В пласте с нефтяной зоной объем растворенного в нефти газа напрямую зависит от местонахождения скважины и от фазового состояния флюида в ПЗП. При прорыве к скважине газа из газовой шапки значение газового фактора может варьироваться неконтролируемо в сторону увеличения. Из результатов опытно-промысловых исследований следует, при прорыве в скважину природного газа (до 6-7 тыс. м3/т) плотность добываемого газа уменьшается в сравнении со скважиной нефтяной зоны из-за добычи из газа газовой шапки. Прорыв газа из газовой шапки к забою перфорированных добывающих скважин обусловливается, в основном, геологическим строением пласта АС4-8, когда отсутствует надежный экран и сравнительно небольшие расстояния от верхних дыр фильтра до газо- и газонефтенасыщенной части разреза пласта даже при низких депрессиях на пласт не позволяют эксплуатировать скважину на режиме отсутствия газа.
В нефтяной зоне пластовые нефти повышенной плотности (857 кг/м3), вязкие (в среднем 6.0 мПа.с), с невысоким газовым фактором (до 50-55 м3/т). С приближением к зоне газонефтяного контакта газонасыщенность нефти закономерно увеличивается.
По материалам хроматографического анализа нефтяные газы сухие с содержанием целевых компонентов группы С3+высшие (при дифференциальном разгазировании) около 140 г/м3.
Дегазированная нефть (по результатам анализа устьевых проб) тяжелая (до 930 кг/м3), вязкая (в среднем около 70 мПа.с), преимущественно малосмолистая, парафинистая, сернистая, с выходом фракций до 3500С около 40-45% объемных.
По результатам рентген-флюоресцентного анализа концентрация микрокомпонентов в нефти незначительна и не достигает промышленных кондиций. Так, в частности, содержание ванадия колеблется от 40 до 57 г/т, никеля – от 6 до 11 г/т.
1.6. Запасы углеводородов
Первоначальные запасы нефти составляли 2,0 млрд тонн (по данным доклада Минприроды, на конец 2009 года запасы сократились до 189,9 млн т нефти по ABC1, при этом по сравнению с предыдущим годом падение составило 4,5 % за год). Залежи на глубине 1,8-2,3 км. Начальный дебит скважин 17-310 т/сут. Плотность нефти 0,86-0,91 г/см3.
Таблица 1.6. Начальные геологические запасы:
| Геологические | Извлекаемые | |
| Нефти | 2104904 тыс. т по категориям ВС1 | 750131 тыс. т по категориям ВС1 |
| 314756 тыс. т по категории С2 | 53623 тыс. т по категории С2; | |
| Растворенного газа | 150731 млн. м3 по категориям ВС1 | 57760 млн. м3 по категориям ВС1 |
| 17575 млн. м3 по категории С2 | 3011 млн. м3 по категории С2 | |
| Газа газовых шапок | 220316 млн. м3 по категории С1; | — |
| 1633 млн. м3 по категории С2; | — | |
| Конденсата | 7975 тыс. т по категории С1; | 6899 тыс. т по категории С1 |
| 60 тыс. т по категории С2; | 52 тыс. т по категории С2 |
Коэффициенты извлечения нефти:
- 356 по категориям ВС1;
- 170 по категории С2.
Коэффициенты извлечения конденсата:
- 865 для запасов категории С1;
- 865 для запасов категории С2.
Информация по запасам пласта АС4-8 представлена в таблице 1.7.
Таблица 1.7. Запасы пласта АС4-8
1.7. Текущее состояние разработки месторождения
Максимальные значения добычи нефти на Федоровском месторождении объемом 35 млн.т были добыты в 1983 году — рис. 1.9. С 1984 года произошло снижение добычи нефти до минимальных значений — 7 млн. т. в 1997 году. Самые первые 25 лет разработки (1973-1997 годы) объем добычи нефти на месторождении был определен основным эксплуатационным объектом БС10. Следующие 8 лет (1998-2005 годы) добыча нефти на месторождении увеличивается, и происходит достижение второго максимума объемом 12455 тыс. т в 2005 году. В это время в разработку активно происходит вовлечение запасов нефти газонефтяной залежи объекта АС4-8. Начиная с 2007 года происходит снижение годовых объемов добычи нефти до значений 9.2 млн.т в 2009 году.
Рисунок 1.9 динамика добычи
Объем эксплуатационного бурения максимально составлял 1000 тыс. м в 1983 году. В 1993-1995 годах произошло снижение объемов бурения до 200 тыс. м/год. С 1996 года разработку активно был вовлечен объект АС4-8, объемы бурения возросли до значений 500 тыс. м. В 2009 году годовой объем бурения на месторождении составил 671.8 тыс. м, в том числе 303.8 тыс. м или 45.2% – объем бурения низкопродуктивного объекта ЮС2.
