levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

Р.Х. Муслимов,  (Аппарат Президента Республики Татарстан)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2006-6
 

 

Уникальное Ромашкинское месторождение, которое по международной классификации относится к супергигантам и входит в первую десятку крупнейших месторождений мира, было открыто в 1943 г.

Открытие Ромашкинского месторождения явилось подлинным триумфом геологической науки, продолжившей традиции прогрессивных ученых России и Казанского университета о связи поверхностных нефтепроявлений с залежами нефти на глубине.

Разведка месторождения длилась более 50 лет, месторождение было оконтурено и на нем разведаны основные горизонты. Доразведка локально нефтеносных горизонтов девона и карбона продолжается.

Нефтеносность установлена в 22 горизонтах девона и карбона, промышленные притоки получены в 18 горизонтах. Основным объектом добычи служат залежи нефти терригенного девона, затем – терригенные отложения нижнего карбона. Всего выявлена 421 залежь.

Открытие и освоение Ромашкинского месторождения явилось большим вкладом нефтяников Татарстана в мировую нефтяную науку. Кроме передовых методов разведки и подготовки к освоению, на этом месторождении впервые в мировой практике в широком масштабе было успешно применено заводнение, позволившее ускорить извлечение запасов нефти из недр и значительно повысить нефтеотдачу пластов.

На основании обобщения опыта ускоренной разведки Ромашкинского месторождения научно обоснована комплексная методика подготовки к разработке крупных нефтяных месторождений, заключающаяся в поэтапном проведении геолого-разведочных работ, целенаправленной работе по обобщению всех материалов геолого-физических исследований, повышении роли эксплуатационного бурения в изучении базисного и особенно вышележащих объектов за счет применения новых техники и технологии доразведки.

Ромашкинское месторождение уже несколько 10-летий является поистине полигоном, на котором испытываются многие новейшие технологии, оборудование, приборы и методы контроля и регулирования процессов разработки. На месторождении решаются проблемные вопросы по изучению влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу (основные площади месторождения), ускоренному созданию фронта заводнения (азнакаевский эксперимент), снижению давления на забое добывающих скважин ниже давления насыщения (ташлиярский эксперимент), улучшению выработки слабопроницаемых пластов и водонефтяного забора (Абдрахмановская, Западно-Лениногор­ская, Алькеевская, Восточно-Лениногор­ская площади), оптимизации давления нагнетания (Абдрахмановская площадь), применению гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), новых методов контроля и регулирования процессов разработки.

В области технологии разработки были решены следующие проблемы (Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б. и др., 1995):

  • показаны основные недостатки методов заводнения для эксплуатации неоднородных расчлененных объектов, разбуренных единой сеткой скважин, и на этой основе уточнены принципы рациональной разработки месторождений, обеспечивающие полноту охвата пластов заводнением, улучшение условий дренирования запасов, опережающую выработку базисных пластов;
  • обоснованы пути совершенствования систем разработки высокопродуктивных залежей маловязких нефтей, приуроченных к сложнопостроенным терригенным коллекторам достаточной проницаемости, обеспечивающие достижение высокой (до 50-60 %) нефтеотдачи;
  • показаны особенности поздней стадии разработки месторождения и рекомендованы пути обеспечения наиболее полной отработки охваченных заводнением активных запасов нефти, научно обоснованы системы разработки, обеспечивающие ввод в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;
  • решена проблема эффективной (с достижением нефтеотдачи до 40-45 %) системы разработки залежей нефти повышенной вязкости (до 60 мПас) в терригенных коллекторах путем применения системы избирательного заводнения с закачкой воды в водоносные “окна” внутри залежи, применения физико-химических МУН, внедрения нестационарного заводнения, оптимизации давления нагнетания и плотности сеток скважин;
  • научно обоснована эффективная система разработки залежей высоковязкой нефти (более 60 мПас) в достаточно проницаемых терригенных коллекторах и обоснованы критерии применения методов заводнения для залежей высоковязких нефтей в карбонатных пластах;
  • доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность, технико-экономические показатели разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы рациональности начального и конечного уплотнения сетки скважин, уточнены понятия резервного фонда и обоснованы методы их определения, обоснован принцип 2-х стадийного разбуривания и определены условия эффективности его применения, создана методика рационального разбуривания залежей с весьма неоднородными пластами;
  • разработана методика разбуривания зонально неоднородных пластов, позволившая сократить число бурящихся непродуктивных скважин с 8-30 до 1-3 %;
  • предложены новые способы контроля и классификации методов регулирования процессов разработки, обос­нованы и внедрены различные модификации НЗ с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, уточнено понятие форсированного отбора жидкости, доказана высокая эффективность ввода в разработку недренируемых запасов, показаны пути существенного снижения добычи попутной воды и закачки воды на поздней стадии, обоснована большая роль водоизоляционных работ для регулирования выработки пластов неоднородного объекта;
  • уточнена классификация современных методов воздействия на пласт и обоснованы геолого-физические критерии их применения, позволяющие существенно расширить диапазон применения методов заводнения и наиболее эффективных МУН;
  • доказана высокая эффективность гидродинамических МУН, которые, согласно проведенным исследованиям, проведена переоценка приоритетности применения третичных МУН.
 

