Принципы классификации и высокоэффективной разработки месторождений с трудно извлекаемыми запасами углеводородов

Объекты, содержащие нефти, у которых давление насыщения  нефти газом близко или равно начальному пластовому давлению - в большинстве случаев такие нефти имеют низкую газонасыщенность. Выработка запасов такой нефти осуществляется с обязательным применением методов ППД. Такие залежи, как и в предыдущем случае, могут относиться к категории с трудноизвлекаемым запасам нефти при наличии и других отрицательных геологических факторов.

Объекты тяжелой высоковязкой нефти с природным режимом  любой характеристики – требуют обязательного применения технологий воздействия на пласт агентами, повышающими фильтрационную характеристику пластовой нефти (наиболее эффективными технологиями являются методы теплового воздействия). Такие объекты, безусловно, относятся к типу с трудноизвлекаемыми  запасами нефти.

Положение 7 –  региональная или общеотраслевая потребность  в нефти как энергетического, так и химического сырья на данном этапе времени и ближайшую  перспективу.

Заинтересованность государства  в высоких темпах добычи нефти в основном связана или с вводом в разработку крупных нефтяных месторождений, запасы нефти которых, составляют от 100 и более миллионов тонн, или  месторождений, не требующих больших капиталовложений для выработки запасов нефти (как, правило, легкой характеристики).  Многочисленный отечественный опыт показывает, что при вводе в разработку крупных нефтяных месторождений особая сложность возникает с выбором и внедрением технологических процессов выработки запасов нефти. В абсолютном большинстве случаев, при разработке таких месторождений применяются методы внутриконтурного нагнетания воды и, как следствие, возникает прогрессирующий рост обводнения добываемой продукции до экономически нерентабельных пределов (более 90 %). При этом выработка извлекаемых запасов нефти остается на относительно низком уровне. Так, например, по Западно-Сибирьскому уникальному Самотлорскому месторождению обводненность добываемой продукции достигла 92 % при выработке извлекаемых запасов всего в пределах 65 %..  По Ромашкинскому месторождению Урало-Волжской провинции – при обводненности, также, более 90 %, извлекаемые запасы нефти истощены на 88 %.

Таким образом, при решении  проблем положения 7 следует особое внимание уделять проектированию и  применению высокоэффективных технологий выработки запасов углеводородов с учетом всех базовых факторов, присущих данному месторождению, и с обязательной оценкой технико-технологической и экономической степени сложности выработки запасов нефти в перспективе.

В четвертой  главе приведены примеры классификации месторождений Западной Сибири и Северного Кавказа с заключением по принципам эффективной их разработки.

В полном виде приведем пример исследования по Новодмитриевскому месторождению.

Новодмитриевское  месторождение (Краснодарский край) - расположено в 25 км от г. Краснодар.

Объектом исследований является залежь нефти кумского горизонта  эоценовых отложений. Толщина продуктивных прослоев - 0,2 - 4 метра.

Начальное пластовое  давление, приведенное к абсолютной отметке середины этажа нефтеносности, составляло 30 МПа.

Пористость коллекторов  изменяется от 4,2 % до 29,8 %, а проницаемость (по керну) – от 0 до 0,359 мкм².

Свойства пластовой  нефти изменяются в широких пределах в зависимости от глубины залегания. Приведем средние их значения:

- газосодержание – 160 м³/т,

- давление насыщения  – 21,3 МПа, 

- плотность дегазированной  нефти - 0,845 кг/м³),

- вязкость – 0,360 мПа.с,

- пластовая температура  – 89 ⁰С.

Пробуренный фонд скважин: всего - 170 шт., в том числе: добывающих 150 и нагнетательных - 20 шт.

Нагнетательные скважины расположены в приконтурной части  залежи и по длинной оси брахиантиклинали.

Накопленная добыча нефти  по состоянию на 01.01.2009 г. – 8235 тыс.т (текущий КИН=0,509).

Исходные данные к  расчетам критериев базовых положений, результаты расчетов и сводные показатели степени сложности выработки запасов нефти приведены в таблицах 1 и 2.

