Интенсификация добычи высоковязкой нефти Опалихинского месторождения

Юшков И.Р.; Цветков Г.А.; Yushkov I.R.; Tsvetkov G.A.

doi:10.17072/psu.geol.16.1.84

Интенсификация добычи высоковязкой нефти Опалихинского месторождения

Автор: Юшков И.Р., Цветков Г.А.

Журнал: Вестник Пермского университета. Геология @geology-vestnik-psu

Рубрика: Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Статья в выпуске: 1 т.16, 2017 года.

Бесплатный доступ

Одним из важнейших проблемных аспектов при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть, является получение достоверной и оперативной информации о комплексе параметров, необходимых для контроля методов повышения нефтеотдачи пластов, увеличения темпов добычи нефти, снижения обводненности продукции. Проблема приобретает особую актуальность при разработке Опалихинского месторождения, запасы нефти которого отнесены к категории трудноизвлекаемых из-за высокой вязкости в пластовых условиях (87,1 мПасс) и низкой проницаемости пласта (0,032 мкм2). На основании лабораторных исследований составлена и утверждена технологическая схема разработки Опали-хинского месторождения с применением метода щелочного заводнения, в которой предусмотрено создание оторочки однопроцентного водного раствора щелочи объемом 0,25 нефтенасыщенного объема пор и последующих методов циклического, системного и комплексного воздействия с получением дополнительной добычи нефти. Результаты гидродинамических исследований указывают на изменения коэффициентов продуктивности, гидропроводности и проницаемости пласта. Применение методов повышения нефтеотдачи позволяет удерживать добычу нефти на достаточно высоком уровне на протяжении 30 лет. Остаточный эффект в виде дополнительной добычи нефти наблюдается и после прекращения воздействия избранного метода. При реализации методов повышения нефтеотдачи получена дополнительная добыча нефти, которая в сумме составляет 771,3 тыс. т, прирост КИН - 11,1%.

Еще

Щелочное заводнение, карбонатный коллектор, прирост нефтеотдачи, вязкость нефти, циклическая закачка, системное воздействие, потокометрические и гидродинамические исследования, коэффициент продуктивности, гидропроводность, проницаемость

Короткий адрес: https://sciup.org/147201009

IDR: 147201009 | УДК: 622.276.43:661.3 | DOI: 10.17072/psu.geol.16.1.84

Intensification of highly-viscous oil recovery at the Opalikhinskoe field

Obtaining a reliable and quick information about parameters needed to control methods of Enhanced Oil Recovery (EOR), increase of the oil production rate, and a reduction of the water cut is one of the main problems in the development of heavy oil fields. This problem is of most concern while developing Opalikhinskoe oil field containing the difficult oil reserves due to high oil viscosity and low reservoir permeability. The results of the laboratory studies allowed to work out the plan of Opalihinskoe field development based on the method of alkaline flooding that forms a surfactants to lower interfa-cial tension inside the porous reservoir. Accompanied with the cyclic, systematic, and integrated stimulation, it allowed increasing the oil production. The results of well tests indicate changes in productivity indexes of hydraulic conductivity and permeability. Application of the Enhanced Oil Recovery methods allows supporting the oil production at a high level for 30 years. Residual effect of higher oil production continues after ending the implementation of these methods.

Еще

Текст научной статьи Интенсификация добычи высоковязкой нефти Опалихинского месторождения

Опалихинское месторождение, открытое в 1967 г., расположено в юго-западной части Пермского края, в Частинском районе, в 140 км от краевого центра г. Перми. На месторождении промышленно нефтеносны верхнедевонско-турнейский карбо- натный (пласт Т), визейский терригенный (пласты Бб, Тл2) и верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш) нефтегазоносные комплексы. Их разработку ведёт ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Запасы нефти пласта Т отнесены к катего-

