ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

На текущий момент крупные нефтяные месторождения Татарстана находятся на поздней и завершающей этапах разработки, в результате все актуальнее становится задача поддержания текущих уровней добычи нефти. Также отмечается повышение  доли  трудноизвлекаемых запасов карбонатных отложений, которые по состоянию на  2020 год составляют порядка 40 % от всех балансовых запасов (рисунок 1) [1].

Рисунок 1. Распределение текущих извлекаемых запасов нефти

Динамика показывает, что в ближайшее десятилетие добыча нефти из карбонатных коллекторов может сравняться с добычей из терригенных. Именно по этой причине необходимо особое внимание уделить трудностям, с которыми сталкиваются при разработке карбонатных коллекторов.

Наиболее существенное отличие данных коллекторов от других типов проницаемых пород – их исключительная неоднородность, обусловленная широким развитием вторичных процессов (трещинность и кавернованность). В условиях Татарстана эти факторы усугубляются высокой вязкостью добываемой продукции, вследствие чего при применении традиционных методов разработки расчетная нефтеотдача не превышает 22 %.

Нефтеносные карбонатные коллекторы на территории Республики Татарстан содержатся в отложениях карбонатного девона, нижнего карбона, среднего карбона и верхней перми.[2]

В разрезе по отложениям карбонатного карбона основные запасы сосредоточены в отложениях башкирского и турнейского ярусов, при этом последний активно вовлечен в разработку (рисунок 2).

Рисунок 2. Распределение текущих извлекаемых запасов нефти в структуре карбонатных отложений

Башкирский объект, несмотря на значительные запасы, имеет низкую выработанность и недостаточно вовлечен в разработку. Это выражается наименьшим значением накопленной добычи – 10,7 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), что свидетельствует о том, что залежи башкирского объекта находятся на начальной стадии разработки.

В связи с этим одной из первостепенных задач является создание и внедрение в производство новых способов разработки и технологий воздействия на объекты башкирского яруса применительно к условиям месторождений Республики Татарстан с целью улучшения технико- экономических показателей разработки.

Низкие темпы выработки запасов карбонатных коллекторов объясняются рядом геолого-физических характеристик пластов: литологическая неоднородность, трещинность, кавернозность коллекторов, высокая вязкость и малая продуктивность. В результате, исторически пласты в проектных документах на разработку месторождений Республики Татарстан карбонатные коллектора рассматриваются как возвратные.

Физико-химические свойства (ФХС) пластовой нефти залежей среднего карбона сильно варьируются: давление насыщения – от 0,6 до 3,85 МПа, вязкость – от 37 до 550 мПа·с, плотность – от 852 до 949 кг/м³, газовый фактор – от 2,6 до 10 м³/т. Пластовое давление – 8–9 МПа, пластовая температура – от 15 до 20 °С. В поверхностных условиях ФХС нефти следующие: плотность – от 880 до 966 кг/м³, содержание парафина – от 2,5 до 3,5 %, асфальтенов – от 3 до 12 %, серы – от 2,5 до 5 % [1].

Таким образом, содержащаяся в залежах нефть относится к высоковязкому, битуминозному, высокосмолистому типу.

Исследования показывают, что с увеличением вязкости нефти растет влияние неоднородности структуры порового пространства на механизм вытеснения нефти из коллектора. Данный факт объясняется тем, что в высоковязкой нефти, как правило, содержится значительно больше полярных компонентов, способных гидрофобизировать поверхность породы и стимулирующих образование на границе с водой «жестких» межфазных пленок.

В свою очередь, в гидрофобном коллекторе по сравнению с гидрофильным сильно проявляет себя неоднородность в направлении нормальному потоку, так как в этом случае уменьшается возможность выравнивания фронта вытеснения за счет капиллярного вытеснения нефти из тонких поровых каналов.

Также моделирование процесса фильтрации жидкости в трещиноватых средах осложняется рядом факторов:

− анизотропией проницаемости в различных направлениях;

− высокой сжимаемостью трещинных сред (значительная зависимость ФЕС от эффективного давления);

− перетоками жидкости из трещин в блоки и из блоков в трещины.

Как следствие, при разработке карбонатных объектов традиционные методы воздействия недостаточно эффективны. В частности, закачка в пласт воды не всегда дает положительные результаты в виде прироста добычи нефти, увеличение текущего и конечного КИН, снижения обводненности продукции, улучшения технико-экономических показателей [2].

