Назначение методического руководства

Содержание

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ СЛАБОВЫРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАПАСОВ (ТУПИКОВЫЕ ЗОНЫ, ЛИНЗЫ, ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЗОНЫ, ЦЕЛИКИ В ЗАВОДНЕННЫХ ЗОНАХ, МИКРОСТРУКТУРЫ В ЗАВОДНЕННЫХ ЗОНАХ) С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ И НАКЛОННЫМИ СКВАЖИНАМИ, СКВАЖИНАМИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ И ВЕРТИКАЛЬНЫМИ БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ

РД 153 – 39.0 – 597 – 08­________________________________________________________________________________

Срок введения установлен с 01.01.2009

Срок действия до 31.12.2014

АННОТАЦИЯ

Руководящий документ «Методическое руководство по технологии разработки слабовырабатываемых запасов (тупиковые зоны, линзы, водонефтяные зоны, целики в заводненных зонах, микроструктуры в заводненных зонах) с горизонтальными и наклонными скважинами, скважинами с горизонтальными и вертикальными боковыми стволами» (далее по тексту – методическое руководство) является развитием указанных работ на основании изобретений [15 - 22] .

Важнейшим условием успешной производственной деятельности ОАО «Татнефть» и реализации рациональной разработки нефтяных месторождений и высокого коэффициента нефтеизвлечения являются эффективная эксплуатация фонда добывающих и нагнетательных скважин, обеспечение его экономической рентабельности путем интенсификации добычи нефти, ограничения добычи попутной воды, вовлечения в разработку рассредоточенных остаточных запасов нефти. В условиях высокой степени выработанности запасов нефти на месторождениях компании при существенном ухудшении их структуры, значительная часть из которых классифицируется как трудноизвлекаемые и приурочена к малопродуктивным участкам и залежам нефти, возникает необходимость широкого применения современных методов и технологий доразработки.

Основными задачами проектных документов разработки нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» являются обеспечение полной отработки запасов нефти и ввод в активную разработку, обеспечение дренирования всех находящихся на балансе невырабатываемых запасов нефти, находящихся в тупиковых, застойных зонах, отдельных линзах и полулинзах, в маломощных зонах, участках с подошвенной водой, слабопроницаемых зонах, песчаниках, не охваченных заводнением на стадии реализации проектных документов. С этой целью в компании применяются, в первую очередь, технологии с использованием проводки из малоэффективного, простаивающего, бездействующего фонда скважин боковых стволов (БС), в том числе с горизонтальным окончанием (БГС), гидроразрыв пласта, радиальное вскрытие продуктивного пласта, десятки видов обработки призабойной зоны скважин (ОПЗ). Одновременно с огромной работой по максимально эффективному использованию пробуренного фонда добывающих и нагнетательных скважин в компании ежегодно бурят значительное количество новых скважин, как на новых небольших месторождениях, так и на участках, содержащих объем нефти, представляющий экономический интерес. При этом, очевидно, целесообразно в максимально возможной степени учесть имеющийся опыт взаимного размещения добывающих и нагнетательных скважин. Основными руководящими документами, независимо от рекомендуемых и применяемых систем разработки, методов повышения нефтеотдачи, от особенностей геологического строения объекта разработки, формы собственности и т.д., при составлении проектных документов (проекта разработки, технологических схем, технико-экономических обоснований) остаются федеральные законы Российской Федерации, регламент составления проектов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, регламент на создание постоянно - действующих геолого-технических моделей нефтяных и нефтегазовых месторождений, методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии [13], а также методическое руководство по геолого-технологическому бурению горизонтальных, многозабойных скважин и боковых горизонтальных стволов [14].

Документ разработали:

Заместитель генерального директора - главный геолог ОАО «Татнефть» Р.С. Хисамов

Заместитель директора института «ТатНИПИнефть», доктор технических наук, заслуженный изобретатель Республики Татарстан Р. Г. Абдулмазитов.

Главный научный сотрудник института «ТатНИПИнефть», доктор технических наук, действительный член РАЕН Р.Т. Фазлыев

Заведующий отделом разработки, кандидат технических наук, лауреат госпремии Р. Г. Рамазанов

Старший научный сотрудник ООО «Наука» Л.М. Миронова

Общие положения и назначение методического руководства

Общие положения

Методическое руководство следует применять в следующих случаях:

- при составлении технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений, представленных терригенными и карбонатными коллекторами;

- при испытаниях и промышленном внедрении метода.