Рис. 1. СОКРАЩЕНИЕ ОТБОРА ПОПУТНОЙ ВОДЫ ЗА СЧЕТ РЕГУЛИРОВАНИЯ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (пласты Д1Д0)
Мероприятия по увеличению отбора жидкости: 1 – формирование отбора жидкости; 2 – оптимизация работы механизированного фонда; 3 – перевод на механизированную добычу нефти; 4 – ввод новых скважин; мероприятия по снижению отбора жидкости: 5 – выбытие скважин из эксплуатационного фонда; 6 – отключение из разработки обводнившихся пластов; 7 – прочие методы регулирования разработки (современные гидродинамические МУН, третичные МУН, регулирование разработки)

 

В результате отбор попутной воды был значительно уменьшен. Соответственно уменьшилась закачка воды, улучшились технико-экономические показатели разработки. Обводненность стабилизировалась на уровне 87 %. Водонефтяной фактор (ВНФ) составил всего 1,4. Напомним, что в I Генеральной схеме конечный ВНФ предусматривался равным 0,34. Затем в проектах разработки отдельных площадей ВНФ мог достигать 4,0-4,5, а в одной из специальных работ – и 7. Результаты регулирования последних лет свидетельствуют о возможности существенного снижения конечного ВНФ, которое в целом по месторождению, очевидно, не превысит 3.

Огромным достижением коллектива нефтяников является то, что такая обводненность на месторождении поддерживается около 20 лет за счет внедрения современных методов контроля и регулирования процессов разработки. В результате фактический отбор попутно извлекаемой воды ниже расчетного в 4 раза (рис. 1). Это было достигнуто за счет широкого применения современных гидродинамических (нестационарное заводнение, ввод недренируемых запасов, форсированный отбор жидкости) и третичных МУН в комплексе с большим объемом работ по стимуляции скважин (рис. 2-4), совершенствованию системы поддержания пластового давления, повседневной работе по повышению эффективности пробуренного фонда скважин и массовому применению современных методов контроля и регулирования процессов разработки (рис. 5). По нашему мнению, дальнейшее совершенствование методов контроля и регулирования процессов разработки позволит и дальше поддерживать обводненность на достигнутом уровне. Это существенно улучшает экономические показатели разработки месторождения.

 

Рис. 2. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НОВЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ КИН НА РОМАШКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (пласты Д1Д0) в 2003 г.
1 – число мероприятий; 2 – дополнительная добыча нефти, тыс. т

 
 

Рис. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ МУН И СТИМУЛЯЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН за 2003 г.

 
 

Рис. 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН за 2003 г.

