Совершенствование выработки запасов прикровельной нефти водоплавающих залежей Туймазинского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Якупов Рустем Фазылович

• Якупов Рустем Фазылович
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Якупов Рустем Фазылович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ ВЫРАБОТКИ ВОДОПЛАВАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЕРРИГЕННОЙ ТОЛЩИ ДЕВОНА ТУЙМАЗИНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Основные технологические показатели разработки пластов D2ps и D2ml

на завершающей стадии

1.2 Причины низкой выработки прикровельной зоны пластов D2ps и D2ml и результаты внедрения технологий, направленных на повышение коэффициента извлечения нефти

1.3 Анализ текущего состояния разработки водоплавающей залежи пласта

D3ps Шкаповского месторождения

Выводы по главе

ГЛАВА 2 БЛОЧНАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ ВОДОПЛАВАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЕРРИГЕННОГО ДЕВОНА И КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ

2.1 Влияние геологических и технологических факторов на показатели разработки пласта D2ml

2.2 Основные закономерности выработки запасов нефти по участкам пластов D2ps, D2ml, D2vor

2.3 Исследование закономерностей изменения обводненности объектов разработки терригенной толщи девона и характеристик вытеснения нефти

Выводы по главе

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ СТЕПЕНИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ПРИКРОВЕЛЬНОЙ ЧАСТИ ПЛАСТОВ ТЕРРИГЕННОГО ДЕВОНА

3.1 Способ разработки водоплавающей части нефтяной залежи

образованием конуса нефти в водонасыщенной зоне

3.1.1 Принципиальная схема реализации технологии

3.1.2 Анализ параметров внедрения технологии и практические результаты

Выводы по главе

82

ГЛАВА 4 ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

ПРОЦЕССА СОЗДАНИЯ КОНУСА НЕФТИ

4.1 Анализ эффективности применения технологии по данным геолого-промыслового анализа эксплуатации скважин

4.2. Расчет периодов образования конуса нефти и последующего конуса воды в зависимости от технологических и геолого-физических параметров с использованием геолого-статистических моделей

4.3. Методика оценки эффективности технологии отбора прикровельной нефти на водоплавающих залежах, верифицированная на

гидродинамической модели

Выводы по главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование выработки запасов прикровельной нефти водоплавающих залежей Туймазинского месторождения»

Актуальность темы исследования

Нефтяные месторождения Южно-Татарского свода, к которым относится Туймазинское месторождение, в настоящее время находятся в поздней стадии разработки.

Разработка Туймазинского месторождения осложнена наличием контактных зон в водоплавающих частях залежей. Площади водонефтяных зон занимают от 30 до 75 % от общей площади залежей. В этих зонах сосредоточены значительные объемы нефти, и ее добыча сопровождается отбором больших объемов воды. Наибольший объем трудноизвлекаемых запасов нефти в контактных зонах сосредоточен в прикровельной, слабо дренируемой части пласта.

Несмотря на высокие значения нефтеотдачи по месторождению в целом, запасы нефти в прикровельной зоне пласта достаточно велики. Основным фактором, влияющим на невозможность увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) объектов месторождения, явилось отсутствие способов извлечения прикровельной остаточной нефти в условиях терригенных коллекторов с подстилающей водой. Известно, что добыча нефти из скважин, пробуренных в водонефтяных зонах, связана с быстрым обводнением продукции в первый год эксплуатации.

Достижение проектных показателей нефтеизвлечения в этих случаях уже связано с критическими значениями накопленного водонефтяного фактора и экономической нерентабельностью добычи нефти.

Именно поэтому обобщение промысловых данных, технологических показателей объектов разработки, имеющих высокий коэффициент нефтеотдачи (более 0,5), обоснование технологических решений повышения степени выработки подвижных запасов представляют несомненный научный, а также практический интерес и является актуальным для Туймазинского месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствуют формуле специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п.2: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа и п.5: Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.

Степень разработанности темы

Вопросами разработки залежей нефти с подстилающей водой и выработки запасов в контактных зонах, а также предотвращения конусообразования занимались Абызбаев И.И., Андреев В.Е., Бакиров И.М., Батурин Ю.Е., Владимиров И.В., Гильманова Р.Х., Грачев С.И., Дмитриевский А.Н., Жданов С.А., Зейгман Ю.В., Золоев Т.М., Иванова М.М., Краснова Т.Л., Крылов В.А, Колганов В.И., Котенев Ю.А., Ленченкова Л.Е., Лозин Е.В., Лысенко В.Д., Максимов В.М., Маскет М., Михайловский Н.К., Муслимов Р.Х., Мухаметшин В.Ш., Мухаметшин Р.З., Насыбуллин А.В., Пономарев А.И., Рогачев М.К., Сагитов Д.К., Султанов Ш.Х., Сургучев М.Л., Тазиев М.М., Телков А.П., Токарев М.А., Хакимзянов И.Н., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Чарный И.А., Щелкачев В.Н., Ямалетдинова К.Ш., Alvarado V., Economides M.J., Joshi S.D. и др.

Исследования в области разработки водонефтяных зон в основном ставили целью оценку величины депрессии на пласт и дебита скважины, при достижении которых водяной конус достигнет интервала перфорации

скважины, тогда как эффективные методы извлечения остаточной прикровельной нефти практически отсутствовали.

Цель и задачи работы

Целью работы является научное обоснование и разработка технологии отбора запасов нефти из прикровельной нефтенасыщенной части пласта предварительным созданием конуса нефти в водонасыщенной части с применением геолого-гидродинамической модели.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Провести анализ технологических показателей разработки залежей нефти терригенных отложений в поздней стадии разработки, эффективности мероприятий по довыработке остаточных запасов нефти в водонефтяных зонах пласта D2ps и установить основные причины их низкой выработки.

2. Выявить закономерности изменения коэффициента извлечения нефти и динамики показателей разработки в блоках разработки пласта Э2ш1 от соотношения площади контактных зон и общей площади блоков, геолого-физических характеристик пласта.

3. Разработать технологию повышения степени выработки запасов нефти в прикровельной части пласта, внедрить в условиях водоплавающих залежей терригенного девона и оценить технологическую эффективность.

4. Разработать методики подбора скважин и оценки эффективности для технологии создания конуса нефти с применением геолого-гидродинамической модели для различных фильтрационно-емкостных свойств пласта и насыщающих флюидов.

Научная новизна

1. Установлена закономерность изменения коэффициента извлечения нефти и водонефтяного фактора от соотношения площади контактной зоны и общей площади блока разработки пласта D2ml Туймазинского месторождения, включающая выделение типа блоков с интервалами изменения соотношения

20-35, 35-80 и более 80 %, и обусловленная осложнением в виде конуса воды при выработке запасов прикровельной нефти водоплавающих залежей.

2. Разработан и промышленно внедрен способ выработки запасов нефти в водонефтяной зоне, основанный на поэтапном вскрытии пласта в водонасыщенной части и образовании в ней нефтяного конуса с последующим вскрытием нефтенасыщенной части пласта и отбором прикровельной нефти.

3. Установлены аналитические зависимости времени образования конуса нефти для различных значений коэффициента анизотропии и разных отношений вязкости воды и нефти, верифицированные на гидродинамической модели.

4. Предложен алгоритм расчета периода образования нефтяного конуса на основе параметров выборки скважин, позволяющий оперативно рассчитать время образования конуса нефти для заданных условий.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в научном обосновании предложенной технологии и методики для решения задач повышения эффективности выработки запасов прикровельной нефти с использованием гидродинамической модели.

Практическая значимость работы заключается в следующем:

1. Разработана и внедрена технология выработки запасов нефти в прикровельной части пласта. Результаты диссертационной работы использовались при совершенствовании разработки водоплавающих залежей пластов Э2т1 и В2рБ терригенной толщи девона Туймазинского месторождения.

2. Внедрение технологии позволило увеличить период эксплуатации скважины с малой обводненностью до 0,5-3,0 лет и дополнительно добыть в период с 1983 по 2001 годы 44 тыс. т нефти.

3. Показано, что технология выработки запасов имеет перспективу применения на месторождениях с невыработанными запасами прикровельной нефти, приуроченных к Южно-Татарскому своду, метод может быть применен

более чем на 100 скважинах, что позволит дополнительно добыть более 400 тыс. т.

Методология и методы исследования

Поставленные задачи решались с помощью теоретических и лабораторных работ, численного моделирования и расчетов на ПЭВМ, а также проведением опытно-промысловых исследований на скважинах Туймазинского месторождения.

Положения, выносимые на защиту:

1. Гидродинамическая модель образования конуса воды в вертикальной и горизонтальной скважинах, подтверждающая результаты анализа параметров эксплуатации новых скважин и наличие запасов прикровельной нефти в монолитных объектах, отбор которых осложнен конусообразованием.

2. Результаты комплексного изучения изменения коэффициента извлечения нефти и накопленного водонефтяного фактора от соотношения площади водонефтяных зон и общей площади блоков разработки пласта D2ml.

3. Способ разработки водоплавающей части нефтяной залежи первоначальным образованием конуса нефти в водонасыщенной зоне, последующим отбором нефти из прикровельной части пласта и результаты его внедрения.

4. Методика оценки эффективности технологии, верифицированная на гидродинамической модели, для расчета периодов образования конуса нефти и последующего конуса воды.

