УДК 622.276.1/.4«712.8» © В.А.Савельев, В.В.Морозов, Г.М.Максимов, 1998
В. А. Савельев, В. В. Морозов (УдмуртНИПИнефть), Г. М. Максимов (Сарапульское НГДУ)
V.A.Saveliev, V.V.Morozov (UdmurtNIPIneft), G.M.Maksimov (NGDU "Sarapulskoye")
Перспективы наращивания добычи нефти ОАО "Удмуртнефть"
The prospects for oil production enhancement
Presented is a version of conceptual approach on maintaning and, possibly, increasing production rates on the example of NGDU "Sarapulskoye" fields. It is noted, that proposed concept on production increase for NGDU "Sarapulskoye" and, in general, for OAO "Udmurtneft" requires additional economic revision.
связи с переходом наиболее значимых по запасам объектов эксплуатации ОАО "Удмуртнефть" на позднюю стадию разработки остро встает вопрос о стабилизации добычи нефти и увеличении коэффициентов извлечения нефти (КИН). Практика разработки показывает, что увеличение добычи нефти и дебита добывающих скважин может быть достигнуто двумя методами: повышением градиента давления нагнетания и снижения забойного давления в добывающих скважинах; уменьшением фильтрационного сопротивления призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин или изменением конструкции и геометрии скважин [1]. В первом случае существуют пределы повышения давления нагнетания и снижения забойного давления, определяемые геологическими и технологическими условиями; практически они достигнуты на разрабатываемых объектах ОАО "Удмуртнефть". Более перспективным является второй метод увеличения добычи нефти.
Крупные и средние по начальным извлекаемым запасам нефти разрабатываемые месторождения ОАО "Удмурт-нефть" - Чутырско-Киенгопское, Миш-кинское, Ельниковское, Красногорское, Гремихинское, Архангельское - эксплуатируются более 20 лет. Наступившая третья стадия разработки основных объектов характеризуется высокой вырабо-танностью начальных извлекаемых запасов нефти (27,9-88,4%) и значительной обводненностью добываемой продукции (66,7-90,2%). Соответственно снизились темпы отбора от начальных извлекаемых запасов, едва достигающие в 1996 г. 1 %, за исключением Ельников-ского (2,1%) и Гремихинского (3%) месторождений. В целом, по месторождениям ОАО "Удмуртнефть" степень вы-
работанности достигла 41,6% всех начальных извлекаемых запасов промышленных категорий. Структура остаточных извлекаемых запасов, особенно за последние 10 лет, претерпела существенные качественные изменения: большая часть их содержится в длительно эксплуатируемых заводненных залежах и проблематично достижение проектных КИН, за исключением Архангельского и Юж-но-Киенгопского месторождений, характеризующихся маловязкими нефтями, а небольшие турнейские, яснополянские залежи, разрабатываемые на естественном режиме, практически отработаны. Вместе с тем имеются невовлеченные в разработку по экономическим соображениям запасы нефтяных оторочек и небольших залежей - спутников, а также залежи с низкой продуктивностью для эксплуатации возвратным фондом скважин. Кроме того, структура запасов ухудшилась вследствие роста доли труд-ноизвлекаемых запасов из-за пониженного темпа их выработки по сравнению с обычными нефтями либо невовлечения из-за низких фильтрационно-емкостных свойств, высокой вязкости нефтей или других причин - это запасы в водонефтя-ных зонах, коллекторах малой толщины, подгазовых залежах. За десятилетний период доля трудноизвлекаемых в остаточных извлекаемых запасах по ОАО увеличилась от 40 до 68 % в 1997 г. [2 ], 50 %-ный барьер преодолен в 1988 г., тогда же принимались меры по улучшению качественной структуры ресурсной базы. В то время было принято совместное решение Миннефтепрома и Мингео о подготовке и передаче с баланса Удмурт-геологии на баланс «Удмуртнефти» некоторых месторождений, в том числе Бы-гинского, Смольниковского, Ломовско-го, Областновского, Ончугинского и др. Решение являлось своевременным с уче-
том объективных показателей истощения длительно разрабатываемых месторождений, ухудшения качества структуры запасов и частичного высвобождения буровых мощностей. Принятое решение при его реализации позволяло улучшить качественную структуру запасов. При этом абсолютный объем начальных извлекаемых запасов увеличился на 32 млн. т и появилась возможность поддерживать годовую добычу 1989 г. (8517 тыс. т) за счет залежей среднего карбона (типа Быгинского месторождения). В результате частичной реализации решения о передаче худших по качеству запасов из года в год наблюдается резкий рост доли трудноизвлекаемой нефти. Так, если в 1986 г. она составляла около 19 %, то в 1996 г. возросла до 37 %.