 
 

Рис. 5. ДОБЫЧА НЕФТИ ЗА СЧЕТ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РОМАШКИНСКОМУ МЕСТОРОЖДЕНИЮ

 

Следующим главнейшим направлением обеспечения оптимальной динамики добычи нефти являлась непрерывная работа по подготовке новых запасов. Прирост запасов в течение всего периода разработки в значительной мере компенсировал добычу нефти (при максимальной добыче воспроизводство запасов превышало 80 %, на 3-й стадии разработки составляло около 70 %, в настоящее время равно около 75 %). За счет разведки было приращено 30 %, доразведки пропущенных горизонтов – 26 %, переоценки запасов – 44 %. В табл. 1 показана динамика начальных запасов нефти по годам.

Таблица 1.


Годы


Запасы

балансовые

извлекаемые

1954*

1,00

1,00

1965**

1,26

1,32

1996

1,43

1,32

2005

1,66

1,62

Прогноз до конца разработки

2,06

2,14

*  Запасы,  подсчитанные в 1954 г.,  приняты за единицу.
** Запасы,  подсчитанные в 1965 г.

Динамика добычи нефти и сравнение ее с Самотлорским и Туймазинским месторождениями показаны на рис. 6, 7.

 
 

Рис. 6. ГРАФИК РАЗРАБОТКИ РОМАШКИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 
 

Рис. 7. ГРАФИКИ РАЗРАБОТКИ РОМАШКИНСКОГО, ТУЙМАЗИНСКОГО И САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ

 

Применение внутриконтурного заводнения существенно уменьшило объемы буровых работ, сократило затраты на освоение месторождения, обеспечило интенсивную разработку месторождения и позволило достичь высоких технико-экономических показателей раз­работки.

Проектирование и развитие принципов разработки Ромашкинского месторождения производились в течение более чем 50 лет, и они неразрывно связаны с тремя Генеральными схемами разработки.

  1. Первый этап проектирования разработки (1949-1956 гг.) завершился составлением и утверждением б.Министерством нефтяной промышленности I Ге­неральной схемы, составленной на период 1956-1965 гг. В этом документе были сформулированы 11 основных принципов разработки, часть из которых не нашла практического применения, а часть – претерпела коренные изменения в процессе внедрения. Незыблемыми оставались лишь принципы внутриконтурного заводнения и порядок освоения нагнетательных скважин в разрезающих рядах.
  2. Второй этап проектирования разработки (1964-1968 гг.) завершился составлением и утверждением б.Миннефтепромом II Генеральной схемы развития добычи нефти из горизонтов Д1Д0 Ромашкинского месторождения на период до 1975 г. В этом документе были исключены принципы I Генеральной схемы, не нашедшие практического применения (многоэтапность системы разработки с ранним отключением обводненных скважин и батарейным переносом нагнетания, сгущение сетки скважин в зоне стягивания контуров нефтеносности), и изменены принципы заводнения (повышение давления нагнетания, дополнительное разрезание, очаговое заводнение, перенос нагнетания по отдельным скважинам), а также рекомендовалось снижение забойного давления до давления насыщения, отключение скважин при большей обводненности.
  3. Третий этап проектирования разработки Ромашкинского месторождения (1968-1978 гг.) завершился утверждением б.Миннефтепромом в 1978 г. III Генеральной схемы на период до 1990 г., в которой были сформулированы 11 основополагающих прогрессивных прин­ципов разработки.

Эти принципы разработки имели большое теоретическое и практическое значение. Их внедрение дало возможность повысить охват заводнением продуктивного горизонта, интенсифицировать выработку пластов и замедлить темпы падения добычи нефти из-за обводнения на 3 стадии разработки.

Сделанный нами анализ (1975-1979 гг.) показал, что внедрение положений I Генеральной схемы разработки Ромашкинского месторождения позволило бы вовлечь в разработку 52 % запасов и обеспечить конечную нефтеотдачу около 38 %, II – соответственно 78 и 42 %, III – около 90 и 49 %. Следовательно, даже в III Генеральной схеме не достигалась утвержденная нефтеотдача – 53 %.