Рисунок - 4.1 Схема размещения горизонтальных скважин в

Анизотропном пласте

Рисунок - 4.2 Зависимости относительного дебита горизонтальных скважин от показателя анизотропии (kx/kz)

Получено аналитическое решение для дебита горизонтальной скважины, дренирующей анизотропный по трем направлениям пласт, представляющий собой прямоугольный элемент однорядной системы разработки. Построены рельефы зависимости относительного дебита ГС от направления ствола и соотношения проницаемостей (рисунки 4.3 и 4.4). За единицу принят дебит ГС в изотропном пласте. Некоторая асимметричность наблюдаемой картины связана, очевидно, с влиянием внутреннего фильтрационного сопротивления, которой в нашем случае зависит от соотношения проницаемостей во всех трех направлениях. По этой причине случаи не идентичны в смысле дебита.

Интересно следующее наблюдение: для любого угла j есть такое предельное соотношение при дальнейшем увеличении, которого дебит практически не увеличивается. Так, например, уже при угле около 5^о.

Рисунок - 4.3 График зависимости относительного дебита ГС от соотношения проницаемостей

Анализ полученных данных позволяет придти к следующим выводам.

Оптимальное направление ГС – в направлении минимальной проницаемости.

При высокой латеральной анизотропии (соотношение проницаемостей 10 - 100) отклонение угла направления ГС от оптимального даже на 15^о снижает дебит в 3 - 25 раз по сравнению с максимально возможным.

При низкой латеральной анизотропии (соотношение проницаемостей 2 -5) отклонение угла направления ГС от оптимального на 15^о снижает дебит примерно в полтора раза.

Угол фи – между осью скважины и осью абсцисс.

За единицу принят дебит при

Рассматриваемые ниже способы разработки нефтяных месторождений, представлены продуктивными пластами с различной геолого-физической характеристикой, отличающиеся рядом особенностей, с применением горизонтальных скважин и скважинами со вторыми стволами, являются реализацией теоретических основ, изложенных, в частности, в настоящем разделе.

5 Способы оптимальной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами – изобретения

Заключение

Важнейшей задачей нефтяных компаний, также как и ОАО «Татнефть», является стабилизация и при создании благоприятных условий, в первую очередь – экономических, увеличение добычи нефти за счет ввода в разработку новых залежей и месторождений, повышения эффективности эксплуатации уже введенных в эксплуатацию объектов.

Продуктивность новых скважин определяется, прежде всего, как размещением скважин относительно основных элементов залежи – распределения ее параметров – проницаемости, пористости, толщины, ее контуров, границ участков с различной характеристикой, в том числе и зон замещения и т.д. Эффективность бурения новых скважин существенным образом зависит, кроме природных факторов, от взаимного размещения добывающих и нагнетательных скважин, что уже определяется знаниями и опытом специалистов - геологов, разработчиков и экономистов, авторов проектных документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений. В этих условиях чрезвычайно важно спользование результатов современных научных исследований, в частности, нашедших отражение в изобретениях и заявках на изобретение. В настоящей работе изложены основные положения более чем десяти изобретений и заявок, которые могут найти достаточно широкое применение как на стадии составления технологических документов на разработку нефтяных месторождений, так и на этапе их практической реализации.

Дебит как новых, так и эксплуатируемых уже скважин во многом зависит от степени сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта на всех стадиях строительства скважин и ввода их в эксплуатацию и в последующий период функционирования.

Содержание

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ СЛАБОВЫРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАПАСОВ (ТУПИКОВЫЕ ЗОНЫ, ЛИНЗЫ, ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЗОНЫ, ЦЕЛИКИ В ЗАВОДНЕННЫХ ЗОНАХ, МИКРОСТРУКТУРЫ В ЗАВОДНЕННЫХ ЗОНАХ) С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ И НАКЛОННЫМИ СКВАЖИНАМИ, СКВАЖИНАМИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ И ВЕРТИКАЛЬНЫМИ БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ

РД 153 – 39.0 – 597 – 08­________________________________________________________________________________

Срок введения установлен с 01.01.2009

Срок действия до 31.12.2014

АННОТАЦИЯ

Руководящий документ «Методическое руководство по технологии разработки слабовырабатываемых запасов (тупиковые зоны, линзы, водонефтяные зоны, целики в заводненных зонах, микроструктуры в заводненных зонах) с горизонтальными и наклонными скважинами, скважинами с горизонтальными и вертикальными боковыми стволами» (далее по тексту – методическое руководство) является развитием указанных работ на основании изобретений [15 - 22] .