В 1997-2009 годах произошло увеличение с 63752 тыс. т в 1997 году до 170297 тыс.т в 2009 году (рис. 1.9).
Рисунок 1.9. Динамика добычи жидкости
Последние 15 лет (1995-2009 годы) месторождение эксплуатируется с обводненностью 89.0 – 94.6% (рис. 1.10).
Рисунок 1.10. Динамика обводненности
По состоянию на 01.01.2010 года на месторождении разрабатываются восемь эксплуатационных объектов: АС4-8, АС9, БС1-2, БС101, БС10, БС14-19, ЮС1, ЮС2.
Газонефтяная залежь объекта АС4-8 до 1995 года эксплуатировалась на отдельных участках ОПР. В 1995 году ЦКР Минтопэнерго была утверждена технология разработки залежи объекта АС4-8 с применением горизонтальных скважин. Активное разбуривание начато в 1995-1996 годах. В соответствии с динамикой разбуривания газонефтяной залежи объекта АС4-8 с 1997 года нарастают отборы газа: в 2008 году отбор газа достиг 8.4 млрд.м3, в том числе 7.7 млрд.м3 газа газовых шапок. В 2009 году отборы газа снижены до 7.9 млрд.м3, в том числе 7.3 млрд.м3 газа газовых шапок.
Исследования теория и опыт разработки тонкой нефтяной оторочки доказывают, что эксплуатация залежи данного типа через нефтяные скважины технологически неизбежно добывается смесь нефти, растворенного газа, газа газовых шапок, конденсата газа газовых шапок, пластовой и закачиваемой воды. Комплекс технологий, реализующийся в настоящее время при разработке газонефтяных залежей, рассчитан на добычу нефти и не предусматривает самостоятельную добычу конденсата газа газовых шапок. На сегодня не существует какого-либо технологического оборудования для выделения и подготовки газового конденсата, который поступает в смеси из нефтяных скважин. «Добытой нефтью» считается сумма собственно нефти и жидких фракций, выделенных из газа. При списании запасов углеводородов с государственного баланса полезных ископаемых в результате разработки газонефтяных залежей, извлеченные объемы нефти, конденсата, растворенного газа и газа газовых шапок определяются расчетным путем.
По состоянию на 01.01.2010 года в целом по месторождению накопленная добыча нефти с конденсатом составила 554018 тыс. т, в том числе нефти – 551344 тыс.т, конденсата – 2674 тыс.т. Накопленный отбор газа газовых шапок составил 73871 млн.м3, отбор от начальных геологических запасов газа – 33.5%.
Объемы закачиваемой воды, необходимые для компенсации отборов жидкости и газа газовых шапок, достигают максимального значения в 2009 году – 211.9 млн.м3.
В 2009 году основной объем добычи нефти на месторождении обеспечивался объектами АС4-8 – 4537.3 тыс.т (49.5%) и БС10 – 1457.1 тыс.т (15.9%). Объекты эксплуатируются с высокой обводненностью: объект АС4-8 – 95.3%, объект БС10 – 97.5%. Текущий водонефтяной фактор составляет: по объекту АС4-8 – 20.3 т/т, по объекту БС10 – 38.7 т/т.
К данным объектам приурочен и основной объем текущих геологических запасов: объект АС4-8 – 516875 тыс.т (33.3%), объект БС10 – 550073 тыс.т (35.4%).
Объекты, находящиеся в длительной эксплуатации (АС9, БС1-2, БС101) в 2009 году обеспечили 194.6 тыс.т, 566.8 тыс.т, 235.6 тыс.т или 2.1%, 6.2%, 2.6% в общем объеме добычи нефти месторождения. Доля текущих геологических запасов этих объектов невелика: 0.9%, 4.7%, 2.8% соответственно.
Объекты БС14-19 и ЮС1 введены в эксплуатацию в 1995 и 2000 годах соответственно. В настоящее время залежи нефти объектов активно разрабатываются. В 2009 году эти объекты обеспечили 13.3% и 4.6% годовых объемов добычи нефти. Однако, доля текущих геологических запасов этих объектов невелика: 3.3% и 1.0% соответственно.
В 2009 году начата активная разработка горизонта ЮС2: введено в эксплуатацию из бурения 98 добывающих скважин, расположенных на пяти участках и 21 скважина с боковыми стволами, расположенные на трех участках. Всего в 2009 году добыча нефти объекта составила 507.5 тыс.т или 5.5% в общем объеме.