Анализ, выполненный ТатНИПИнефти в 2004 г., показал более низкие значения коэффициентов нефтеотдачи, возможные при реализации предыдущих генеральных схем разработки (табл. 2).

Таблица 2.

Оценка коэффициента нефтеизвлечения при внедрении проектных решений Генеральных схем.


Проектные документы


Фонд скважин


УПС,
га/скв.


КИН

общий

основной

резервный

проектный

возможный
при выполнении проекта

I Генеральная схема

9364

8364

1000

45,0

0,600

0,380*/0,302

Необходимо для достижения проектного КИН (при применении принципов разработки
I Генеральной схемы)

53123

8,0

II Генеральная схема

12020

9880

2140

36,0

0,528

0,420*/0,374

III Генеральная схема

19198

16300

22,1

0,528

0,490*/0,475

Кроме того:

1865 дублеров

Утвержденный фонд

25830

15748

10082

20,3

Из них:

942 дублера

0,466

Фактически пробурено
на 01.01.2004 г.

20948

21,2

Необходимо для достижения
утвержденного КИН

24177*

17,6

0,530

0,530

Кроме того:

4720 дублеров

Необходимо для достижения утвержденного КИН,  равного 0,60,  с применением МУН

280076*

15,2

0,600

Кроме того:

4720 дублеров

IV Генеральная схема

Необходимо для достижения проектного КИН (при применении принципов разработки)

28948

9924

19024

14,7

0,528

0,528

Кроме того:

2198 дублеров

* Р.Х.Муслимов и др. Геология,  разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

 

В настоящее время составлена IV Генеральная схема разработки. I Генеральная схема разработки была обоснованием применения внутриконтурного заводнения, II – определяла основные положения его применения, III – направлена на совершенствование системы заводнения и обеспечение наиболее полного охвата пластов заводнением, а IV – определяет принципы разработки месторождения с учетом особенностей поздней стадии и выявленных в процессе эксплуатации недостатков системы заводнения. Последние можно сформулировать следующим образом [1-3]:

  • при разработке неоднородных, расчлененных объектов не обеспечивается полнота охвата заводнением пластов, в результате чего не вовлекаются в разработку значительные трудноизвлекаемые запасы нефти, происходит разноскоростная выработка пластов, приводящая к преждевременному обводнению высокопроницаемых пластов;
  • выработка оставшихся заводненных пластов осложняется тем, что остаточная нефть “запечатывается” закачанной водой, а в призабойной и близлтосмолопарафиновые осадки;
  • ухудшаются свойства остаточной нефти в направлении, приводящем к образованию в пласте окисленной, осерненной, малоподвижной и неподвижной, биодеградированной нефти;
  • создаются проблемы возможности извлечения оставшихся извлекаемых запасов из невырабатываемых или ых, смежных с заводняемыми пластов по причине выпадения парафина вследствие снижения температуры (переохлаждения) пласта в результате закачки холодной воды и ухудшения свойств нефти (повышение вязкости, утяжеление, осернение);
  • в процессе длительной разработки снижается проницаемость коллекторов как по изложенным причинам, так и из-за развивающихся в пластах деформационных процессов из-за снижения давления в процессе разработки (изменения степени раскрытости трещин, деформации и перемещения глинистого материала скелета породы), приводящих к техногенному снижению проницаемости пласта, а следовательно, и техногенному уменьшению продуктивности скважин.

Поскольку значительная часть скважин Ромашкинского месторождения эксплуатировалась при существенном снижении пластового давления ниже начального и забойных давлений существенно ниже давления насыщения, то, очевидно, снижение их продуктивности из-за необратимых деформаций охватило достаточно большие объе­мы залежей.

Наряду с неизмененными нефтями, мы имеем дело со слабоизмененными или даже сильнопреобразованными нефтями. Это весьма осложняет выработку остаточных запасов.