 

Таблица 1 Исходные данные и результаты расчетов по залежи нефти кумского горизонта Новодмитриевского месторождения 

 

Базовое положение	Критерии	Исходные  данные для расчета коэффициентов критериев	Значения    критериев
1 - Географическое	К(УКЗ)   К(УЭР)	ΣКВ=37,4 млн.р,   ΣЭЗ=1244 млн.р 8230 тыс.т,         Цу=13286 р/т     ΣДР=1281,4 и  ΣВРП= 1883,3 млн.р.,	К(УКЗ)=0,012, К(УЭР)=0,680
2 - Климатическое	- « -	-  «  -	-  «  -
3 – Геологическая  расчлененность, глубина	К(ВП)F К(ВП)v К(Н)	Fзал, = 20180 тыс.м2   hэфзал= 17,5 м, К(F) = 1, К(V), = 1, Н = 2600 м	К(ВП)F=1 К(ВП)v=1  К(Н)=0,650
4 – Коллекторская характеристика	К(КХ)1 К(КХ)2	µн=0,260 мПа.с,     k/μн = 0,231 мкм2/мПа.с hзал = 20180 тыс.м2	К(КХ)1 = 0,043 К(КХ)2=0,043
5 - Свойство нефти	К(ФХ)	µн = 0,260 мПа.с	К(ФХ) = 0,026
6 – Природное режимное состояние	К(Рпл) К(Г) К(ПФ)кс К(ПФ)тоф К(Рнас)	Рплнач=29 Па,Ргс=26 МПа, Гои = 160 м3/т,  ПФои= 1,6 %, Рнас = 23 МПа	К(Рпл)=0,897, К(Г)=0,375, К(ПФ)кс=1,250, К(Рнас)=0,793
7 – Государственная политика	К(ТЭ)	.	К(ТЭ)>1

 

 

Таблица 2 - Сводные кумского горизонта Новодмитриевского месторождения

Базовые положения	Краткая характеристика эксплуатационных объектов	Коэфф. критериев	Заключе-ние
1 - Географическое размещение  эксплуатационных объектов	Благоприятные равнинные  условия с развитой сетью шоссейных дорог.Удаленность от го -рода: Краснодара-:25 км.	К(УКЗ)=0,012, К(УЭР)=0,680	Положи- тельное
2 - Климатические и  сейсмические условия района размещения объектов	Благоприятные условия: среднегодовая температура - +11 0С, колич. осадков–1000 мм. Район без сейсмоаномалий.	- «-	- « -
3 -  Особенности геологического (структурного) строения продук-тивных отложений. Глубина залегания	Складка - брахиантиклинальная, многопластовый разрез, глубина залегания – 2600 м, начальные запасы нефти – 8230 тыс.т, газосодержание пластовой нефти – 160 м3/т.	К(ВП)=1, К(ВП)=1v К(Н)=0,650	Положи-тельное
4 - Коллекторские (фильтрациионные) свойства продуктивных отложений	Тип коллектора – терригенный (алевралит),  коэффициенты: k/μн = 0,231 мкм2/мПа.с и Гидропроводности – 4,043 мкм2м /мПа.с	К(КХ)1 = 0,043 К(КХ)2=0,043	Положи-тельное
5 - Физико-химическая  характеристика пластовых углеводо-родных флюидов	Пластовая нефть: Гои=160 м3/т,ПФои=1,6 %,Рнас = 23 МПа. Содержание в нефти парафиновых фракций – 1,6 %.	К(ФХ) = 0,026	Положи-тельное
6 - Гидродинамическое – режимное состояние эксплуатационных объектов	Начальное пластовое давление – 29 МПа,   запас упругой энергии над давлением насыщения – 1,261. Применяемая технология воздействия на пласт – приконтурное и внутриконтурное заводнение.	К(Рпл)=0,897, К(Г)=0,375, К(ПФ)кс=1,250, К(Рнас)=0,793	Положи-тельное
7 - Государственная политика в потребности нефти	Государственная заинтересо-ванность добычи нефти – высокая.	К(ТЭ)>1	Положи- тельная

Заключение - залежь нефти  кумского горизонта Новодмитриевского месторождения относится к высокоэффективному объекту разработки по всем базовым положениям.

Проведены исследования по залежи ПК₁ Северо-Комсомольского месторождения (Западная Сибирь), Славянскому газовому месторождению (Краснодарский край) и Старогрозненскому месторождению (Чеченская республика). Сделаны выводы об эффективности для современной разработки данных эксплуатационных объектов.

Основные выводы и рекомендации

1.  Создана аналитическая  модель классификации месторождений  углеводородов, учитывающая обширный  комплекс базовых положений, осложняющих  выработку запасов углеводородов (нефти и газа). В основе модели лежит многофакторный анализ, включающий практически все природные характеристики месторождений и экономические факторы, влияющие на технологическую особенность их разработки и инвестиционные капиталовложения.