К горизонту ЮС2 приурочено 267948 тыс.т текущих геологических запасов нефти (17.2% в общем объеме). Разработка эффективных технологий извлечения нефти из юрских отложений будет являться значительным резервом для поддержания добычи нефти на месторождении.
Однако, ближайшая перспектива дальнейшей разработки по-прежнему будет определяться объектами АС4-8 и БС10.
1.8. Текущее состояние разработки пласта АС4-8
Согласно проектному документу для объекта АС4-8 утверждено применение следующих систем разработки: в северной части Моховой площади – площадная девятиточечная с расстоянием между скважинами 400 м, элементы однорядной, двухрядной, замкнутой систем, на остальной части – размещение горизонтальных добывающих скважин и наклонно-направленных нагнетательных скважин по однорядным и площадным системам.
Рисунок 1.11. Схема расположения скважин пластов АС4-8 на опытном участке Моховой площади: 1, 2 — соответственно газовые и нагнетательные скважины; 3, 4 — соответственно вертикальные и горизонтальные добывающие скважины
Эксплуатационное бурение объекта начато с момента ввода его в эксплуатацию в 1973 году. В период 1973-1977, 1984-1994 годов разбуривался опытный участок на Моховой площади с применением наклонно-направленных добывающих скважин, с 1995 года начато бурение горизонтальных добывающих скважин. Основной объем фонда был пробурен в период 1995-2010 годов. В 2011-2013 годах на объекте ведется добуривание проектного фонда.
До 1995 года годовые объемы добычи нефти объекта не превышали 1050 тыс.т. С применением горизонтальных скважин объемы добычи нефти возрастают до 5.6-5.7 млн.т в 2003-2005 годах (рис. 1.12). В 2013 году объем добычи нефти и конденсата составил 2351 тыс.т.
Рисунок 1.12 Динамика добычи нефти и конденсата на объекте АС4-8
Практически с начала эксплуатации объект разрабатывается с высокой обводненностью продукции скважин (более 40 %). В 2013 году она составила 97.6 %.
Максимальный уровень добычи жидкости на объекте в объеме 100365 тыс.т был отмечен 2012 году. В 2013 году добыча жидкости снижена до 97352 тыс.т. В таблице 1.8 приведены основные технологические показатели на 01.01.2010.
Таблица 1.8. Основные технологические показатели разработки объекта АС4-8 Федоровского месторождения (запасы категорий ВС1)
| № п/п | Показатели разработки | АС4-8 |
| 1 | Текущая добыча нефти и конденсата, тыс.т/год | 4537,3 |
| в том числе конденсата | 264,0 | |
| 2 | Накопленная добыча нефти и конденсата, тыс.т | 63369,3 |
| в том числе конденсата | 2674,0 | |
| 3 | Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН), доли ед. | 0,105 |
| Утвержденный КИН, доли ед. | 0,240 | |
| Начальные геологические запасы (НГЗ) нефти, тыс.т | 577570,0 | |
| 4 | Текущая добыча жидкости, тыс.т/год | 91098,8 |
| Накопленная добыча жидкости, тыс.т | 646439,2 | |
| Средний дебит нефти действующей скважины, т/сут | 9,0 | |
| Средний дебит жидкости действующей скважины, т/сут | 181,6 | |
| Текущая обводненность, % | 95,3 | |
| Текущий водонефтяной фактор, т/т | 20,3 | |
| Накопленный водонефтяной фактор, т/т | 9,6 | |
| Степень прокачки | 0,9 | |
| 5 | Закачка воды, тыс.м3 | 126672,3 |
| Закачка воды с начала разработки, тыс.м3 | 1027548,0 | |
| Компенсация отбора текущая, % | 96,9 | |
| то же с начала разработки, % | 97,9 | |
| 6 | Текущий отбор газа газовых шапок, млн.м3 | 7302,8 |
| Накопленный отбор газа газовых шапок, млн.м3 | 73871,0 | |
| 7 | Текущая добыча конденсата, тыс.т | 264,0 |
| Накопленная добыча конденсата, тыс.т | 2674,0 |
Закачка воды на объекте начата в 1976 году. Максимальный объем закачки – 131213 тыс.м3 отмечался в 2010 году. В 2013 году объем закачиваемой воды составил 126529 тыс.м3, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 101.6 %, накопленная – 98.4 %.
На протяжении всего периода эксплуатации объекта добыча нефти сопровождается значительными отборами попутного газа газовых шапок. Максимальные отборы в объеме 8054.3 млн.м3 (из них – 7828.7 млн.м3 газ газовых шапок) отмечались в 2008 году. В 2013 году отбор попутного газа составил 5290 млн.м3, в том числе газа газовых шапок – 5170 млн.м3.