Таким образом, в настоящее время мы имеем дело с другим, техногенно измененным месторождением, новыми коллекторскими свойствами пластов, другим составом нефтей и газов, новыми гидрогеологическим, гидродинамическим, тепловым и физико-химическим режимами. Для рациональной разработки здесь нужны принципиально новые решения.

На рис. 8 показана классификация запасов нефти при применении методов извлечения с учетом структуры запасов и степени их охвата заводнением (Муслимов Р.Х., 2003; 2005).

 

Рис. 8. КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ ПО ВОЗМОЖНОСТИ ИХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ С УЧЕТОМ ТЕХНОГЕННОГО ИЗМЕНЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ
1 – извлекаемая часть проектных запасов, потерянная в недрах за счет несовершенства методов заводнения; 2 – неизвлекаемая часть проектных запасов, которую возможно извлечь за счет современных МУН для компенсации потерянных запасов

 

В IV Генеральной схеме для достижения проектной нефтеотдачи предусматривается использовать:

  • широкое применение современных гидродинамических МУН (нестационарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, форсированный отбор на завершающей стадии разработки, выделение геологических тел, ввод недренируемых запасов по отработанным технологиям вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти);
  • массированное внедрение третичных МУН (физико-химических: потокоотклоняющих технологий, преимущественно повышающих охват пластов заводнением, комплексных технологий, физических методов);
  • широкое внедрение отработанных технологий водоизоляционных работ для регулирования разработки и ограничения добычи попутной воды;
  • массовое применение эффективных методов обработки призабойных зон, стимуляции работы скважин и пластов (химические, физические, тепловые, термохимические, комплексные методы).
  • Для повышения нефтеотдачи сверх проектного уровня предусматривается осуществить следующие меры:
  • продолжить исследования по формированию в залежи остаточных нефтей выделенных групп (малоизмененных и сильнопреобразованных), их количественной оценке по площадям месторождения и разработке методов их извлечения;
  • улучшение первичного вскрытия пластов с применением растворов с нулевой отдачей, полимерных и других эффективных растворов, равновесного бурения, вскрытия пластов на депрессии, вскрытие пенными системами, аэра­цией воздухом и т.д.;
  • улучшение вторичного вскрытия пластов (бесперфораторное вскрытие, гидропескоструйная перфорация, сверлящие перфораторы, глубокопроникающая, вертикально-щелевая перфорация и др.);
  • широкое внедрение бурения горизонтальных стволов из ранее пробуренных малодебитных или обводненных скважин по направлению улучшения коллекторских свойств пластов и увеличение в них нефтесодержания, а также углубления забоев скважин с целью вскрытия неотработанных нижележащих плаcтов в малодебитных и обводненных скважинах;
  • использование методов воздействия физическими полями и биотехнологий;
  • применение в качестве информационного обеспечения при проектировании фильтрационных параметров межскважинного пространства и автоматизированной системы контроля за выработкой пластов.

Новейшие исследования позволяют, в первую очередь, рекомендовать широкое применение бурения дополнительных стволов (горизонтального и разветвленно-горизонтального) в существующих скважинах, расположенных в заводненных зонах в направлении невырабатываемых или слабовырабатываемых пластов с большим нефтесодержанием.

Вместе с тем необходимо сосредоточить основные научные, опытно-­промышленные работы по созданию методов извлечения сильнопреобразованной части остаточных нефтей. Это резерв ресурсов на дальнюю (30-40 лет) перспективу. Эти работы нужно вести на залежах, где их доля существенна. Для решения этой проблемы в перспективе, видимо, могут быть применены МУН: микробиологические, волновые, тепловые в комплексе с волновыми, физические в комплексе с волновыми, горизонтальные в комплексе с волновыми и тепловыми.

Всеми этими вопросами необходимо заниматься уже сейчас, так как все это требует значительного времени. До тех пор пока будет существовать нефтяная промышленность, нефтяники будут решать проблему повышения нефтеизвлечения. Американские специалисты считают возможным в будущем достижение нефтеизвлечения 45 %, а теоретически мыслимым – 60 %.