Степень достоверности и апробации результатов

Достоверность выводов и рекомендаций основана на использовании положений, сформулированных в исследованиях российских и зарубежных ученых, сопоставлении результатов, полученных при внедрении технологии в промышленном масштабе с использованием стандартных методов исследований скважин.

Основные результаты работы докладывались на V Межвузовской научно-методической конференции «Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского

региона» (г. Уфа, 2000 г.); Научно-практической конференции «60 лет девонской нефти» (г. Октябрьский, 2004 г.); Международных научно-технических конференциях «Современные технологии в нефтегазовом деле -2016, 2017» (г. Уфа, 2016, 2017 гг.); Научно-технических советах НГДУ «Туймазанефть» АНК «Башнефть» в г. Октябрьском (1994-2017 гг.); Втором международном симпозиуме «Науки о Земле»: история, современные проблемы и перспективы» (г. Москва, 2020 г.)

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 20 научных трудах, в том числе: в одной монографии; в 12 статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ; получен 1 патент РФ; в 7 статьях изданий, индексируемых в международной базе Scopus; в 3 статьях изданий - Web of Science.

В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач исследований, разработка технологии, анализ и обобщение результатов экспериментальных и промысловых исследований, выводы и рекомендации.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 111 наименований. Работа изложена на 132 страницах машинописного текста, содержит 74 рисунка и 15 таблиц.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ ВЫРАБОТКИ ВОДОПЛАВАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЕРРИГЕННОЙ ТОЛЩИ ДЕВОНА ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Основные технологические показатели разработки пластов D2ps и D2ml на завершающей стадии

Туймазинское нефтяное месторождение относится к месторождениям восточного склона Южно-Татарского свода и приурочено к брахиантиклинальной структуре.

Продуктивные объекты месторождения сосредоточены в девонских отложениях песчаников: пласты D2ps, D2ml, D2ard, D2vr. В системе нижнего карбона - терригенные коллектора пласта C1bb+rad бобриковско-радаевского горизонта. К карбонатным объектам относятся пласт Clksl кизеловского горизонта, пласт D3fm2 среднего фаменского подъяруса и пласт D3zv заволжского надгоризонта, пласт C1al алексинского горизонта. Основная часть начальных геологических запасов нефти находится в пластах горизонтов D2ps и D2ml [5, 46, 56, 94, 98, 100, 101].

Объекты разработки D2ps и D2ml состоят из песчаников мелкозернистых, переслаивающихся крупнозернистыми алевролитовыми породами. Геологические особенности строения, фациальные характеристики, фильтрационно-емкостные свойства пород и физико-химические свойства флюидов в достаточной степени и полно отображены в исследованиях [21, 80].

Характеристика геолого-физических свойств пластов основных объектов разработки приведена в Таблице 1.1. В истории разработки месторождения выделяются две стадии открытия и эксплуатации объектов. Первая стадия соответствует открытию залежей начиная с 1937 года по 1944 год.

На этой стадии впервые открыты и исследованы залежи нефти объектов бобриковского горизонта C1bb+rd и турнейского яруса C1ksl, они

эксплуатировались на естественном режиме, т.е. в начале на упруго-водонапорном, а затем на смешанном упруго-водонапорном, переходящем в режим растворенного газа.

Таблица 1.1 - Характеристика геолого-физических свойств пластов основных

объектов разработки Туймазинского месторождения

Параметры Продуктивный горизонт

Б2рв Б2т1

Глубина, м 1600 1615

Тип залежей пластово-сводовые пластово-сводовые

Тип коллектора терригенно-поровый терригенно-поровый

Нефтенасыщенная мощность, м 7,6 9,8

Пористость, доли ед. 0,21 0,22

Нефтенасыщенность, доли ед. 0,89 0,9

Коэффициент проницаемости, мкм 0,52 0,404

Коэффициент расчлененности, доли ед. 1,9 1,5

Пластовая температура, °С 30 30

Начальное пластовое давление, МПа 16,92

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас 2,3

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,799-0,804

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,847-0,856

Абсолютная отметка ВНК, м 1485-1489

Содержание в нефти серы, % 1,5

Содержание в нефти парафина, % 4,8-5,2

Давление насыщения нефти газом, МПа 8,4-9,6

Газосодержание нефти, м3/т 62-64

Кинематическая вязкость воды, мПас 1-5

Утвержденный коэффициент нефтеотдачи, доли ед. 0,608 0,523

Отсутствие подпора внешнего контура воды определило процесс разработки на первой стадии - отмечено существенное снижение пластового давления, что повлияло на уменьшение продуктивности фонда скважин и,

соответственно, снизилась суточная добыча нефти. С целью удержания добычи по месторождению многие скважины запускались в работу совместной эксплуатацией двух объектов - бобриковского терригенного горизонта с турнейским карбонатным пластом. Но существенно увеличить добычу нефти на месторождении не удалось по причине низкой продуктивности. В период открытия запасов нефти в терригенном девоне суммарная добыча нефти не превышала 250 т/сут.

26 сентября 1944 г. был достигнут колоссальный прорыв - открыты и исследованы нефтяные залежи пластов D2ps и D2ml в девонской толще. Скважины из эксплуатационного бурения №№ 100 и 119 были запущены в работу фонтанным способом с дебитом нефти 250 т/сут. В это время началась стадия промышленной разработки Туймазинского нефтяного месторождения.

Стадийность разработки Туймазинского месторождения в целом и в частности объектов терригенной толщи девона соответствует 4-стадийному подразделению этапов эксплуатации месторождения.

Первая стадия разработки охватывает период с 1944 по 1955 гг. В этот период шло интенсивное разбуривание месторождения и освоение законтурного заводнения. Фонд действующих добывающих скважин на 01.01.1955 г. составил почти 700 скважин, нагнетательных - 59 единиц. Период характерен ростом отборов нефти и жидкости, относительно невысокими дебитами скважин нефти (56 т/сут) и обводненности (5,6 %).

Вторая стадия разработки (1955-1967 гг.) - это период стабильного отбора нефти, продолжения перехода от законтурного к комбинированной системе воздействия - сочетанию законтурного и внутриконтурного заводнения. В 1965 г. была достигнута наибольшая добыча нефти - 13862 тыс. тонн, максимум действующего фонда составил 1091 скважину (1964 г.).

Третья стадия разработки (конец 1967 г. - начало 90-х годов) отличается интенсивным падением добычи нефти и возрастанием обводнения продукции. Наращивались объемы добычи жидкости и закачки воды, применялись форсированные отборы жидкости [30]. Темпы падения добычи нефти по

площадям и объектам, как правило, были отмечены резким их увеличением в первые 3-4 года и постепенным выполаживанием в последующие годы.

Четвертая, заключительная стадия разработки (с конца 80-х - начала 90-х годов) продолжается в настоящее время. Для этого периода характерно выполаживание уровней добычи нефти, стабилизация обводненности на высоком уровне и снижение объемов добычи жидкости и закачки воды.

Состояние разработки девонских объектов характеризуется показателями, представленными в Таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Основные технологические показатели разработки

на 01.01.2018 г.

Показатели Объект разработки

Б2рв Б2т1

Начало разработки, год 1945 1944

Максимальная добыча нефти, млн т 11,8 2,4

Год достижения максимальной добычи 1966 1951

Максимальный темп от НИЗ, % 4,9 3,8

Перебывавшие в эксплуатации добывающие скважины, шт. 1377 350

Перебывавшие в эксплуатации нагнетательные скважины, шт. 492 124

Плотность сетки во внешнем контуре, га/скв. 21,8 18

Накопленный отбор нефти, млн т 231,8 59,3

Отбор от начальных извлекаемых запасов, % 98,9 98,9

Текущий КИН, % 60,1 50,5

Накопленный отбор жидкости, млн т 1074,6 273,8

Водонефтяной фактор с начала разработки, т/т 3,64 3,61

Годовая добыча нефти за 2017 г., тыс. т 191,4 18,2

Весовая обводненность продукции в 2017 г., % 92,9 95,9

Продолжение Таблицы 1.2

Показатели Объект разработки

Б2рв Б2ш1

Годовая добыча жидкости за 2017 г., тыс. т 2696,7 446,5

Средний дебит нефти, т/сут 2,1 0,9

Средний дебит жидкости, т/сут 27,4 19,7

Средняя приемистость в 2017 г., м3/сут 83,0 88

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, % 0,1 0,03

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, % 6,8 2,6

Проведенный анализ технологических показателей разработки, геолого-промысловых исследований на поздней стадии разработки месторождения позволяет сформулировать следующие основные выводы [5]:

1. На этапе открытия и начала эксплуатации был получен громадный опыт длительной разработки залежей с использованием заводнения, осуществляемого за контуром. Что выявило достоинства, плюсы и минусы для законтурного заводнения:

- сниженные дебиты нефтяных скважин, находящихся во втором и третьем ряду и, соответственно, низкие уровни добычи нефти в целом по объектам разработки;

- предусмотренное проектом выбытие скважин первого ряда при текущей низкой обводненности и форсирования режимов добычи;

- неосуществимость обеспечения работы фонтанным способом скважин, находящихся внутри залежи, необходимость консервации на большой период времени значительной части залежи в центре месторождения.

2. Темпы отбора нефти в основной период составляли: 3-4 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) и 6-8 % от остаточных извлекаемых запасов.