По состоянию на 01.01.2014 на объекте числятся 3193 скважины. Фонд добывающих скважин составляет 2147, из них горизонтальных – 1035 (48.2 % фонда), нагнетательных – 1007, наблюдательных – 20, газовых – 19. На рисунке 1.13 представлено распределение фонда добывающих и нагнетательных скважин:
Из 2147 добывающих скважин действующих – 1322, бездействующих – 91 (6.4 % фонда), в консервации – 169, пьезометрических – 376, ликвидированных – 189. Коэффициент использования фонда добывающих скважин – 0.915, коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – 0.986;
В фонде нагнетательных числится 1007 скважин, в том числе под закачкой – 821, бездействующих – 41 (4.7 % фонда), в отработке на нефть – 22, в консервации – 33, пьезометрических – 70, ликвидированных – 20. Коэффициент использования фонда скважин – 0.931, коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – 0.977.
Рисунок 1.13. Распределение фонда скважин по видам добывающих (ДС) и нагнетательных (НС) скважин, штук
Основной объем добычи нефти обеспечивают скважины с обводненностью свыше 90 %. Добыча нефти из 1267 скважин этого фонда (86.7 % от общего фонда) составила 1848.6 тыс.т (78.6 % от общего отбора).
С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 1007 скважин (68.8 % от общего фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 832.1 тыс.т (35.4 % от общего отбора).
В 2013 году средний дебит жидкости составил 201.4 т/сут. С дебитом более 300 т/сут эксплуатировалось 352 скважины (24 % от общего фонда). Из этих скважин добыто 851.2 тыс.т нефти (36.2 % от общего отбора) и 52467.9 тыс.т жидкости (53.9 % от общего отбора).
В 2013 году основной объем добычи нефти обеспечивали горизонтальные скважины – 1570.7 тыс.т (66.8 % в общем объеме добычи нефти объекта).
Скважины вводятся в эксплуатацию с высокой обводненностью продукции: минимальная – 40.9 % в 1998 году (район бурения – север Восточно-Моховой площади), максимальная 73.6 % – в 2009 году (район бурения – Федоровская площадь).
Из наклонно-направленных скважин в 2013 году добыто 110.5 тыс.т нефти (4.7 %), в том числе из скважин, пробуренных в 1976–1994 годах на опытно-промышленном участке Моховой площади (ОПУ) – 60.8 тыс.т. Наклонно-направленные скважины работают со средним дебитом нефти 3.3 т/сут, при обводненности продукции 98.0 %. Накопленная добыча нефти из скважин этого фонда составила 14382 тыс.т. При среднем отработанном времени 4 года добыча нефти на одну наклонно-направленную скважину составила 15 тыс.т. Скважины ОПУ отобрали 10944.5 тыс.т (14.4 % в общем объеме накопленной добычи). При среднем отработанном времени 8.6 года накопленная добыча на одну скважину этого фонда составляет 29 тыс.т.
Из скважин возвратного фонда в 2013 году добыто 247.4 тыс.т нефти (10.5 % в общем объеме добычи). Всего на объект было переведено 814 скважин, которые отобрали в среднем 13.1 тыс.т нефти за 5.2 года. В 2013 году скважины возвратного фонда работали со средним дебитом нефти 3.0 т/сут при обводненности продукции 97.7 %.
Применение скважин с боковыми стволами на пластах начато с 1999 года. По состоянию на 01.01.2014 на объекте в эксплуатации перебывало 237 скважин с боковыми стволами, в том числе 129 переведенных с других эксплуатационных объектов. В 2013 году из скважин с боковыми стволами добыто 422.6 тыс.т нефти (18 % в общем объеме добычи). Средний дебит нефти составляет 6.9 т/сут при обводненности продукции 93.8 %. При среднем отработанном времени 4.1 года, средняя добыча нефти на одну скважину с боковым стволом составила 12.6 тыс.т.
1.9. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
В период 2010-2012 годов фактические объемы добычи нефти близки к проектным, в 2013 году – ниже проектных.
Уровни добычи нефти (рис. 1.14):
— в 2010 году: факт – 3830.0 тыс.т, проект – 3927.0 тыс.т;
— в 2011 году: факт – 3335.1 тыс.т, проект – 3460.0 тыс.т;
— в 2012 году: факт – 2881.5 тыс.т, проект – 3147.0 тыс.т;
— в 2013 году: факт – 2351.1 тыс.т, проект – 2936.0 тыс.т.