Разработка Ромашкинского месторождения до настоящего времени осуществляется при непрерывном обеспечении воспроизводства запасов неф­ти, близкого к простому воспроизводству. Это величайшее достижение. Дальнейшая разработка месторождения также предполагается при ежегодном воспроизводстве отобранных запасов подготовкой новых.

Балансовые запасы, прежде всего, будут приращиваться за счет доразведки локально нефтеносных горизонтов девона и карбона по отработанной в Татарстане методике. В настоящее время здесь выявлено более 400 перспективных участков, по которым прирост запасов категории С1 оценивается следующим образом: балансовые – 385,0 млн т, извлекаемые – 105,6 млн т.

Но это не все. Накопленные к настоящему времени факты извлечения нефти из некондиционных пород позволяют раздвинуть границы пород-коллекторов. В настоящее время по возможностям аккумуляции нефти приняты два предела. Первый – абсолютный, используется для оценки геологических запасов нефти, выше которого породы могут быть вместилищем нефти. Второй – кондиционный, выше которого нефтенасыщение пород достаточно для получения промышленного притока нефти, собственно они и являются породами-коллекторами.

Однако на практике в настоящее время геологические запасы не подсчитываются, а запасы, называемые балансовыми, учитываются только исходя из нижних кондиционных значений параметров пород-коллекторов. В результате ТЭО коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) из них затем выделяются извлекаемые запасы нефти. При этом методику определения кондиционных значений пород-коллекторов, основанную на привязке данных лабораторного анализа керна к результатам получения притока нефти при опробовании, построения зависимостей между различными параметрами коллекторов: проницаемости от пористости, проницаемости от глинистости, пористости от глинистости, а также обучения ГИС на данных анализа керна, нельзя признать совершенной. При анализе небольших кусочков керна невозможно учесть трещиноватость, которая, как известно, имеет решающее значение для фильтрации флюидов. При привязке керна к ГИС и построении палеток мы получаем интегральную характеристику пласта, который в подавляющем большинстве случаев неоднороден, что также оказывает определяющее влияние на процессы вытеснения нефти.

Определенные в ТатНИПИнефти в 1960-1961 гг. нижние кондиционные значения пород-коллекторов для горизонтов Д1Д0 составляли по пористости 11 %, проницаемости 0,01 мкм2, нефтенасыщенности выше 50 %. В 80-е гг. эти значения выглядели несколько по-другому: по пористости выше 12,6 %, проницаемости 0,03 мкм2, нефтенасыщенности выше 50 %. Границы пород-коллекторов оказались выше. Существующие методики определения фильтрационно-емкостных свойств пластов по ГИС не учитывают различного рода неоднородностей пластов, что приводит к значительным расхождениям параметров, определяемых по ГИС и данным анализа керна.

Исходя из изложенного, не следует считать неожиданностью, когда определенные в соответствии с действующей методикой некондиционные пласты в целом ряде случаев отдают нефть, т.е. являются приточными.

Поэтому предлагаемое выделение во вмещающих породах терригенного девона Ромашкинского месторождения проницаемых пластов с некондиционной пористостью и построение с их учетом геологических моделей существенно меняет наши представления о геологическом строении объекта.

Таким образом, проницаемые низкопористые пласты во вмещающих породах, считающиеся некондиционными, являются крупным резервом прироста балансовых запасов, который экспертно можно оценить не менее 15 % к имеющимся (рис. 9).
 