рии трудноизвлекаемых из-за высокой вязкости нефти в пластовых условиях – 87,1 мПас ⋅ с и низкой проницаемости пласта – 0,032 мкм² (Зотиков и др., 2012; Иванова, 1976; Максутов и др., 2005). На основании положительных результатов проведенных лабораторных исследований (Тульбович, Михневич, 1977; Борсуцкий, 1991; Митрофанов, Злобин, 2003) составлена и утверждена технологическая схема разработки Опалихинского месторождения, в которой предусмотрено создание оторочки 1% водного раствора щелочи объемом 0,25 нефтенасыщенного объема пор, сделан расчет необходимого количества реагента в количестве 31,474 тыс. т и продолжительности закачки раствора 20 лет. Технологическая схема утверждена ЦКР в 1981 г.

Разработка Опалихинского месторождения началась на естественном режиме в 1979 г., в следующем году была частично организована закачка пресной воды, которая впоследствии была организована на всей внутриконтурной части залежи. Раствор щелочи был закачен в 1987-1990 гг. на западной части, а в дальнейшем на всей внутриконтурной турнейской залежи (Михневич и др., 1994; Юшков и др., 2013). Продвижение созданной оторочки раствора щелочи закачиваемой водой происходило в 1990-1994 гг. За это время дополнительно получено 135,0 тыс. т нефти. Остаточный эффект от реализации метода длится и после прекращения закачки раствора. По сравнению с базовым вариантом по состоянию на 1.1.2016 дополнительная добыча нефти составляет 375,2 тыс. т. Циклическая закачка воды организована в 1995-2000 гг. За этот период дополнительно получено 54,4 тыс. т нефти. Остаточный эффект от реализации метода также наблюдался и после прекращения воздействия до 2009 г., по состоянию на 1.1.2010 он составил 79,4 тыс. т.

Период с 2001 по 2010 г. характеризуется реализацией и проведением систем- ного заводнения, за этот период дополнительно получено 203,7 тыс. т нефти. Эффект от реализации системного заводнения также продолжается и в последующие годы.

Дополнительная добыча нефти по состоянию на 1.1.2016 составляет 255,5 тыс.т. Период с 2011 по 2015 и в последующие годы характеризуется реализацией и проведением комплексного воздействия. За этот период дополнительно получено 61,2 тыс. т нефти. Остаточный эффект от реализации каждого метода продолжается после прекращения воздействия, дополнительная добыча нефти по всем методам по состоянию на 1.1.2016 в сумме составляет 771,3 тыс. т, прирост КИН – 11,1%.

При реализации каждого метода обводненность продукции заметно снижается в первые годы, особенно при щелочном и системном воздействии, затем увеличивается, к 2015 г. она достигла 75,8%. Основные технологические показатели добычи нефти и обводненности продукции показаны на рис. 1. Эффект от реализации щелочного заводнения, системного и комплексного воздействия не исчерпан, он продолжается и в последующие годы.

Динамика показателей разработки добывающих скважин показана на примере скв. 414, расположенной внутри элемента с нагнетательными скв. 405, 410, 420, 494.

На рис. 2 показано, что добыча нефти при организации каждого нового метода воздействия возрастает до некоторого максимального значения, затем заметно снижается. Наблюдается и снижение обводненности продукции по всем добывающим скважинам. Это отражено на графике добычи нефти и обводненности продукции в целом по всему Опалихинскому поднятию. На добывающих скважинах с односторон-ним воздействием изменения этих параметров происходят более плавно и в более позднее время.

