (участки 1, 6, 7) либо при уплотнении сетки (участки 3, 4). На остальных участках (2, 5, 8) необходимо восстановить фонд добывающих скважин, предусмотреть применение комплекса физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, включающего внедрение потокоотклоняющих технологий в сочетании с технологиями интенсификации добычи нефти (обработка призабойных зон добывающих скважин) и технологиями увеличения приемистости нагнетательных скважин. Для условий пласта БС4-5 эффективны потокоотклоняющие технологии на основе термогелеобразующих композиций и технология на основе водорастворимого поликатионита ВПК-402. Утвержденную треугольную сетку скважин с трехрядным размещением требуется усовершенствовать – для дальнейшего разбуривания месторождения целесообразно рекомендовать квадратную сетку скважин по следующим причинам. Во-первых, при
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ треугольной сетке скважин исключается ее равномерное кратное уплотнение. Во-вторых, при альтернативной квадратной сетке можно осуществить переход от трехрядной схемы к девятиточечной и далее – к пятиточечной. Эти варианты при треугольной сетке скважин отсутствуют. Кроме того, при треугольной сетке при последующем поперечном разрезании образуются участки «ромбовидной формы». В «Анализе разработки» (2000 г.) показано, что для разбуренной части площади развитием системы ППД является постепенный, по мере изучения геологического строения, переход к более интенсивной системе с переводом добывающих скважин центрального ряда в нагнетательные через одну или через две. Начальное соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин N1=3:1. При переходе к схеме «через одну» N2=1,66:1, в последующем предполагается переход к однорядной системе при N3=1:1. При переходе к схеме «через две» N2 и N3 равны соответственно 2:1 и 0,5:1. При квадратной схеме размещения скважин имеется большее число вариантов совершенствования ППД. Рассмотрим трехрядную полосу разрезания с «шахматным» размещением (но не «в стык») скважин. Исходное соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин N1=3:1. Возможен переход к девятиточечной, затем к пятиточечной системам. Для решения задачи о развитии системы ППД Приразломного месторождения проанализированы данные эксплуатации нагнетательных скважин в центральных рядах и выполнено математическое моделирование. В 2001-2005 гг. под закачку переведены 75 скважин, расположенных в центральных добывающих рядах. Эти скважины постепенно формируют схему воздействия «через одну добывающую скважину». В результате ввода нагнетательной скважины дебит жидкости по окружающим скважинам возрастает независимо от схемы ввода нагнетательной скважины и типа сетки. Например, перевод скв. 193 под закачку (опытный участок II, локальный участок 9) в августе 2000 г. увеличил дебит нефти в 1,5 раза при снижении обводненности соседних добывающих скважинах данного ряда с 25 до 5 %. Влияние этой нагнетательной скважины на соседние добывающие скважины первых рядов оказалось не столь эффективным из-за воздействия нагнетательных скважин разрезающих рядов. Расчеты с использованием адресной гидродинамической модели пласта БС4-5 проведены для вариантов с треугольной и квадратной сетками скважин с интенсификацией ППД по схемам «через одну» и «через три» (последнее имитирует блочную замкнутую систему). Результаты моделирования показали эффективность совершенствования системы ППД в трехрядной системе скважин по схеме «через одну» для обеих сеток скважин. Поскольку конечной является однорядная система разработки, модификация площадной пятиточечной системы имеет преимущество перед однорядной. В связи с этим в «Анализе разработки»
(2005 г.) на неразбуренной части предложено испытание именно этой системы. В процессе разработки пласта БС4-5 с низкопроницаемым коллектором совершенствуется процесс ППД также в системе КНС нагнетательные скважины. В настоящее время функционируют три КНС с числом подсоединенных нагнетательных скважин соответственно 85, 136 и 62. Для регулирования закачки воды по площади КНС закольцованы, среднее устьевое давление составляет 17,9 МПа; всего 33 нагнетательные скважины эксплуатируются с давлением ниже 17 МПа с применением метода штуцирования. По мере разработки пласта и обособления зон со слабовыработанными запасами в дополнение к использованным методам регулирования рекомендуется применение для некоторых нагнетательных скважин высоконапорных миниблочных КНС. В работах [2, 3] даются такие рекомендации по дифференцированной закачке воды в группы скважин с различными свойствами пласта. Выводы 1. В результате уточнения геологического строения и с учетом благоприятствующих факторов установлено, что проектный КИН достижим и несколько превысит утвержденный ГКЗ (0,4). 2. Основным направлением совершенствования системы разработки месторождения является дальнейшее разбуривание пласта БС4-5 с развитием внутриконтурного заводнения и ГРП - применением наряду с трехрядным площадных девяти- и пятиточечных схем размещения скважин по квадратной сетке. Регулирование закачки воды в низкопроницаемый пласт следует осуществлять современными насосными блочными установками. 3. При проведении опытно-промысловых работ необходимо предусмотреть опытные участки с площадными системами заводнения.
Список литературы 1. Казаненков В.А. Построение модели геологического строения, оценка сырьевой базы и разработка концепции геологоразведочных работ в зоне деятельности ОАО «Юганскнефтегаз» в ХМАО. – Новосибирск: ИГНГ СО РАН, 2002. – 200 с. 2. Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях//Нефтяное хозяйство. – 2005: часть 1. - № 9. - С. 184-188; часть 2. - № 10. С. 44-48. 3. Лисовский Н.Н. Пути совершенствования проектирования разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений с целью достижения максимальной нефтеотдачи//Вестник ЦКР Роснедра. – 2005. - № 2. - С. 97 – 101.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
09’2006
27