 

Рис. 9. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИ СКВАЖИН 455а–3214 АБДРАХМАНОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Коллекторы: А – с параметрами принятых кондиционных значений (1); Б – с параметрами ниже принятых кондиционных значений (2); 3 – отсутствие коллекторов; 4 – интервал перфорации; 5 – нагнетательная скважина;  6 – добывающая скважина

 

Следующим существенным резервом увеличения извлекаемых запасов является повышение нефтеизвлечения. Здесь необходимо отметить, что достижение проектной нефтеотдачи по горизонтам Д1Д0 возможно при осуществлении большого комплекса ГТМ, в первую очередь для выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

Выделение таких категорий остаточных нефтей: неизмененных (подвижных), малоизмененных (малоподвижных) и сильнопреобразованных (неподвижных), локализация и подсчет запасов по этим группам позволят целенаправленно проводить разработку и внедрение новейших МУН. Это будет способствовать существенному росту запасов нефти и повышению уровней ее добычи.

Здесь уместно сказать о сроках разработки нефтяных месторождений. Большой период разработки нефтяных месторождений Ближнего Востока объясняется, в основном, огромными запасами нефти в традиционных коллекторах и низкими (щадящими) темпами их выработки в соответствии со стратегией и менталитетом арабских стран. Так, месторождения Кувейта, введенные в разработку еще в 30-х гг. прошлого столетия, выработаны лишь на 30-40 % от извлекаемого запаса.

Например, одно из крупнейших месторождений США – Восточный Техас, открытое в 1930 г. и начатое интенсивно разбуриваться и эксплуатироваться с того же года, американские специалис­ты планируют разрабатывать до 2030 г. По данным проф. В.Н.Щелкачева, планируемый конечный КИН на месторождении составит 0,716 при ВНФ 3,200-3,610. Следует учесть, что пласт Вудбайн весьма однородный с проницае­мостью 2,62 мкм2, содержащий маловязкую (0,93 мПа  с) нефть, разбурен весьма плотной начальной сеткой скважин (УПС – 1,8 га/скв.) и разрабатывается при широко развитой системе законтурного заводнения, примененного впервые в мире на этом месторождении в 1936 г. Интенсивная разработка в столь благоприятнейших геологических условиях будет длиться около 100 лет.

Другое дело – месторождения России, где темпы разработки были существенно выше, в результате чего первоначально определенные извлекаемые запасы нефти за 40-60 лет отработаны более чем на 80 %. В этом периоде восполнение запасов будет обеспечиваться за счет внедрения МУН II, III и последующих поколений, приспособленных специально для поздней стадии разработки. Это существенно изменит кривую добычи нефти. Здесь на фоне монотонного постоянного падения добычи нефти будут участки ее роста и стабилизации за счет массированного использования МУН (рис. 10-12). Применение разработанных в IV Генеральной схеме положений предусматривает рентабельную эксплуатацию месторождения до 2032 г., а с учетом принятой дифференциации налога на добычу полезных ископаемых – до 2065 г.

 

Рис. 10. ОБЩЕПРИНЯТАЯ СТАДИЙНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ЭКПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА

 
 

Рис. 11. ТИПОВАЯ КРИВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ (по Наливкину В.Д., 1993)

 
 

Рис. 12. НОВОЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЕ О СТАДИЙНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (по Р.Х.Муслимову)

 

Если же подтвердятся наши прог­нозы добычи за счет внедрения МУН и изложенные представления о снижении кондиционных значений пород-коллекторов и изменении в связи с этим представлений о геологической модели месторождения, то балансовые и особенно извлекаемые запасы горизонтов Д1Д0 Ромашкинского месторождения возрастут, а следовательно, увеличатся и извлекаемые запасы нефти и сроки разработки месторождения на 150-200 лет (рис. 13), то же самое характерно и по другим горизонтам месторождения. Этот поздний период разработки по времени будет занимать 75-80 % всего периода разработки месторождения, и его изучением необходимо усиленно заниматься.