3. Пласты горизонтов D2ps и D2ml на основном этапе эксплуатировались

с непрерывным ростом объемов добычи жидкости с начала разработки до достижения высокой обводненности и высокой степени выработки запасов нефти. Максимальный уровень добычи жидкости был достигнут в начале 1983 года и составил 42700 тыс. м3/год при текущей обводненности 95,5 %. Это объясняется массовым увеличением добычи жидкости форсированием для сохранения достигнутых отборов нефти. Предполагалось, что накопленный водонефтяной фактор (ВНФ) на заключительном этапе эксплуатации составит около 4,78 т/т. Самое быстрое увеличение ВНФ возникает при извлечении более 80 % НИЗ и при обводнении жидкости 90 % и выше.

4. В период с 1974 по 1986 гг. на многих месторождениях СССР в массовом масштабе внедряли форсирование добычи отбора (ФОЖ) нефтяных залежей. Внедрение ФОЖ происходило на фонде скважин с разной обводненностью. Годовая добыча жидкости была увеличена за это время с 37000 до 45900 тыс. т, среднесуточный дебит жидкости по одной скважине увеличился с 95 до 134 м3/сут.

Отмечено было, что рост добычи жидкости с точки зрения технологической эффективности оправдано, причем при различной обводненности. Технологический результат форсирования — это увеличение уровня добычи нефти пропорционально форсированию отборов жидкости. При этом незначительно снижается темп падения базовой добычи нефти.

Роста коэффициента нефтеизвлечения за счет ФОЖ не удалось зафиксировать.

5. В части технологического эффекта за счет плотности сетки скважин отмечено, что в условиях эксплуатации горизонтов D2ps и D2ml она оказалась оптимальной и основной этап эксплуатации объектов разработки достигнут на уровне 18-21 га/скв [93]. Параметры насыщения по результатам эксплуатационного и оценочного бурения на заключительной стадии около 300 скважин показали, что почти во всех новых скважинах пласты основных девонских объектов имеют высокую выработку. Насыщение, близкое к начальному, наблюдалось лишь в прикровельных частях монолитных пластов

D2ps и D2ml и в верхних низкопродуктивных пачках.

6. Подтверждено отсутствие возможности равномерного продвижения контуров нефтеносности. Отмечено, что поверхность водонефтяного контакта (ВНК) в процессе эксплуатации залежи принимает искривленную форму: состояние внешнего контура нефтеносности обусловливается темпом и уровнями закачки агента, внутреннего контура нефтеносности - уровнями добычи жидкости [21].

7. Действующий нефтяной фонд скважин, эксплуатирующий девонскую толщу, максимального уровня 1091 скважину достиг в 1964 г. С 1965 года фонд скважин снижается. Это приводит к разбалансированию имеющейся системы разработки нефтяных залежей.

8. Выявлено, что эксплуатационное бурение скважин эффективно в течение всего периода эксплуатации месторождения. На заключительном этапе это позволяет дренировать застойные зоны и дать оценку выработанности запасов нефти.

1.2 Причины низкой выработки прикровельной зоны пластов D2ps и D2ml и результаты внедрения технологий, направленных на повышение коэффициента извлечения нефти

Результаты бурения скважин на девон Туймазинского месторождения на позднем этапе разработки показывают, что в пластах песчаников имеется малая (3-4 м) нефтенасыщенная мощность, подстилаемая подошвенной водой большой мощности. То есть, в прикровельной части сконцентрированы остаточные невыработанные запасы нефти. Прикровельная часть разреза продуктивного объекта имеет низкие фильтрационно-емкостные свойства, отмечается увеличение алевритости в пласте песчаников.

В период с 1976 по 1998 гг. скважины бурились в соответствии с проектной документацией. Они размещались по равномерной треугольной сетке с расстоянием между забоями 400-500 м на участках, которые ранее не

были полностью разбурены.

Большинство добывающих скважин были пробурены в пределах периферийных участков (водонефтяной зоны) горизонта D2ps. Уплотнение сетки скважин, как целенаправленное мероприятие в проектных документах, не предусматривалось. Добывающие скважины распределяются по горизонтам следующим образом: D2ps - 178 скважин, D2ml - 59 скважин, D2ard - 17 скважин, D2vor - 2 скважины.

В рамках выполнения задачи оценки эффективности бурения скважин выполнен анализ по следующим показателям: по суммарной нефтенасыщенной мощности, вскрытой пробуренной скважиной; по величине пускового дебита нефти в первый год эксплуатации скважины.

Параметры мощности пластов, вскрытых в пробуренных скважинах, и дебиты в первый год эксплуатации представлены в Таблице 1.3.

Из анализа видно, что, в период с 1980 года скважины бурением вскрывают объекты с малой (2-3 м) остаточной нефтенасыщенной мощностью. Этот факт объясняется очередностью разбуривания участков, когда сначала в соответствии со степенью изучения залежей разбуривались наиболее перспективные зоны залежей.

Таблица 1.3 - Параметры эксплуатации скважин, введенных из бурения на пласты девона в период 1971-98 гг.

Показатели Год

19711975 19761980 19811985 19861990 19911998

Суммарная нефтенасыщенная мощность (D2ps, D2ml, D2ard, D2vor), м 4,7 4,8 3, 1 3,0 2,8

Среднесуточный дебит нефти скважин в первый год эксплуатации скважины, т/сут 16,6 22,5 5,7 2,4 3,2

Отмечено, что во всех скважинах нефтеносные терригенные коллекторы

наблюдаются в прикровельной части разреза продуктивных пластов. Среднесуточный дебит нефти скважин в первый год эксплуатации скважины изменяется в интервале 1,5-40,0 т/сут.

Автором проанализированы параметры работы скважин, введенных из бурения на объект D2ps на поздней стадии разработки Туймазинского месторождения. В анализе учтены скважины, уплотняющие из эксплуатационного бурения, пробуренные с целью оценки выработки по площади; скважины, восстановленные зарезкой бокового ствола или переводом на верхний или нижний горизонт.

Как известно из мировой практики разработки месторождений, бурение новых уплотняющих скважин на слабо выработанные участки неэффективно, так как промышленно освоенные методы добычи нефти не обеспечивают рентабельный дебит скважин [1, 2, 3, 4, 6, 7, 15, 26, 84]. Подобная ситуация на поздней стадии разработки таких уникальных и крупных месторождений, как Туймазинское, говорит о нерешенности проблемы доизвлечения остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти.

Начиная с 1989 года, на Туймазинском месторождении началось массовое отключение нерентабельных высокообводненных скважин, а также малодебитных скважин, эксплуатирующих низкопродуктивные пласты. В результате не стало регулярной геометрической сетки добывающих и нагнетательных скважин, площадь дренирования на одну добывающую скважину увеличилась от 20 до 100 га и более.

Определенную задачу представляет собой на завершающей стадии разработки сопоставление и анализ результатов эксплуатации новых скважин, восстановленных зарезкой боковых стволов, а также введенных в эксплуатацию возвратом с нижележащих горизонтов.

Охват исследованием статистического материала с 1986 года определен состоянием разработки пласта D2ps в этот период. На графиках разработки горизонта этот период характеризуется резким кратным падением добычи жидкости и закачки воды, кратным уменьшением действующего добывающего

и нагнетательного фонда.

Объектом исследования является процесс разработки пашийского горизонта с учетом ввода с 1986 года скважин из бурения, скважин, восстановленных зарезкой боковых стволов, а также введенных в эксплуатацию возвратом с нижележащих горизонтов. Исследование затрагивает динамику технологических показателей базового фонда скважин, введенных ранее 1986 года, т.е. как проходил бы процесс разработки по базовому варианту, и как фактически велась разработка этого основного объекта Туймазинского месторождения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Якупов Рустем Фазылович, 2021 год

/ \

\

\ \

\ \

—л--

100.0

90.0

80.0

70.0

60.0

50.0

0 =

40.0 I

1

30.0 I о

20.0 10.0 0.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Год

—1|Н. т/сут —■—qж, т/сут —*— % воды

Рисунок 1.2 - Показатели эксплуатации скважин, введенных в эксплуатацию из бурения по пласту D2ps в период с 1986 по 2015 год

На Рисунках 1.3, 1.5 представлены планшеты каротажа скв. №№ 2041, 2031, имеющих характерный разрез скважины, пробуренной в контактной зоне залежи пласта D2ps, а также на Рисунках 1.4 и 1.6 графики, отражающие

14/07/1987 .ПК-103 ,30 ОТВ вторичное ескрьлгие после бурения

Горизонт

Пласт Литология

Насыщение

Глубина, м

р\

о о ■ф

"о -.и го "Ьз

: сп 10 ГК, МКРЧ а . I "I гп

[§ "Г-0 "«я

10000 ■05 03

3 о □ Э -п

ГС-О -

' 01 С 5

5

а э Ы

' Л 5 Л

У # ° £) ® ?

г * «

П й

>|

X I.

■Э М

а £

1 О)

н Е

и «

0

а

ё к к и а

О) И

Е

О)

К)

1

и)

ч о

Й р

ю ю

Видно, что вскрыт монолитный объект с прикровельной нефтью, подстилаемой водой, и прорыв конуса воды происходит в первый месяц эксплуатации.