2. Сформулированы основные положения научного обоснования и практического использования методики многофакторной классификации всех типов месторождений углеводородов - нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных, позволяющей количественно определять степень сложности выработки запасов углеводородов.

 3. Разработана методика аналитического определения количественных показателей критериев всех заданных базовых положений.

4. Введено понятие:  «степень сложности выработки  запасов углеводородов» с пятибалльной схемой оценки для ранжирования ввода новых месторождений в промышленную разработку.

5. В качестве примера  приведены практические исследования  многофакторной классификации  месторождений: нефтяных, нефтегазовых и газовых Западной Сибири и Северного Кавказа

6. Выполненная работа дает возможность решения не индивидуальных задач разработки месторождений углеводородов, а связана с решением отраслевых проблем по эффективному вводу в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.

7. Рекомендуется организация составления и ввода в действие отраслевого Руководящего Документа многофакторной классификации месторождений углеводородов с обязательным проведением классификационных исследований на этапе подсчета запасов углеводородов и проектирования опытно-промышленной разработки.

 

Результаты  исследований опубликованы в следующих  изданиях:

1. Иванова И.С., Кулешков И.В. Обоснование увеличения нефтеотдачи методом закачки нефтяного газа в палеозойские отложения нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири. М., Научно-Технический вестник ОАО НК «Роснефть» №2, 2008, с. 11-15.
2. Джалалов К.Э., Кулешков И.В., Савченко А.П., Моллаев З.Х. Обоснование принципов разработки месторождений с аномально высоким пластовым давлением. М., «Нефтяное хозяйство», № 11, 2008, с. 25-27.
3. Басниев К.С., Кондратьев Н.А., Колбиков В.С., Кулешков И.В., Данильченко О.Н., Колбикова В.В., Островская Н.В. Классификация эксплуатационных объектов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. Тезисы доклада на IX Научно-практической конференции: «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Небуг, Краснодарский край, сентябрь, 2009, с. 27.
4. Кулешков И.В., Колбиков В.С. Классификация эксплуатационных объектов (залежей, месторождений) с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. (В порядке обсуждения). М., «Нефтяное хозяйство», № 6, 2010, с. 39-43
5. Кулешков В.И., Колбиков В.С., Басниев К.С. Классификация нефтегазовых эксплуатационных объектов с оценкой степени сложности выработки запасов углеводородов. М., «Технологии нефти и газа», №2, 2010, с. 29-38.
6. Кулешков В.И., Колбиков В.С., Данильченко О.Н. Уравнение сферического притока нефти к скважине, вскрывающей массивную залежь анизотропного пласта. М., «Технологии нефти и газа», №4, 2010, с. 42-44.
7. Кулешков И.В., Колбиков В.С. , Данильченко О.Н. Уравнение сферического притока нефти к скважине и закономерность формирования фильтрационных токов при дренировании массивных гидродинамически единых эксплуатационных объектов углеводородов. Тезисы доклада на межрегиональном Пагуошском симпозиуме «Наука и высшая школа Чеченской республики: перспективы развития межрегионального и международного научно-технического сотрудничества», Грозный, апрель, 2010, с. 214.
8. Кулешков И.В., Уздиева Н.С. Классификация месторождений Чеченской Республики с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов с целью обоснования эффективной их доразработки.  Тезисы доклада на межрегиональном Пагуошском симпозиуме «Наука и высшая школа Чеченской республики: перспективы развития межрегионального и международного научно-технического сотрудничества», Грозный, апрель, 2010, с. 216.
9. Кулешков И.В., Колбиков В.С. Методика многофакторной классификации месторождений Чеченской Республики с оценкой степени сложности выработки запасов углеводородов. Тезисы доклада на межрегиональном Пагуошском симпозиуме «Наука и высшая школа Чеченской республики: перспективы развития межрегионального и международного научно-технического сотрудничества», Грозный, апрель, 2010, с. 215.
10. Эскерханов М.З., Кулешков И.В., Уздиева Н.С., Данильченко О.Н., Соловьева В.Н., Сапронов А.В. Решение проблемы довыработки остаточных запасов нефти на старых месторождениях (на примере Октябрьского месторождения).  Тезисы доклада на межрегиональном Пагуошском симпозиуме «Наука и высшая школа Чеченской республики: перспективы развития межрегионального и международного научно-технического сотрудничества», Грозный, апрель, 2010, с. 241-243.