Рис. 1. Динамика добычи нефти при применении методов повышения нефтеотдачи и обводненности продукции по турнейской залежи: 1978–1986 гг. – ввод месторождения в разработку, организация заводнения; 1987–1994 гг. – щелочное заводнение; 1995–2000 гг. – циклическое заводнение; 2001–2010 гг. – системное заводнение; 2011–2015 гг. и далее – комплексное воздействие

Рис. 2. Динамика показателей разработки добывающей скважины 414, расположенной внутри

элемента

Таблица 1. Обобщенные результаты потокометрических исследований по нагнетательным скважинам западной группы Опалихинского месторождения

Скв.	Закачиваемый агент	Эффективная толщина, м	Принимая толщина, м	Доля принимающей толщины, %	Прием м³/сут	Давление закачки, мПа
405	Щёлочь	7	5,2	74,3	58	6,7
	Вода	7	2,4	34,3	47,4	9,9
410	Щёлочь	8,1	5,4	66,7	105,2	7,8
	Вода	8,1	3,6	44,4	55,9	9,2
420	Щёлочь	10	7	70,0	144,3	4,7
	Вода	10	3,8	38,0	96,6	5,8
423	Щёлочь	11	6	54,5	51,8	8,2
	Вода	11	4	36,4	80	10,2
433	Щёлочь	6,4	6,0	93,8	29	12,5
	Вода	6,4	2,0	31,2	22,2	10,0
494	Щёлочь	8,5	4,8	56,5	79	5,8
	Вода	8,5	2,4	28,5	51,3	8,0
Среднее по группе	Щёлочь	8,9	5,7	69,3	77,9	7,62
Среднее по группе	Вода	8,9	3,0	35,5	59,0	8,85

Таблица 2. Динамика показателей разработки по скважине 414

Год	Добыча нефти, т	Обводненность, %	Дебит нефти, т/сут	Год	Добыча нефти, т	Обводненность, %	Дебит нефти, т/сут
1980	71	0,0	2,1	1998	1502	24,7	4,1
1981	203	0,0	0,8	1999	1274	35,5	4,8
1982	523	0,0	2,0	2000	1479	32,4	4,1
1983	601	4,5	4,0	2001	1774	32,6	5,2
1984	1095	6,2	3,4	2002	1737	33,4	5,3
1985	724	2,7	2,3	2003	1404	33,5	3,9
1986	152	0,0	0,8	2004	803	64,2	2,3
1987	386	3,7	1,7	2005	857	67,3	2,4
1988	1144	12,5	3,6	2006	833	64,3	2,3
1989	1450	12,5	4,0	2007	1209	69,0	3,4
1990	1604	12,4	4,4	2008	901	77,5	2,5
1991	1660	5,4	4,6	2009	1258	75,4	3,5
1992	2205	17,2	6,0	2010	1467	73,0	4,0
1993	2231	19,7	6,2	2011	1711	63,8	4,8
1994	623	35,4	1,7	2012	1643	62,9	4,5
1995	1117	14,7	4,3	2013	1983	62,3	5,9
1996	1092	21,8	3,0	2014	1760	69,8	5,2
1997	984	24,5	2,7	2015	1080	97,8	3,2

Таблица 3. Результаты гидродинамических исследований по добывающей скв. 414

Дата исследования	Обводненность, %	Коэффициент продуктивности, м³/(сут мПа)	Гидропроводность, мкм²см/ (мПас)	Проницаемость, мкм²
23.06.1984	5,0	0,9	5,70	1,418
01.12.1984	5,0	0,7	0,94	0,234
01.12.1985	1,0	0,2	0,31	0,077
01.03.1986	0	1,2	0,66	0,164
06.03.1987	0	0,2	0,10	0,024
23.10.1987	5,0	0,6	0,43	0,107
01.12.1987	4,0	0,8	1,11	0,275
25.04.1988	12,6	0,5	0,13	0,023
11.11.1989	12,8	0,4	0,32	0,068
11.06.2000	37,4	0,6	0,84	0,720
03.04.2001	33,5	0,8	1,12	0,178
05.09.2007	70,0	3,6	4,08	1,010
08.02.2009	70,0	2,7	3,32	0,823
07.07.2013	59,5	3,5	4,38	1,087

Рис. 3. Результаты гидродинамических исследований по добывающей скважине 414, расположенной внутри элемента

Обобщенные результаты потокометрических исследований турнейской залежи по западному участку нагнетательных скважин 405, 410, 420, 494 и 423, 433 приведены в табл. 1, из них видно, что при закачке раствора щелочи выше приемистость скважин и принимающая толщина, ниже, чем при закачке воды, давление закачки.