Для определения основных направлений флюидопроводимости и каналов гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами применяют индикаторные исследования межскважинного пространства. Основой использования результатов исследования является анализ параметров трассирования фильтрационных потоков, к которым относятся: проницаемость, объём, производительность каналов гидродинамической связи и доля воды, поступающая по таким каналам от общего объёма воды, добываемой скважиной. Данная информация становится доступной после количественной интерпретации результатов исследования.

В 2018г. на Зай-Каратайской площади Ромашкинского месторождения были проведены закачки различных химических трассеров [3].

Объектом наблюдения послужил ряд добывающих скважин №№1799, 1799А, 1690, 6580Б, 1798, 26780, 2074А (рисунок 3).

Рисунок 3. Выкопировка карты разработки участка скважины №1690Б Зай-Каратайской площади

Закачка индикатора была проведена 31.08.2018 г., совместно с представителями ЦППД.

Отбор проб осуществлялся персоналом ЦДНГ на следующий день после закачки маркера и проводился с периодичностью от ежедневного отбора в течение первой недели, до 2 раз в неделю к окончанию периода наблюдения, который составил 1 месяц (4 недели).

Индикатор был достоверно зафиксирован в скважинах №№ 1799А, 1690, 6580Б, 26780, 2074А. пробы со скважин №№1798, 1799 также поступали полностью безводными.

Динамика выноса маркера для всех направлений добывающих скважин достаточно схожа – высокое значение концентрации маркера в первых сутках наблюдения, с последующим его снижением до 10-15 суток наблюдения, после чего опять наблюдается рост концентрации.

Всего на поверхность было извлечено 15 г. красителя, что составляет 1,5% от его закачанного объема. Распределение индикатора по скважинам показано на рисунке 4.

Рисунок 4. Фильтрационный поток от нагнетательной скважины №1690Б Зай-Каратайской площади

Основные пути флюидопроводимости были выявлены в западном и северо-западном направлениях (скв. №№6580Б, 1690), откуда суммарно было извлечено более 70% от общего зафиксированного красителя.

Аналогичные исследования по некоторым другим участкам показывают, что практически по всей площади карбонатных коллекторов Зай-Каратайской площади наблюдается отсутствие гидродинамического воздействия на ряд добывающих скважин, что связано в первую очередь с зональной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств пласта.

На текущий момент разработка трещиноватых коллекторов осуществляется по аналогии с поровыми коллекторами по классической схеме - расстояние между скважинами составляет 300-500 м. Между тем, исследования показали, что наблюдается сильная зависимость КИН от плотности сетки скважин - 300 х 300 м, 400 х 400 м являются предельными величинами разряжения сетки скважин для карбонатных коллекторов.

Выполненные многочисленные гидродинамические и технико-экономические расчеты показали, что максимальная эффективность при разработке карбонатных коллекторов месторождений на территории Республики Татарстан достигается при сетке скважин 150 x 150 м. Дальнейшее уплотнение обеспечивает большую накопленную добычу нефти, однако при этом чистый дисконтированный доход снижается.[2]

Выводы:

Современный этап разработки месторождений Республики Татарстан характеризуется смещением акцентов в сторону повышения интенсификации отбора запасов нефти карбонатных коллекторов.

Представленные в работе результаты трассерных исследований на Зай-Каратайской площади Ромашкинского месторождения показали недостаточную эффективность заводнения карбонатных коллекторов  при существующей сетке скважин. Доказано, что практически по всей площади находится часть добывающих скважин, на которые из-за особенностей ФЕС залежи не оказывают воздействие работающие нагнетательные скважины.

Повышение эффективности разработки возможно при уплотнении сетки скважин с существующих показателей 300х300 м до 150х150 м.

Список литературы:

1. Хабирова Л.К. Совершенствование технологии извлечения нефти из карбонатных коллекторов на основе разномасштабных исследований: дис. канд. техн. наук. – Москва, 2018. – 118 с.
2. Бакиров А.И. Совершенствование технологии извлечения нефти заводнением из карбонатных коллекторов месторождений: автореф. дисс.канд. техн. наук. – Бугульма, 2018. – 23 с.
3. Отчет по теме: проведение трассерных исследований. – Бугульма,2018. – 57 с.