На 1997 г. остаточная ресурсная база ОАО, являющаяся основой для планирования добычи, доразведочных и поисковых работ, складывается из остаточных извлекаемых запасов промышленных категорий по залежам, разрабатываемым или подготовленным для разработки; запасов, предварительно оцененных и требующих подтверждения для перевода в промышленные категории или списания как неподтвердившихся после комплекса разведочных работ в количестве 21 млн. т; перспективных ресурсов на неопоискован-ных объектах в количестве 7 млн. т. Условно переведя все ресурсы в промышленные категории, т. е. подготовленные к разработке с учетом коэффициентов перевода из предварительно оцененных с коэффициентом перевода 0,8 и из перспективных с коэффициентом 0,5, получим, что суммарная величина их увеличивается на 8 %. При этом условно переведенные запасы нефти фактически содержатся в низкопродуктивных краевых частях месторождений, существенный объем их рассредоточен на значительном удалении от дейст-
40 3/1998
вующих промыслов и контролируется мелкими структурными образованиями с перспективными извлекаемыми ресурсами менее 1 млн. т.
Отмеченное не позволяет ОАО "Уд-муртнефть наращивать объемы производства, наличие же незначительных резервов ресурсной базы и применение прогрессивных технологий эксплуатации залежей в ограниченных масштабах приводят к снижению темпов падения добычи нефти.Кроме того, в результате неизбежного нарушения начальных термобарических условий из-за отставания организации закачки на разрабатываемых объектах дальнейшая выработка осложняется возрастанием степени изменения структурно-механических свойств неф-тей. В условиях месторождений УДмуртской Республики на эти процессы влияют асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). По мнению экспертов [3], при эксплуатации таких объектов текущие дебиты скважин и КИН будут небольшими в результате выпадения в пористой среде из нефтей парафина и ас-фальто-смолистых веществ в виде твердой фазы, которые приобретают структурно-механические свойства, и кажущаяся вязкость возрастает в 4 раза и более. Только по этой причине утвержденные ГКЗ коэффициенты извлечения нефти недостижимы, потери неизвлеченной нефти составят около 30 %. Для более полного извлечения нефти предлагается поддерживать начальные пластовые давления и температуры в разрабатываемых объектах. Если работа на объектах акционерного общества по поддержанию пластового давления проводится в промышленных масштабах на необходимом уровне, то воздействие, в том числе на температурный фактор, ведется на единичных объектах, на других - температура закачиваемой воды ниже пластовой.
В настоящее время пластовые температуры необходимо поддерживать в 16 объектах разработки Чутырско-Киен-гопского, Мишкинского, Красногорского, Ельниковского, Ижевского, Восточно-Красногорского, Бегешкинского, Кезского, Лиственского, Кырыкмасско-го, Сундурско-Нязинского, Лозолюк-ско-Зуринского и Котовского месторождений. Имеющиеся технологии поддержания пластовой температуры объектов, содержащих нефти вязкостью менее 10 мПа-с, с небольшими энергетическими затратами могут найти применение для верей-башкирских объектов разработки на Бегешкинском, Кезском, Лозо-люкско-Зуринском месторождениях; для башкирских объектов разработки Чу-тырской площади Чутырско-Киенгоп-ского месторождения, Мишкинского, Красногорского, Сундурско-Нязинского месторождений; для кыновского объекта разработки Ижевского месторождения.
На примере месторождений Сарапуль-
ского НГДУ предлагается один из вариантов концептуального подхода к сохранению и возможному наращиванию темпов добычи нефти.
Сарапульским НГДУ разрабатываются основные по запасам нефти Ельников-ское, Кырыкмасское, Котовское и Ончу-гинское месторождения. Все они сходны по геологическому строению и относятся к Арланскому типу. Нефтеносность связана с трудноизвлекаемыми каширо-по-дольскими, верейскими и турнейскими карбонатными отложениями, а также с наиболее продуктивными и разрабатываемыми визейскими терригенными отложениями. Начальные промышленные запасы нефти Ельниковского месторождения распределяются следующим образом: на каширо-подольские пласты приходится около 22 %, на визейские - около 74%, на турнейские - около 3% всех извлекаемых запасов. В первичных документах на разработку месторождения ви-зейский и турнейский объекты выделены как самостоятельные, а каширо-подоль-ский - как возвратный. За почти двадцатилетний период разработки Ельниковского месторождения из визейского объекта отобрано около 60%, из турнейско-го - около 2% начальных извлекаемых запасов нефти при достигнутых текущих КИН, равных соответственно 0,25 и 0,018, тогда как утвержденные ГКЗ конечные КИН составляют соответственно 0,416 и 0,162. Разница весьма существенна и кроме обычного заводнения, позволяющего интенсифицировать процесс выработки запасов нефти, но не достичь полноты извлечения, требуются технологии, направленные на достижение проектных КИН.
Турнейский объект в процессе разработки из-за повышенной неоднородности фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и высокой вязкости нефтей является низкодебитным с прогрессирующим обводнением продукции в первые месяцы эксплуатации скважин, поэтому почти весь турнейский фонд добывающих скважин до достижения максимального уровня добычи переведен на визей-ский объект. В технологическую схему внесены коррективы и турнейский объект отнесен к возвратному с визейского. Тем не менее, находящаяся в эксплуатации на турнейские отложения одна скв. 3752 имее
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.