Важнейшим условием успешной производственной деятельности ОАО «Татнефть» и реализации рациональной разработки нефтяных месторождений и высокого коэффициента нефтеизвлечения являются эффективная эксплуатация фонда добывающих и нагнетательных скважин, обеспечение его экономической рентабельности путем интенсификации добычи нефти, ограничения добычи попутной воды, вовлечения в разработку рассредоточенных остаточных запасов нефти. В условиях высокой степени выработанности запасов нефти на месторождениях компании при существенном ухудшении их структуры, значительная часть из которых классифицируется как трудноизвлекаемые и приурочена к малопродуктивным участкам и залежам нефти, возникает необходимость широкого применения современных методов и технологий доразработки.

Основными задачами проектных документов разработки нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» являются обеспечение полной отработки запасов нефти и ввод в активную разработку, обеспечение дренирования всех находящихся на балансе невырабатываемых запасов нефти, находящихся в тупиковых, застойных зонах, отдельных линзах и полулинзах, в маломощных зонах, участках с подошвенной водой, слабопроницаемых зонах, песчаниках, не охваченных заводнением на стадии реализации проектных документов. С этой целью в компании применяются, в первую очередь, технологии с использованием проводки из малоэффективного, простаивающего, бездействующего фонда скважин боковых стволов (БС), в том числе с горизонтальным окончанием (БГС), гидроразрыв пласта, радиальное вскрытие продуктивного пласта, десятки видов обработки призабойной зоны скважин (ОПЗ). Одновременно с огромной работой по максимально эффективному использованию пробуренного фонда добывающих и нагнетательных скважин в компании ежегодно бурят значительное количество новых скважин, как на новых небольших месторождениях, так и на участках, содержащих объем нефти, представляющий экономический интерес. При этом, очевидно, целесообразно в максимально возможной степени учесть имеющийся опыт взаимного размещения добывающих и нагнетательных скважин. Основными руководящими документами, независимо от рекомендуемых и применяемых систем разработки, методов повышения нефтеотдачи, от особенностей геологического строения объекта разработки, формы собственности и т.д., при составлении проектных документов (проекта разработки, технологических схем, технико-экономических обоснований) остаются федеральные законы Российской Федерации, регламент составления проектов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, регламент на создание постоянно - действующих геолого-технических моделей нефтяных и нефтегазовых месторождений, методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии [13], а также методическое руководство по геолого-технологическому бурению горизонтальных, многозабойных скважин и боковых горизонтальных стволов [14].

Документ разработали:

Заместитель генерального директора - главный геолог ОАО «Татнефть» Р.С. Хисамов

Заместитель директора института «ТатНИПИнефть», доктор технических наук, заслуженный изобретатель Республики Татарстан Р. Г. Абдулмазитов.

Главный научный сотрудник института «ТатНИПИнефть», доктор технических наук, действительный член РАЕН Р.Т. Фазлыев

Заведующий отделом разработки, кандидат технических наук, лауреат госпремии Р. Г. Рамазанов

Старший научный сотрудник ООО «Наука» Л.М. Миронова

Общие положения и назначение методического руководства

Общие положения

Методическое руководство следует применять в следующих случаях:

- при составлении технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений, представленных терригенными и карбонатными коллекторами;

- при испытаниях и промышленном внедрении метода.

Назначение методического руководства

Одним из наиболее эффективных методов повышения нефтеизвлечения и целью сохранения достигнутого уровня добычи нефти в условиях прогрессирующего обводнения продукции скважин и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов является применение горизонтальной технологии, бурение и эксплуатация горизонтальных скважин (ГС), многоствольных скважин, бурение боковых стволов, в том числе и с горизонтальным окончанием (БГС), в частности, из обводненных или бездействующих по тем или иным причинам скважин.

До 1998 года эффективность ГС в компании оставалась невысокой. С приобретением ОАО «Татнефть» в 1998 году более совершенного навигационного и бурового оборудования было положено начало качественно новому этапу развития горизонтальной технологии (ГТ), о чем свидетельствуют результаты эксплуатации горизонтальных скважин в последние годы.