В рамках исследования методов разработки водонефтяных зон была поставлена задача расчета модели притока в скважину и образования конуса воды при традиционном способе перфорации прикровельной части пласта, отвечающая требованиям визуализации процесса в динамике, достаточной достоверности и возможности управления необходимыми параметрами модели.

Анализируемая далее фильтрационная модель процессов конусообразования нефти и воды основана на приближенной к реальным условиям схеме осреднения параметров и состояния в прискважинной зоне пласта.

Таким образом, в рамках оценки эффективности ввода новых скважин на пашийский горизонт поставлена практическая задача с использованием гидродинамического симулятора исследовать состояние области с остаточной нефтенасыщенностью выше уровня водонефтяного контакта - водяного конуса, образующегося при добыче нефти из зоны с максимальной нефтенасыщенностью.

Исследуемая фильтрационная модель процессов конусообразования нефти и воды создана в гидродинамическом симуляторе tNavigator и основана на приближении к реальным условиям при осреднении параметров в процессе исследования прискважинной зоны пласта. Для модели были заданы следующие параметры: вязкость нефти - 16,6 мПас; вязкость воды - 1.5 мПас; размер сетки - 10x10x0.2 м; размер области - 1000x1000x20 м; пласт -бесконечный; пористость - 0.15; проницаемость - 2010-3 мкм2; давление в пласте - 10 МПа; забойное давление - 5 МПа; интервалы перфорации под зоной водонефтяного контакта 1015-1020 м, в нефтяной части 1000-1010 м.

На Рисунке 1.5 представлены кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды для расчета в гидродинамической модели.

с[

О) С[

л

I-

о о 5

ф (О

о а. п

к

«о со о

м со

-8-к «о г л с; ф

о о г Р О

О 8

О 7

О 6

О 5

О 4

О 3

О 2

О 1

О О

\ К' нефти

Л

К' воды

О 4 О-б 0.8

Водонасыщенность Бв, д.ед.

1 о

Рисунок 1.5 - Кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды, используемые в гидродинамической модели

Рисунок 1.6 - Распределение фазовой проницаемости для воды через 1 месяц

эксплуатации и через 5 лет

На рисунке 1.6 графически показано состояние относительной фазовой проницаемости для воды участка пласта вблизи ствола скважины с перфорацией в нефтяной части пласта через месяц эксплуатации и через 5 лет. Этот случай можно классифицировать как классический случай образования конуса подошвенной воды.

В рамках решения задачи оценки влияния на уровни добычи нефти по пашийскому горизонту рассмотрены технологические показатели разработки в заключительной стадии разработки объекта.

На Рисунке 1.7 представлено распределение годовой добычи нефти из скважин, введенных ранее 1986 года; из скважин, пробуренных после 1986 года; скважин, восстановленных зарезкой боковых стволов, а также возвратом с нижележащих горизонтов. Как видно из диаграммы, наблюдается резкое четырехкратное падение добычи нефти с 1100 тыс. т в 1986 году до 250 тыс. т в 1996 году. В этот период ввод скважин не компенсировал в должной мере добычу из отключенных скважин.

Рисунок 1.7 - Распределение годовой добычи нефти скважин, введенных ранее 1986 года, из скважин, пробуренных после 1986 года, скважин из боковых стволов, возвратом с нижележащих горизонтов по пласту D2ps

На Рисунке 1.8 представлено распределение годовой добычи жидкости из скважин, введенных ранее 1986 года; из скважин, пробуренных после 1986 года; скважин, восстановленных зарезкой боковых стволов, а также возвратом с нижележащих горизонтов. Как видно из диаграммы, наблюдается резкое шестикратное падение добычи жидкости и воды с 32,2 млн т в 1986 году до 5,2 млн т в 1996 г.

Рисунок 1.8 - Распределение годовой добычи нефти скважин, введенных ранее 1986 года, из скважин, пробуренных после 1986 года, скважин из боковых стволов, возвратом с нижележащих горизонтов по пласту D2ps

На Рисунках 1.9, 1.10 и 1.11 представлено распределение обводненности, среднесуточного дебита нефти и жидкости из скважин, введенных ранее 1986 года; из скважин, пробуренных после 1986 года; скважин, восстановленных зарезкой боковых стволов, а также возвратом с нижележащих горизонтов. Как видно из диаграммы, наблюдается пологая динамика снижения среднесуточного дебита нефти с 4,1 т/сут до 2,6 т/сут и двухкратное падение среднесуточного дебита жидкости с 120 т/сут до 60 т/сут при стабильной обводненности 95-97 %.

Рисунок 1.9 - Распределение среднесуточного дебита нефти скважин, введенных ранее 1986 года, из скважин, пробуренных после 1986 года, скважин из боковых стволов, возвратом с нижележащих горизонтов по пласту D2ps

Рисунок 1.10 - Распределение среднесуточного дебита жидкости скважин, введенных ранее 1986 года, из скважин, пробуренных после 1986 года, скважин из боковых стволов, возвратом с нижележащих горизонтов по пласту D2ps

Обводненность, %

1

[ 1

1

qi1 <Д Л Л Л (Д Л А Л Д Л Л ^г Л Л^Ч чй Л Л Л ч>

^ ч^ Ч^ Ч* Ч^ ч^ ч^ ч^ ч^ 4е? ч* 4е? # # # # # # # # # # #

■ введенных ранее 1986 г ■ введенных из бурения ГОД

■ введенных из боковых стволов ■ введенных возвратом с других горизонтов

Рисунок 1.11 - Распределение обводненности продукции скважин, введенных ранее 1986 года, из скважин, пробуренных после 1986 года, скважин из боковых стволов, возвратом с нижележащих горизонтов по пласту D2ps

На Рисунке 1.12 приведено распределение по накопленному ВНФ по скважинам, эксплуатировавшим пачки «а», «б», «в», «г» пашийского горизонта. Наибольшее количество скважин эксплуатировало пачки пласта D2ps:

• «г» - 38 скважин, с накопленным ВНФ меньше 4 т/т - 20 скважин;

• «а+б» - 26 скважин, с накопленным ВНФ меньше 4 т/т - 12 скважин;

• «б+г» - 12 скважин, с накопленным ВНФ меньше 4 т/т - 6 скважин;

• «а» - 6 скважин, с накопленным ВНФ меньше 4 т/т - 4 скважины;

• «б» - 8 скважин, с накопленным ВНФ меньше 4 т/т - 1 скважина;

• «в» - 8 скважин, с накопленным ВНФ меньше 4 т/т - 5 скважин;

• «а+б+в» - 5 скважин, с накопленным ВНФ меньше 4 т/т - 2 скважины;

• «а+б+г» - 3 скважин, с накопленным ВНФ меньше 4 т/т - нет скважин;

• «б+в» - 4 скважин, с накопленным ВНФ меньше 4 т/т - 2 скважины. Видно, что из 111 скважин с накопленным ВНФ меньше 4 т/т - 52

скважины или 47 %.

Рисунок 1.12 - Распределение ВНФ по пачкам пласта D2ps

Таким образом, анализ разработки пласта D2ps показывает, что после массового выбытия фонда скважин с 1989 года не удалось компенсировать обвал уровня добычи нефти геолого-техническими мероприятиями, обеспечивающими рост добычи в более ранних стадиях разработки: бурение, зарезка боковых стволов, перевод на вышележащий горизонт. Основной причиной явились низкие входные дебиты скважин после геолого-техническими мероприятий. Показано, что по 80 скважинам, введенным в эксплуатацию на пласт D2ps по монолитному объекту, средний дебит жидкости в первый год эксплуатации составил 30 м3/сут, дебит нефти - 5,6 т/сут, обводненность - 82 %. Бурением в поздней стадии, как правило, вскрыт монолитный объект с прикровельной нефтью, подстилаемой водой, и прорыв конуса воды происходит в первый месяц эксплуатации.

1.3 Анализ текущего состояния разработки водоплавающей залежи пласта D3ps Шкаповского месторождения

Шкаповское нефтяное месторождение является крупным по начальным запасам нефти. Объекты разработки девонской толщи характеризуются высокими значениями коэффициента извлечения нефти - более 0,530 и высокой обводненностью - более 97,5 %. Обобщение опыта разработки залежей нефти в девонских песчаниках представляет научный и практический интерес. Вопросы оценки выработки запасов нефти по разрезу и по площади, выделение и локализация остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки принесут ощутимый эффект для тиражирования такого опыта на другие крупные и уникальные месторождения нефти. Приоритетной задачей исследований в этой области является обоснование технологических решений повышения степени выработки подвижных запасов нефти в текущих экономических условиях.

На Шкаповском месторождении выделено восемь объектов разработки. Основными объектами являются терригенные пласты девона - ЭЗрБ и Б2уог-агё. На их долю приходится 97,5 % (пласт D3ps - 61,7 %, пласт Э2уог-агё - 35,8 %) начальных извлекаемых запасов нефти месторождения.

Пласт D3ps характеризуется высокими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость 20 %, проницаемость до 0,4 мкм2. Коллектор насыщен маловязкой нефтью, с высоким газосодержанием и давлением насыщения нефти газом. Проектное значение КИН составляет 55,4%. Особенности строения объектов разработки, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, свойства насыщающих флюидов достаточно полно отображены в научной литературе [2, 40]. Отбор от начальных извлекаемых запасов по девонским терригенным объектам составляет более 95 % при текущей обводненности более 97,7 %, что свидетельствует о высокой степени выработки запасов нефти. В условиях Шкаповского месторождения основной причиной снижения текущей рентабельности добычи является высокий текущий

водонефтяной фактор. Отбор большого объема воды требует затрат на транспортировку, подготовку и закачку попутно-добываемой воды.