Рисунок 1.14. Уровень добычи нефти
В 2012-2013 годах отмечается более интенсивное обводнение продукции скважин (рис. 1.15).
Обводненность продукции скважин:
— в 2010 году: факт – 96.0 %, проект – 95.9 %;
— в 2011 году: факт – 96.6 %, проект – 96.3 %;
— в 2012 году: факт – 97.1 %, проект – 96.6 %;
— в 2013 году: факт – 97.6 %, проект – 96.8 %.
Как следствие, в 2012-2013 годах средний дебит нефти ниже проектного.
Средний дебит нефти действующей скважины (рис. 1.16):
— в 2010 году: факт – 7.5 т/сут, проект – 7.5 т/сут;
— в 2011 году: факт – 6.6 т/сут, проект – 6.7 т/сут;
— в 2012 году: факт – 5.8 т/сут, проект – 6.2 т/сут;
— в 2013 году: факт – 4.9 т/сут, проект – 5.9 т/сут.
Рисунок 1.15. Обводненность продукции скважин
Рисунок 1.16. Средний дебит нефти
Рисунок 1.17. Фонд добывающих скважин
Действующий на конец года фонд добывающих скважин выше проектного (рис. 1.18):
— в 2010 году: факт – 1443, проект – 1383;
— в 2011 году: факт – 1391, проект – 1355;
— в 2012 году: факт – 1363, проект – 1331;
— в 2013 году: факт – 1344, проект – 1305.
Выводы к главе 1
- Федоровское газонефтяное месторождение – многопластовое, имеет сложное геологическое строение. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела, верхней и средней юры. Всего на месторождении в 21 пласте выявлено 128 залежей нефти и газа. Более подробно рассматривается пласт АС4-8, потому как он является одним из основных пластов месторождения, а также хорошо подходит для применения физико-химических методов. Фёдоровское нефтегазовое месторождение по количеству начальных извлекаемых запасов нефти относится к категории уникальных.
- Рассматриваемый объект разработки АС4-8 состоит из пород различных литотипов, из которых коллекторами являются песчаники и алевролиты. Эффективные толщины изменяются от 3 до 55 м. В среднем коллекторские свойства пород объекта АС4-8 высокие, средний коэффициент пористости составляет 26.4%, проницаемости – 300∙10-3 мкм2. В пласте АС4-8 нефть по плотности является тяжелой и битуминозной, нефть маловязкая.
- В 2013 году на объекте АС4-8 в эксплуатации на нефть перебывало 1462 скважины, средний дебит нефти которых составил 4.9 т/сут при обводненности продукции 97.6 %. По состоянию на 01.01.2014 накопленная добыча нефти составляет 72278 тыс. т, отбор от начальных извлекаемых запасов – 51.5 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0.123, при утвержденном – 0.240. Несоответствие текущего КИН проектному может объясняться тем, что текущая величина обводненности продукции больше проектной и фактический дебит также отстает от проектной величины. В добывающих скважинах обводнение происходит за счет прорыва закачиваемой воды и подтягивания контактной пластовой воды. Стоит отметить, что закачка воды на объекте производится с 1976 года, и максимальный объем закачки – 131213 тыс. м3 — отмечался в 2010 году, что сказалось на росте обводненности продукции в последующие годы (см. рис. 2.6). На рассматриваемом объекте достаточна велика доля низкодебитного фонда скважин — с дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 1007 скважин. Так как в текущем состоянии фонд скважин не может обеспечивать проектные величины разработки, для достижения утвержденного КИН необходимо применение методов повышения нефтеотдачи пластов или интенсификации добычи.
2. Подбор и обоснование предлагаемого метода увеличения нефтеотдачи
2.1. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи
Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (ФХМУН) в общем случае основаны на методе поддержания пластового давления при которых в закачиваемую воду добавляются различные химические вещества. [1]
По механизму увеличения нефтеотдачи можно выделить 3 группы физико-химических методов:
— методы, увеличивающие коэффициент вытеснения;
— методы, увеличивающие коэффициент охвата;
— методы, объединяющие 1 и 2 группы
В общем случае ФХМУН направлены на изменение вязкостных характеристик вытесняющего и вытесняемого агентов и на микрохарактеристику системы: нефть-вытесняющий агент-порода. Воздействие ФХМУН связано со снижением межфазного натяжения и изменением характеристик фазовых проницаемостей.
Классификация ФХМ по типу закачиваемого рабочего агента:
— закачка ПАВ;
— закачка щёлочи;
— закачка полимера
-потокоотклоняющие технологии.
Основной технологией является закачка оторочки водного раствора химического вещества. [2]