Основными задачами методического руководства, решаемыми с применением горизонтальной технологии при разработке залежей и месторождений нефти, являются:

- выработка запасов нефти под населенными пунктами и их санитарно- защитными зонами, природоохранными и курортными заповедниками;

- форсирование ввода запасов нефти в разработку;

- уменьшение затрат на тонну добытой нефти за счет уменьшения проектного фонда добывающих скважин и экономии на инфраструктуре;

- выработка запасов нефти из алевролитов и глиносодержащих коллекторов;

- интенсификация добычи нефти путем увеличения дебита добываемой продукции;

- снижение интенсивности обводнения добываемой продукции.

Методическое руководство предназначено для инженерно – технических работников, специалистов – работников науки и производства, практическая деятельность которых связана с проектированием и всем последующим комплексом работ по рациональной разработке нефтяных месторождений в соответствии с требованиями действующих законов Российской Федерации.

2 Краткая характеристика трудноизвлекаемых запасов месторождений Республики Татарстана

Все нефтяные месторождения Республики Татарстан (РТ), сложнопостроенные многопластовые и многозалежные. Основные запасы нефти в республике сосредоточены на Ромашкинском нефтяном месторождении, начальные извлекаемые запасы которо­го составляют более двух миллиардов тонн. Месторождение контролируется структурой первого порядка Южным куполом Татарского свода (ЮТС). Скло­новые части последнего на структурных планах по отражению «Д», «У» и «В» представляют террасовидное строение с падением в направлении Усть - Черемшанского, Нижнее -Камского, Актаныш-Чишминского, Бавлинского и Шалтинского прогибов.

Структура запасов нефти на месторождениях изменилась в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых. Крупные Ромашкинское, Бавлинское, Ново-Елховское, Первомайское месторождения, основные запасы ко­торых сравнительно легкой и малосернистой нефти приурочены к терригенным коллекторам кыновско - пашийского возраста, выработаны на - 87 % и более процентов. Более чем полувековая эксплуатация нефтяных месторождений республики изменила начальную структуру их запасов.

На нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть» наиболее вы­работанными являются высокопродуктивные коллектора терригенных отложе­ний нижнего карбона (тульский и бобриковский объекты), верхнего (кыновский и пашийский объекты) и среднего (муллинский, ардатовский и воробьевский объекты) девона. По состоянию на 01.01.2008 года в структуре запасов ОАО «Татнефть» доля запасов в карбонатных коллекторах (среднего и ниж­него карбона и верхнего девона) выросла с 7,4 % до 29,7 %, а доля запасов в терригенных коллекторах уменьшилась с 92,6 % до 70,3 %, в том числе по терригенному девону - с 83,8 % (от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) в терригенных коллекторах) до 52,2 %.

В целом, отобрано около 80 % от начальных извлекаемых запасов ме­сторождений компании. Из них 98 % всей добычи приходится на терригенные коллекторы, причём доля добычи из терригенных отложений девона, насыщен­ных маловязкой нефтью (менее 10 мПа*с) составила 89,4 %, а 10,7 % отобрано из терригенных отложений тульского и бобриковского горизонтов нижнего карбона, насыщенных вязкой и высоковязкой нефтью (от 30 до 800 мПа*с).

Накопленный отбор из малопродуктивных карбонатных коллекторов со­ставил 2,0 % от общей добычи по компании и 1,7 % от НИЗ.

В целом коэффициент извлечения нефти (КИН) по ОАО «Татнефть» составил 0,359, однако необходимо рассматривать КИН по терригенным и карбонатным коллекторам раздельно: по терригенному коллектору он равен 0,422 и по карбонатному - 0,045.

Сохранение высоких темпов развития отрасли и достижение стабильной добычи нефти требуют, прежде всего, открытия новых месторождений, запасы которых должны обеспечивать не только запланированный прирост добычи, но и компенсировать неизбежное ее падение на разрабатываемых месторождени­ях.

Одним из резервов сохранения достигнутых уровней добычи является повышение степени извлечения нефти из пластов, которое может быть достиг­нуто совершенствованием систем разработки нефтяных месторождений, широ­ким внедрением методов увеличения нефтеизвлечения пластов, массовым проведением геолого-технических мероприятий.

Современное состояние запасов нефти в компании требует всемерного совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений, на что и направлена выполненная работа.