Целью исследования является поиск технологических решений, которые позволят обеспечить достижение максимального КИН с учетом основного условия - отбора остаточных запасов нефти и рентабельности добычи нефти.

Для достижения поставленной цели - обоснования мероприятий по достижению проектного КИН при условии рентабельности - необходимо решение ряда задач:

- анализ технологических показателей выработки запасов нефти водонефтяных зон и участков терригенной толщи девонских отложений, геолого-промысловый анализ для локализации зон сосредоточения остаточных запасов нефти (ОИЗ);

- обзор применяемых технологий и обоснование метода повышения степени выработки ВНЗ;

- оценка эффективности внедрения технологии на основе параметров работы скважин, расчет технико-экономических показателей варианта разработки залежи с применением предлагаемой технологии.

Методы решения поставленных задач определены в соответствии с областью исследований. Гидродинамические, промысловые и геофизические исследования проведены с использованием стандартной аппаратуры. Объектами исследований явились добывающие и нагнетательные скважины Шкаповского нефтяного месторождения.

Показатели выработки запасов нефти по месторождению свидетельствуют о высокой технологической эффективности системы разработки месторождения. Разработка ведется с 1955 г. Первой скважиной, начавшей эксплуатацию объекта D3ps, является скв. № 3ШКА с начальным дебитом безводной нефти 52,7 т/сут. В дальнейшем залежь пласта D3ps была разбурена по сетке 400x400 м. В эксплуатации на нефть перебывало 730 скв., в нагнетании - 216 скв. Начиная с 1956 г. на объекте было реализовано искусственное заводнение. Опыт более 60 лет разработки доказал высокую

эффективность системы заводнения. Увеличение отборов жидкости, постепенная поэтапная интенсификация технологических параметров в сочетании с усилением системы заводнения позволили с 1955 по 1970 г. поддерживать годовую добычу нефти на уровне более 5 млн т. За этот период отобрано 118,1 млн т, что составляет более 75 % от текущей накопленной добычи по месторождению.

Для залежей таких размеров и запасов поддержание добычи нефти на относительно постоянном высоком уровне в течение длительного времени было правильным, обоснованным и свидетельствует об эффективности технологии разработки. Самым веским доказательством справедливости вывода об эффективности реализованной системы разработки является высокая нефтеотдача, текущий КИН по объекту D3ps равен 0,536 [40]. Основополагающими были такие принципиальные решения, как разбуривание ВНЗ, отделение их от основных залежей рядами нагнетательных скважин, начиная с 1965 г.

В процессе усиления системы заводнения рядами нагнетательных скважин по объекту D3ps было выделено семь блоков. Блоки характеризовались разной величиной нефтенасыщенных толщин, наличием ВНЗ, чисто нефтяных зон (ЧНЗ). Высокие значения текущих КИН (0,603-0,646) достигнуты по блокам центральной части залежи пласта D3ps, что обусловлено перетоками между блоками, их полное формирование разрезающими рядами нагнетательных скважин было закончено только в 1978 г., т.е. через 23 года с начала разработки.

Для решения задачи по локализации зон сосредоточения остаточных запасов нефти проведен анализ геолого-промысловой информации, выполнено картопостроение, проведена оценка выработки запасов нефти по территориально обособленным участкам залежи (Рисунок 1.13). При выделении участков принимались во внимание этапы разбуривания, формирования системы поддержания пластового давления, текущее состояние разработки, а также особенности геологического строения. Однако, такое деление не

позволило корректно локализовать ОИЗ из-за возможных перетоков нефти между блоками при формировании системы разработки объекта.

Рисунок 1.13 - Схема разделения на блоки залежи пласта D3ps

По этой причине был выполнен переход к более крупным ячейкам для проведения анализа - по ВНЗ и ЧНЗ. Зоны ЧНЗ локализуются в центральной части объекта и характеризуются наиболее высокими геолого-физическими характеристиками. Общая нефтенасыщенная площадь составляет 183297 тыс. м2, при этом на долю ЧНЗ приходится 22 % площади, на долю ВНЗ - 78 %. Сетка скважин наиболее плотно разбурена в ЧНЗ - 11,3 га/скв., при этом удельная добыча нефти достигла 162 тыс. т/скв. Плотность сетки скважин в ВНЗ составляет 24,5 га/скв., удельная добыча нефти - 120,0 тыс. т/скв. Накопленная добыча нефти объекта на 01.01.2017 г. составляет 99924 тыс. т, из них в ВНЗ - 50619 тыс. т (50,6 %).

Нефтенасыщенный коллектор объекта D3ps был выявлен в 1076 скважинах, из которых 725 перебывали в добыче. Степень вскрытия нефтенасыщенной толщины перфорацией невысокая, в среднем по объекту составляет 0,6 д.ед, что связано со значительными ВНЗ.

Для контроля выработки в скважинах объекта проведено 62 исследования по определению профиля притока и 769 - по определению профиля приемистости. Охват добывающего фонда исследованиями составил 10 %, нагнетательного - 87,4 %.

По добывающим и нагнетательным скважинам проанализированы результаты проведенных промыслово-геофизических исследований, например, коэффициент работающих толщин (КРТ), определяемый как отношение работающей толщины к интервалу перфорации, составил в среднем 84 % (Рисунок 1.14). Выявлена опережающая выработка средней и нижней частей пласта, что связано с более высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Проведенные исследования по определению остаточной нефтенасыщенности и интервалов притока свидетельствуют о выработке запасов в высокопроницаемых прослоях, расположенных в подошвенной части.

Рисунок 1.14 - Профиль приемистости по пласту D3ps

Принципиальные решения по рациональной доразработке залежей крупного нефтяного месторождения системами горизонтальных скважин (ГС) представлены в статье [19]. Тиражирование опыта бурения ГС на терригенных коллекторах Арланского нефтяного месторождения представляет научный и практический интерес для условий пласта D3ps Шкаповского месторождения.

Для решения поставленных задач проведено построение секторных геолого-гидродинамических моделей, позволяющих детализировать распределение запасов нефти по площади участков с низкими значениями выработки и оценить локализацию по разрезу с учетом накопленного объема геолого-промысловой информации (Рисунок 1.15).

Рисунок 1.15 - Результаты расчета зон локализации ОИЗ на залежи

пласта D3ps

По результатам расчетов выявлен ряд преимуществ от применения ГС относительно реализованной ранее системы разработки с бурением наклонно-направленных скважин (ННС):

- продуктивность ГС в 5 раз выше по сравнению с ННС, в условиях активного притока подошвенных вод возможно кратное снижение депрессии с целью предупреждения конусообразования и обводнения скважин;

- дренирование большей в 3 раза площади влечет за собой кратно большую накопленную добычу за прогнозный период;

- проводка в прикровельной, сравнительно низкопроницаемой зоне позволяет эффективно вырабатывать недренируемые запасы при разработке объекта ГС.

В совокупности данные факторы приводят к кратно большей накопленной добыче скважины при сопоставимых затратах на бурение, что увеличивает рентабельность бурения и эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием.

Утверждение о локализации нефти в прикровельной зоне и верхних низкопроницаемых пропластках подтвердилось результатами бурения пилотных стволов для горизонтальных скважин (Рисунок 1.16).

Рисунок 1.16 - Результаты оценки нефтенасыщенности по разрезу пласта D3ps

в пилотном стволе скв. № 1611л1

Техническое выполнение проводки горизонтального ствола в коридоре, ограниченном мощностью до 3 м, стало возможным с помощью современного навигационного оборудования.

Всего за период 2012-2018 гг. на водонефтяные зоны пласта D3ps пробурены три скважины с горизонтальным окончанием. Все скважины характеризуются значительными начальными дебитами нефти - от 28 до 82,6 т/сут. Показатели работы скважин представлены в Таблице 1.4.

Текущие дебиты нефти по скважинам составляют, в среднем, 8,2 т/сут при обводненности 98,3 %. Основным фактором снижения дебитов нефти в процессе эксплуатации по всем горизонтальным скважинам является рост обводненности продукции. Мониторинг рентабельности эксплуатации пробуренных горизонтальных скважин показывает положительное значение, что подтверждает первоначальные расчеты эффективности инвестиций предприятия в бурение ГС на Шкаповском месторождении.

Таблица 1.4 - Показатели работы новых горизонтальных скважин

Номер скважины Год ввода Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, т/сут Обводненность, % Накопленная добыча, тыс. т

нач. тек. нач. тек. нач. тек. нефти жидкости

1611 г 2014 82,6 7,5 441 540 78,4 98,6 15,7 641,5

1530г 2015 28,5 7,4 889 472 96,3 98,0 10,6 681,9

1514г 2015 36,8 9,8 551 613 92,3 98,4 14,7 550,9

В среднем на 1 ГС 49,3 8,2 627,0 541,7 89,0 98,3 13,7 624,8

Очевидно, что в первые дни эксплуатации в зоне дренирования горизонтальной скважины, пробуренной в водонефтяной зоне пласта, образуется воронка депрессии (Рисунок 1.17). Время достижения предельной

обводненности определяется временем, необходимым для отбора запасов нефти локализованных в объеме, ограниченном плоскостью начального ВНК и поверхностью образуемой поднятием ВНК при формировании конуса воды.

Рисунок 1.17 - Схема поднятия поверхности ВНК в зоне дренирования

горизонтальной скважины

Для расчета подвижных запасов нефти, отбираемых при распространении конуса воды с основанием 20, 40, 60 м, использован объемный метод. Рассчитан геометрический объем конуса воды и получены подвижные запасы нефти в объеме конуса. В Таблице 1.5 приведены результаты расчета для горизонтального окончания скважины № 1611Г Шкаповского месторождения длиной 300 м, пробуренной в кровле нефтенасыщенной части пласта мощностью 3 м.

Таблица 1.5 - Результаты расчета подвижных запасов нефти в объеме конусообразования скв. № 1611Г Шкаповского месторождения

Номер скважины Размер основания конуса, м Геометрический объем конуса, тыс. м3 Пористость, д.ед. Кнн, д.ед Кпер, д.ед. Плотность нефти, т/м3 Геологические запасы, тыс. т. Подвижные запасы, тыс. т.

20 7,7 1,1 0,7

1611Г 40 15,5 0,20 0,88 0,901 0,863 2,1 1,4

60 23,2 3,2 2,2

Можно предположить, что при поднятии конуса воды обводненность скважинной продукции из горизонтального ствола должна достигнуть значений более 95 %. Это подтверждается промысловыми данными по скв. № 1611Г. Накопленный отбор нефти при достижении обводненности 95 % составил 2,2 тыс. т. Таким образом, можно предположить, что размер основания конуса составляет 60 м.

Проведенные расчеты на секторных гидродинамических моделях пластов девона позволили оценить эффективность применения ГС и ННС на водоплавающих залежах девона Шкаповского месторождения. На Рисунке 1.18 приведено распределение нефтенасыщенности в прискважинной зоне в результате образования конуса воды для пласта с нефтенасыщенной мощностью 12 м для горизонтального и вертикального способов заканчивания скважины при достижении отбора нефти 10 тыс. т. Отмечаются более благоприятные условия в части динамики подъема ВНК для горизонтальной скважины.

Рисунок 1.18 - Распределение нефтенасыщенности в результате образования

конуса воды для ГС и ННС

Таким образом, можно сделать вывод о том, что бурение ГС в геологических условиях девонских отложений Шкаповского месторождения позволяет замедлить процесс конусообразования, что положительно отражается на величине накопленных отборов скважин.

Как показали расчеты, проведенные на секторных геолого-

технологических моделях, прогнозная накопленная добыча нефти ожидается на уровне 50 тыс. т. Таким образом, ожидаемые показатели накопленной добычи нефти находятся на границе минимальных значений для обеспечения рентабельности при текущих макроэкономических условиях.

Для сравнения эффективности бурения ГС на Шкаповском месторождении проанализирована работа горизонтальных скважин-аналогов, пробуренных в схожих геологических условиях на Троицком, Белебеевском и Знаменском месторождениях на пласт D3ps и D2vor-ard. Показатели эффективности рассматриваемых скважин представлены на Рисунке 1.19.

Рисунок 1.19 - Сопоставление показателей эффективности бурения ГС на пласт

D3ps и месторождений аналогов

Динамика работы скважин по Шкаповскому месторождению и аналогам идентична и характеризуется высокими стартовыми дебитами нефти - 87 и 101 т/сут, соответственно, и дальнейшим резким снижением по причине подтягивания подошвенной воды. Темп падения дебита нефти в первый год -77 и 84 %, соответственно.

Оценка технологической эффективности предлагаемых решений выполнена по объекту разработки D3ps Шкаповского месторождения в целом с

использованием гидродинамической модели. При полной реализации бурения проектного фонда скважин девонских объектов Шкаповского месторождения на остаточные запасы нефти в расчеты показывают существенные убыточные значения рентабельности.

Вариант разработки объекта D3ps с бурением 12 горизонтальных скважин и добычей 50 тыс. т. на 1 скв., по сравнению с вариантом реализации 21 наклонно-направленной скважины и добычей 20 тыс. т. на 1 скв. обеспечивает достижение по объекту максимального КИН 0,55 д.е. и увеличение накопленного чистого дисконтированного дохода на 871 млн руб. за проектный период разработки.

Предлагается в качестве перспективы внедрение метода довыработки остаточных запасов нефти на объектах разработки терригенной толщи девона месторождений, приуроченных к Южно-Татарскому своду, таких как Серафимовское, Туймазинское, Абдуловское. По предварительной оценке, объем внедрения метода на залежах с подстилающей водой составляет более 100 скважин.

Таким образом, анализ выработки пласта D3ps по площади и разрезу на основе данных геолого-промыслового анализа выявил опережающую выработку средней и нижней частей пласта, что связано с более высокими ФЕС, и локализацию ОИЗ в кровельной части пласта. Построение секторных геолого-гидродинамических моделей показало детальное распределение остаточных запасов нефти по площади и разрезу на участках с низкими значениями выработки. Отбор подвижных запасов нефти, локализованных в объеме, ограниченном плоскостью начального ВНК и поверхностью, образуемой поднятием ВНК при подтягивании конуса воды к горизонтальной скважине, сопоставим с периодом достижения обводненности 95 %. Для расчета подвижных запасов нефти в области формирования конуса воды использован объемный метод. Показатели работы горизонтальных скважин Шкаповского месторождения сопоставимы с ГС, пробуренных на объектах месторождений аналогов, и характеризуются высокими стартовыми дебитами

нефти - до 82 т/сут. Негативным фактором является резкое снижение дебита нефти по причине подтягивания подошвенной воды. Темп падения дебита нефти в первый год составляет более 70 %. Расчеты вариантов разработки по пласту D3ps показывают, что достижение максимального КИН обеспечивается бурением 21 скважины с горизонтальным окончанием и удельной добычей нефти 50 тыс. т. против 12 наклонно-направленных скважин с удельной добычей нефти 20 тыс. т. Применение ГС увеличивает накопленный чистый дисконтированный доход на 871 млн руб. за проектный период разработки. Использование ГС рекомендуется в качестве эффективного метода довыработки контактных запасов нефти на месторождениях со схожими геолого-физическими условиями с учетом технико-экономической оценки рентабельности бурения и эксплуатации скважин. Перспективный объем внедрения на залежах терригенного девона составляет более 100 скважин.

Выводы по главе 1

1. Мероприятия, направленные на повышение выработки запасов нефти пласта D2ps - бурение и ввод скважин после 1986 года, не обеспечили существенного прироста добычи нефти. Отмечено, что основным фактором является высокая входная обводненность. Причиной тому высокая степень плотности сетки скважин, перебывавших в эксплуатации, и, соответственно, мероприятия по эксплуатационному бурению, реализованные после 1986 года, были направлены либо на уплотнение сетки на отдельных участках, либо на оценку степени выработки участков, на которых применялись разные подходы к разработке. Например, форсированный отбор, редкая сетка скважин, ограничение закачки.

2. Отмечено, что в результате отключения действующего фонда, работающего ниже порога рентабельности по причине обводненности, произошло сокращение фонда скважин, эксплуатировавших пласт D2ps, с 800 до 200 скважин, снижение годовой добычи нефти с 1,1 млн т. до 250 тыс т,

снижение годовой добычи жидкости с 32,2 млн т. до 5,2 млн т. Установлено, что ввод 186 скважин из эксплуатационного бурения, зарезки боковых стволов, перевода с нижележащих горизонтов не компенсировал снижение добычи нефти по причине низких входных дебитов и высокой входной обводненности. Анализ показателей эксплуатации базового фонда по 800 скважинам, введенным ранее 1986 года, показал следующее. Наблюдается пологая динамика снижения среднесуточного дебита нефти с 4,1 т/сут до 2,6 т/сут, снижения среднесуточного дебита жидкости с 120 т/сут до 60 т/сут, стабильная входная обводненность в интервале 95-97 %.

3. Проведены расчеты на гидродинамических моделях девонских пластов Шкаповского месторождения, показано, что бурение ГС в геологических условиях девонских отложений Шкаповского месторождения позволяет замедлить процесс конусообразования, что положительно отражается на величине накопленных отборов скважин. С помощью объемного метода рассчитаны подвижные запасы нефти, показавшие кратно большие объемы добычи нефти за период образования конуса воды для горизонтальной скважины в сравнении с наклонно-направленной. Использование горизонтальных скважин рекомендуется в качестве эффективного метода довыработки контактных запасов нефти на месторождениях со схожими геолого-физическими условиями с учетом технико-экономической оценки рентабельности бурения и эксплуатации скважин.

4. Анализ разработки терригенной толщи девона Туймазинского и Шкаповского нефтяных месторождений на основе построения секторных геолого-гидродинамических моделей показал низкую выработанность пластов D2ps, D3ps и D2ml на водоплавающих участках залежей, главным образом вследствие раннего образования конусов воды и значительных площадей контактных зон, что характеризует рассматриваемую проблему, как актуальную и востребованную в современных условиях. Обобщение опыта разработки ВНЗ аналогичных по ГФХ объектов позволяет представить масштаб проблемы и является обоснованием для выработки предложений по их

дальнейшей разработке. Опыт разработки водоплавающих зон аналогичных по геолого-физическим характеристикам объектов позволяет представить масштаб проблемы и является обоснованием для выработки предложений по их дальнейшей разработке.

ГЛАВА 2 БЛОЧНАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ ВОДОПЛАВАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЕРРИГЕННОГО ДЕВОНА И КОЭФФИЦИЕНТ

ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ

2.1 Влияние геологических и технологических факторов на показатели

разработки пласта D2ml

Известно, что под водоплавающей или водонефтяной зоной площади объекта разработки понимаются те части залежей углеводородов, которые находятся между внешними и внутренними контурами залежи [8, 9, 11, 13, 17, 24, 27, 41, 48, 49, 54, 82, 89, 90]. Основная часть объектов разработки имеют достаточно пологое залегание, что предопределяет наличие значительных участков залежей, подстилаемых водой.

Понятие контактной зоны было введено в современные представления сравнительно недавно и подразумевает площади нефтяных залежей, характеризующиеся наличием водонефтяного контакта, что также характеризуется как водонефтяная зона. Например, залежь пласта D2ml Туймазинского месторождения с начала разработки имела достаточно большую площадь контактной зоны.

На Рисунке 2.1. представлена карта накопленных отборов с нанесением контуров залежи и границ блоков разработки пласта D2ml Туймазинского месторождения. Видно, что площадь контактной зоны с начала разработки составляла около 70 % от общей площади залежи пласта. Границы блоков совпадают с рядами нагнетательных скважин. Исторически в процессе разработки рядами нагнетательных скважин залежь была разбита на блоки очагового заводнения по причине невозможности поддержания пластового давления внутри залежи только краевыми рядами нагнетания.

Характерной особенностью залежи пласта D2ml Туймазинского месторождения является геологический разрез. В разрезе пласта выделяется монолитная основная пачка мощностью от 8 до 25 м. В контактной зоне

залежи, основная пачка делится водонефтяным контактом на прикровельную нефтенасыщенную часть и подошвенную, подстилаемую водой. Мощности нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта в контактной зоне различаются и зависят от расположения скважины на структуре залежи, соответственно краевые скважины имеют минимальную толщину. На Рисунках 2.2, 2.4 представлены планшеты каротажа скв. №№ 2032, 2420, имеющих характерный разрез скважины, пробуренной в контактной зоне залежи пласта В2ш[.

Рисунок 2.1 - Карта накопленных отборов нефти залежи пласта D2ml Туймазинского месторождения по состоянию на 01.01.2016 г.

На Рисунках 2.3 и 2.5 показаны показатели эксплуатации скважин №№ 2032, 2420. Видно, что эксплуатация скважин характеризуется высокой входной обводненностью.

Как видно из разреза, вскрытого этими скважинами, характерной особенностью является наличие подстилающей воды и небольшой по мощности прикровельной нефтенасыщенной толщиной.

На графиках параметров эксплуатации четко выделяется начальный период эксплуатации с предельной обводненностью 90-95 %.

, и , я

ДС 0 1 0 2 0 3 0 4 нгк 06 26 6 6 36 О'ИМ"" Г34 5 3 160 4 .....'¿Г

М пз 0 10 20 30 УЕ гк 0 4 Ъ 12 16 омм Г31 13 212

ПС 0 200 —-• имм МКРЧ БК 1 5 6 31 6 177 8 1000 ОММ Г31 14 11.1

мв омм ОММ

-1476.2 1716 -п г — — — —

:

-1480.1 1720 г

„4. / / (С.:-/ - ст> СО _ О)

-1484.0 1724 { о <4

-4 ■ ) ) ... ... — — -4 -

-1487.8 1728 : //

1 1"' ... —|-

...

:

-1491.7 / I

к

17^7

Рисунок 2.2 - Планшет каротажа пласта D2ml скв. № 2032 Туймазинского

месторождения

Рисунок 2.3 - Параметры эксплуатации скв. № 2032 по пласту D2ml

Рисунок 2.4 - Планшет каротажа пласта D2ml скв. № 2420 Туймазинского

месторождения

Рисунок 2.5 - Параметры эксплуатации скв. № 2420 по пласту D2ml

Разработка многих месторождений Поволжья, имеющих сходное геологическое строение водоплавающей части залежи, осложнена наличием контактных зон, которые составляют от 30 до 75 % площади [16, 18, 19, 20, 23, 29, 31, 32, 43, 44, 51, 53, 57, 58, 99]. Сложность разработки заключается, прежде всего, в сосредоточенности значительного объема нефти в контактных зонах. Добыча нефти в контактных зонах сопровождается добычей большого объема попутной воды и зачастую для достижения проектных значений нефтеизвлечения необходима разработка залежей до критических значений накопленного водонефтяного фактора.

Залежь пласта D2ml Туймазинского месторождения представляет интерес с точки зрения анализа влияния геологических или технологических факторов на достигнутые значения КИН. Для анализа выработки контактных зон залежь разделена на блоки. В таблице 2.1 показано распределение площади контактных и безконтактных зон залежи пласта D2ml Туймазинского месторождения по блокам.

Таблица 2.1 - Распределение площади контактных и безконтактных зон залежи пласта D2ml Туймазинского месторождения

Блок залежи пласта D2ml Площадь блока, км2 (ВНЗ+ЧНЗ) Площадь блока Отношение площади ВНЗ к общей площади, %

ЧНЗ, км2 ВНЗ, км2

1 1,248 0,000 1,248 100,0

2 7,220 0,000 7,220 100,0

3 7,610 0,047 7,570 99,5

4 4,070 1,500 2,570 63,1

5 6,600 0,260 6,340 96,1

6 5,130 0,036 5,098 99,4

7 4,530 0,112 4,420 97,6

8 2,570 1,896 0,682 26,5

9 3,400 2,292 1,114 32,8

10 2,830 1,860 0,976 34,5

11 3,390 0,565 2,831 83,5

12 0,168 0,000 0,168 100,0

Продолжение Таблицы 2.1

1 2 3 4 5

13 4,850 2,565 2,295 47,3

14 5,030 2,290 2,740 54,5

15 2,850 1,055 1,800 63,2

16 4,130 2,901 1,230 29,8

17 3,750 2,949 0,810 21,6

18 2,550 1,852 0,699 27,4

Залежь в целом 71,926 22,180 49,812 69,3

В процессе анализа геолого-промысловой информации были выявлены закономерности между показателями разработки и соотношением площади контактной зоны с общей площадью участка в блоках залежи пласта D2ml.

На Рисунке 2.6 представлена Зависимость изменения КИН от соотношения площади контактной зоны с общей площадью участка в блоках разработки пласта D2ml Туймазинского месторождения. Параметр КИН является основным показателем, характеризующим технологическую эффективность разработки участков и залежей.

Рисунок 2.6 - Зависимость изменения КИН от соотношения площади контактной зоны с общей площадью участка в блоках разработки пласта D2ml

Туймазинского месторождения

Эта закономерность характеризуется функцией:

КИН = Г (Б ВНЗ / Б (ВНЗ+ЧНЗ)).

Видно, что с увеличением площади ВНЗ снижается достигаемый коэффициент нефтеизвлечения, и корреляционная связь с достоверностью Я2 = 0,8454 описывается линейным уравнением:

у = -0,9279х + 1,0617 , ( 2.1 )

где у - коэффициент извлечения нефти, д.е.; х - соотношение площади контактной зоны с общей площадью участка, д.е.

Полученная в ходе анализа разработки блоков пласта D2ml закономерность (2.1) подтверждает результаты исследований многих специалистов, производственников и ученых о том, что с увеличением площади ВНЗ снижается достигаемый коэффициент нефтеизвлечения, а соответственно снижается эффективность выработки запасов нефти.

В основу построения следующей закономерности положен такой немаловажный показатель, как накопленный водонефтяной фактор, представляющий собой соотношение накопленной добычи воды к накопленной добыче нефти по блоку. Показатель ВНФ является фактором, характеризующим рентабельность выработки запасов нефти, так как косвенно показывает затраты на объемы добычи, подготовки и утилизации попутно -добываемой сточной воды.

На Рисунке 2.7 представлена зависимость ВНФ от соотношения площади контактной зоны с общей площадью участка в блоках разработки пласта D2ml Туймазинского месторождения.

Изменение ВНФ по блокам залежи пласта D2ml описывается функцией: ВНФ = Г (Б ВНЗ / Б (ВНЗ+ЧНЗ)).

С достоверностью R2 = 0,6982 эта функция описывается экспоненциальным уравнением:

у = 0,7712е2'5278х , ( 2.2 )

где у - водонефтяной фактор, т/т; х - соотношение площади контактной зоны с общей площадью участка, д.е.

На Рисунке 2.7 видно, что накопленный водонефтяной фактор увеличивается при росте соотношения. Это приводит к увеличению затрат и снижению рентабельности разработки таких участков.

Рисунок 2.7 - Зависимость изменения ВНФ от соотношения площади контактной зоны с общей площадью участка в блоках разработки пласта D2ml

Туймазинского месторождения

В ходе выявления закономерностей (2.1) и (2.2), а также при обобщении результатов анализа выработки участков пласта D2ml с высокой достоверностью выделяются три характерных типа блоков разработки, позволяющие сгруппировать их по признаку соотношения площади контактных зон с общей площадью блока:

Тип I - контактные зоны составляют более 80 % площади блока разработки и достигнуты низкие значения КИН от 0,06 до 0,27 д.е. Данному типу присущи следующие особенности: короткий срок безводной эксплуатации, интенсивный темп обводнения, длительный период эксплуатации с высокой обводненностью более 95 % и достигнуты высокие значения ВНФ от 5,53 т/т до 14,9 т/т.

Тип II - контактные зоны занимают от 35 до 80 % площади блока и

достигнуты значения КИН от 0,4 до 0,7 д.е. На участках данного типа наблюдается плавный рост обводненности, отбор 30 % запасов при обводненности менее 40 % и достигнуты значения ВНФ от 1,58 т/т до 4,11 т/т.

Тип III - контактные зоны занимают от 20 до 35 % площади блока и достигнуты значения КИН от 0,7 до 1,0 д.е. В этом случае характерным является отбор более 50 % запасов с обводненностью до 20 % и достигнуты низкие значения ВНФ от 0,59 т/т до 3,12 т/т.

Из графика на Рисунке 2.7 видно, что разработке контактной зоны сопутствует добыча больших объемов попутно-добываемой воды. Накопленный ВНФ участков с преобладанием водонефтяной зоны кратно выше, чем на участках с чисто нефтяной зоной.

Выявлены три типа участков залежи по наличию ВНЗ, технологические показатели разработки которых, представлены в Таблице 2.2. Видно, что в целом залежь пласта D2ml относится ко II типу. Для оценки и прогнозирования технологических показателей разработки месторождений значимым фактором является обводненность. Проведен анализ динамики обводненности от КИН по типам участков в зависимости от площади ВНЗ в составе общей площади участка.

Таблица 2.2 - Технологические показатели блоков залежи пласта D2ml с разделением на типы по доле площади ВНЗ от общей площади блока

№№ п/п Блок залежи пласта Соотношение площади ВНЗ к общей площади блока, д.е. КИН, д.ед ВНФ накопленный, т/т Тип блока по площади ВНЗ

1 1 1,00 0,07 19,87 I

2 2 1,00 0,11 9,94 I

3 12 1,00 0,18 5,78 I

4 3 0,99 0,16 14,91 I

5 6 0,99 0,15 9,46 I

6 7 0,98 0,09 14,48 I

7 5 0,96 0,27 5,53 I

Продолжение Таблицы 2.2

№№ п/п Блок залежи пласта Соотношение площади ВНЗ к общей площади блока, д.е. КИН, д.ед ВНФ накопленный, т/т Тип блока по площади ВНЗ

8 11 0,84 0,20 8,13 I

9 15 0,63 0,59 3,61 II

10 4 0,63 0,69 4,05 II

11 14 0,54 0,41 4,11 II

12 13 0,47 0,48 1,58 II

13 10 0,35 0,49 0,59 II

14 9 0,33 0,93 2,49 III

15 16 0,30 0,75 1,91 III

16 18 0,27 0,71 0,71 III

17 8 0,27 0,99 3,13 III

18 17 0,22 0,92 2,58 III

19 Залежь пласта D2ml в целом 0,69 0,65 3,61 II

На Рисунках 2.8, 2.9, 2.10 представлена динамика обводненности от КИН по блокам разработки пласта D2ml I типа с площадью ВНЗ более 80 %, II типа с площадью ВНЗ от 35 до 80 % и III типа с площадью ВНЗ от 20 до 35 %.

Обводненность, % 100

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Гр Л**0*

Л /

1 Ж ЗК—Убг^

= 23,4ЛЩх) + 148,16/ / /

1 У/

и ■ ■■■У/

V v Х- /

4-! ж! V*

Чнк

0.00 0.05

—"—5 блок ♦ 1 блок

0.10 0.15 0.20 0.25 0.30

-2 блок 3 блок 6 блок ——7 блок -И-Нблок КИН, д.ед

Рисунок 2.8 - Динамика обводненности в зависимости от КИН по участкам пласта D2ml I типа с площадью ВНЗ более 80 %

Рисунок 2.9 - Динамика обводненности в зависимости от КИН по участкам пласта D2ml II типа с площадью ВНЗ от 35 до 80 %

Рисунок 2.10 - Динамика обводненности в зависимости от КИН по участкам пласта D2ml III типа с площадью ВНЗ от 20 до 35 %

Изменение обводненности от КИН для различных типов участков в зависимости от преобладания площади ВНЗ характеризуется функцией:

Bi = f (КИШ),

где КИН - коэффициент нефтеизвлечения, определяемый как отношение накопленной добычи нефти к геологическим балансовым запасам в момент времени i; В - обводненность, определяемая как отношение массы добытой воды к массе добытой жидкости в момент времени i.

Для типа I характерна логарифмическая зависимость:

y = 23,477ln(x) + 148,16. (2.3)

Тип II описывается уравнением:

y = -332,62x3 + 396,75x2 + 51,123x. (2.4)

Для типа III характерна зависимость:

y = -1830,7x5 + 3877,2x4 - 2634,2x3 + 755,4x2 - 65,148x. (2.5)

Анализируя описанную выше характеристику типов залежей с ВНЗ, применительно к выработке запасов нефти, можно с уверенностью прогнозировать достижение КИН участков или залежей, а также ожидаемые объемы добычи попутной воды.

Рисунок 2.11 - Распределение типов участков в зависимости от площади ВНЗ залежи пласта D2ml Туймазинского месторождения

На Рисунке 2.11 представлено распределение типов участков в зависимости от площади ВНЗ залежи пласта D2ml Туймазинского месторождения. Красным цветом отмечены блоки с долей ВНЗ более 80 %, желтым цветом - участки с долей ВНЗ от 35 до 80 % и зеленым цветом -участки с долей ВНЗ от 20 до 35 %.

Авторы ряда работ, посвященных выработке запасов в ВНЗ вертикальными и горизонтальными скважинами, подтверждают, что основной проблемой при выработке запасов нефти, подстилаемых водой, является конусообразование [14, 33, 34, 37, 39, 87, 92, 102-111].

В работах Мориса Маскета [42] впервые были решены теоретические задачи по оценке движения ВНК в скважине с использованием математических методов анализа. Отечественные ученые И.А.Чарный [97], А.К. Курбанов, П.Б. Садчиков [36] обосновали и развили теорию образования конусов воды и газа, его движения, равновесного положения ВНК в скважине.

Способ оценки дебита скважины Маскета-Чарного при условии ее безводной эксплуатации описывается формулой:

к ЫР 1

где IV - дебит жидкости, т - коэффициент пористости; к - проницаемость по координате 7; Р - давление; ^ - динамическая вязкость; р - плотность воды; g -ускорение свободного падения.

Известно, что так определяется критический дебит жидкости, при котором сохраняется условие добычи безводной нефти. Авторы, используя данную формулу для условия неподвижности конуса воды, прогнозируют его устойчивое состояние с условием нулевой скорости поднятия верхней точки конуса вдоль оси 7.

Но существенным недостатком в описываемом методе является необходимость оценки вертикальной проницаемости в скважине. Изменчивость геолого-физических характеристик (ГФХ) пласта по разрезу и площади существенно затрудняет оценку этого параметра. А отбор керна и проведение

специальных исследований вертикальной проницаемости является дорогостоящим мероприятием и применяется, как правило, для оценки ГФХ на стадии разведки месторождения, постановки запасов нефти на баланс или решения специальных задач при проектировании разработки месторождений.

Проблема образования конуса воды для исследуемой залежи пласта D2ml является актуальной. Это подтверждается результатами обобщения эксплуатации скважин, пробуренных на участках залежи в контактных зонах с площадью ВНЗ более 80 %. На Рисунке 2.8 видно, что динамика обводненности при достижении КИН 0,02 д.е. набирает высокий темп роста.

Основной причиной низкого КИН и высокого накопленного ВНФ водоплавающих участков является высокий темп обводнения добываемой продукции с начала разработки участка, высокая входная обводненность скважин, вскрывших монолитный пласт с прикровельной нефтенасыщенной частью пласта.

Разработка залежи пласта D2ml начата в 1944 году, скважиной № 100. Пласт D2ps введен в разработку позднее. Учитывая более чем 70-летний срок эксплуатации залежей, достижение коэффициента отбора извлекаемых запасов на уровне 98 %, задача оценки влияния конусообразования на дебиты скважин представляет интерес.

2.2 Основные закономерности выработки запасов нефти по участкам

пластов D2ps, D2ml, D2vor

На Туймазинском месторождении в терригенной толще девона промышленно нефтеносными являются песчаники пластов D2vor, D2ml, D2ps. Запасы нефти в ТТД характеризуются следующими особенностями. Самой крупной по величине является залежь пласта D2ps, начальные запасы нефти которой составляли 59,1 % от всех запасов месторождения. Распределение начальных геологических запасов (НГЗ) и остаточных извлекаемых запасов по объектам ТТД Туймазинского месторождения приведено на Рисунке 2.12.

НГЗ, млн т

400 300 200 100 0

386

117

2,4

02ш1

Б2\ог

4,0 3,0 2,0 1,0 0,0

ОИЗ, млн т

2,8

"0;7 0,08

02рэ

1)2т1 Б2\ог

Рисунок 2.12 - Распределение НГЗ и ОИЗ по объектам ТТД Туймазинского

месторождения