Это свидетельствует об улучшении процесса при закачке щелочного раствора по сравнению с закачкой пресной воды. Подобная динамика имеет место по каждой добывающей скважине. Результаты гидродинамических исследований до- бывающих скважин также указывают на изменения коэффициентов продуктивности, гидропроводности и проницаемости пласта.

В большинстве случаев можно наблюдать тенденцию к снижению этих показателей при щелочном и циклическом воздействии. При системном воздействии в 2001-2010 гг. можно видеть изменения в сторону улучшения показателей, которые в последующее время уменьшаются, но остаются намного выше первоначальных при щелочном и циклическом воздействии (см. табл.2, 3, рис. 3). Это можно объяснить тем, что при закачке раствора и реакции щелочи с пластовой водой образуются осадки солей кальция и магния, которые заполняют высокопроницаемые пропластки, и раствор поступает в низкопроницаемые интервалы. Таким образом, увеличивается коэффициент охвата пласта заводнением. При системном воздействии и последующей закачке воды этот осадок продвигается по пласту от призабойной зоны и коэффициенты продуктивности, гидропроводности и проницаемости пласта увеличиваются. Разработка турнейской залежи Опалихинского месторождения по состоянию на 1.1.2016 позволила сделать ряд выводов.

Выводы

1. При реализация каждого метода повышения нефтеотдачи получена дополнительная добыча нефти, которая по всем методам в сумме составляет 771,3 тыс. т, прирост КИН – 11,1%.
2. Применение методов позволяет удерживать добычу нефти на высоком уровне на протяжении 30 лет.
3. Остаточный эффект в виде дополнительной добычи нефти продолжается и после прекращения метода воздействия.
4. Состояние разработки турнейской залежи Опалихинского месторождения
5. В соответствии с утвержденной программой контроля и регулирования процессов ведутся отбор проб по добывающим и нагнетательным

можно считать удовлетворительным: при высокой вязкости нефти (87,1 мПас ⋅ с) обводненность составляет 75,8%, а отбор нефти – 45,4%.

скважинам, замер дебитов и приемистости, гидродинамические исследования с последующим анализом.

Список литературы Интенсификация добычи высоковязкой нефти Опалихинского месторождения

Борсуцкий З.Р., Тульбович Б.И., Злобин А.А. Изучение остаточной нефти в поровом объеме пород-коллекторов импульсным методом ядерного магнитного резонанса//Нефтяное хозяйство. 1991. №10. С. 23-27
Зотиков В.И., Козлова И.А., Кривощеков С.Н. Геологические основы рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие. Пермь: Изд-во Перм.нац.исслед.политехн.ун-та, 2012. 169 с
Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра, 1976. 247 с
Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в Росссии (Электронный ресурс). 2005. URL:http://www. oilcapital. ru/edition/archives/technik-06.2005/81690/public/82177/shtml
Митрофанов В.П., Злобин А.А. Остаточная нефтенасыщенность и особенности порового пространства карбонатных пород/Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2003. 240с
Михневич В.Г., Гудков Е.П., Юшков И.Р. и др. Результаты щелочного заводнения на месторождениях Пермской области//Нефтяное хозяйство. 1994. №6. С.26-35
Тульбович Б.И., Михневич В.Г. Применение оторочки щелочи для повышения нефтеотдачи высоковязкой нефти//Нефтепромысловое дело. 1977. № 12. С. 5-9
Юшков И.Р., Ерофеев А.А., Юшков А.И. и др. Оценка результатов щелочного заводнения в Пермском крае//Нефтепромысловое дело. 2013. № 9. С. 57-63

Еще