 

Рис. 13. ДИНАМИКА ДОБЫЧИ И ВОСПРОИЗВОДСТВО ЗАПАСОВ НЕФТИ ПО РОМАШКИНСКОМУ МЕСТОРОЖДЕНИЮ
1 – добыча нефти; прирост запасов за счет: 2 – МУН, 3 – доразведки, 4 – уточнения параметров, 5 – разведочных работ

 

Однако наши фундаментальные исследования последних 10 лет позволяют полагать, что и эти сроки могут быть существенно увеличены за счет миграции УВ из зон деструкции кристаллического фундамента через многочисленные разломы, т.е. “подпитки” нижних горизонтов Ромашкинского месторождения “УВ-дыханием” фундамента. Процесс глубинной дегазации недр с периодичным поступлением УВ в верхние горизонты земной коры и осадочного чехла является закономерным явлением, подчиняющимся определенным геотектоническим условиям (Муслимов Р.Х., 2003).

Указаний на подток нефти из глубин достаточно много. В Татарстане отмечен ряд залежей, по которым уже извлечены все балансовые запасы, а добыча нефти продолжается. Но главным объектом наших исследований является супергигантское Ромашкинское месторождение – идеальный объект изучения этой важнейшей проблемы. Здесь в последние годы проводились исследования физико-химических свойств нефтей, гидродинамические исследования параметров пластов и характеристик работы скважин на ближайшей к Алтунино-Шунакскому разлому Миннибаевской площади этого месторождения.

Анализировались данные гидродинамических исследований по 925 скважинам, изучались динамика дебитов и накопленные отборы по скважинам, изменения соотношений дебитов аномальных и нормальных скважин.

Параллельно с этими работами было проведено изучение цикличности изменения плотности и вязкости пластовых нефтей по более чем 100 скважинам-пьезометрам, в которых проводились периодические годовые и полугодовые замеры на протяжении 17 лет.

Возможный подток “чужой” нефти в залежи горизонтов Д1Д0, вероятней всего, имеет точечный характер как по площади, так и во времени, при этом яв­ных прямых признаков этого явления нет, иначе оно давно было бы замечено в процессе 55-летней разработки и эксплуатации Ромашкинского месторождения.

 

Рис. 14.  ДИНАМИКА ДОБЫЧИ И ВОСПРОИЗВОДСТВО ЗАПАСОВ НЕФТИ ПО РОМАШКИНСКОМУ МЕСТОРОЖДЕНИЮ c 2005г.
1 – добыча нефти, млн. т; прирост запасов за счет: 2 – неконтролируемой подпитки, 3 – контролируемой подпитки, 4 – МУН, 5 – доразведки, 6 – уточнения параметров, 7 – разведочных работ; 8 – прирост запасов

 

Многолетними исследованиями процессов разработки месторождений в Татарстане показано ухудшение свойств остаточной нефти по мере разработки в направлении образования окисленной, осерненной, малоподвижной, биодеградированной нефти, т.е. плотность нефти закономерно увеличивается. Однако на фоне общего увеличения плотности на Миннибаевской площади были выявлены периодические уменьшения их значений, фиксируемые в отдельных скважинах. Методами спектрального анализа было продемонстрировано наличие в рядах естественных вариаций плотности нефти с периодом около 5,0-5,5 лет. Кластерным анализом были выявлены скважины с аномальными параметрами, а также 39 скважин с аномально высокой накопленной добычей, из которых каждая дала более 1 млн т нефти. Все эти скважины закономерно размещены на залежи нефти. Причем по ряду скважин наблюдается инверсия дебитов (на фоне общего их падения по ним “вдруг” отмечается рост) с периодичностью 14,5 лет.

Приведенные фактические промысловые материалы резко противоречат “закону” падающей добычи нефти и имеют, по нашему мнению, прямое отношение к предполагаемому нами феномену, а потому требуют специального исследования и изучения.
Дальнейшее изучение проблемы подпитки УВ из глубин через нефтеподводящие каналы, очевидно, приведет к кардинальному изменению стратегии, а затем и методики как геолого-поисковых работ, так и освоения месторождений УВ.
Возможный сценарий развития нефтедобычи на Ромашкинском месторождении с учетом изложенного показан на рис. 14.

©  Р.Х. Муслимов, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2006-6.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru