Ing. Richard Bittner, CSc.
Moravské naftové doly a.s. Hodonín Česká republika
Ropné ložisko Dambořice bylo objeveno v roce 1986. Velikostí objevených geologických zásob ropy se řadí toto ložisko mezi největší dosud objevená ložiska ropy v ČR. Ložisko je situováno na SV okraji Nesvačilského příkopu. Po ukončení pokusné těžby ropy z ložiska byla na počátku 90-tých let vypracována ložisková studie zabývající se strategií budoucí těžby ložiska. Bylo rozhodnuto o aplikaci DTM - udržování ložiskového tlaku zatláčením zemního plynu do vrcholové pozice ložiskové struktury. Příspěvek se zabývá výsledky ložiskové analýzy dosavadní těžby a studií volby vhodné strategie dalšího budoucího využití ložiska. Byly řešeny prognózy těžby s využitím DTM, dále možnosti postupné konverze ložiska na PZP - tedy současné těžby ropy a cyklování plynu ukončené prognózou a stanovením možných parametrů budoucího PZP. Na základě získaných výsledků byly vyhloubeny nové těžební vrty a provedena další opatření při provozu těžby.
Ropné ložisko Dambořice se nachází v centrální části jihomoravského kraje poblíž obce Dambořice. Z hlediska velikosti objevených geologických zásob ropy se toto ložisko řadí k nejvýznamnějším a největším dosud objeveným ložiskům uhlovodíků v České republice. Svými ložiskovými vlastnostmi je toto ložisko unikátní. V současnosti je hlavním zdrojem ropy v České republice a svou produkcí představuje téměř 55 % denní těžby ropy u nás. Ložisková struktura je vázána na sedimenty, které vyplňují severovýchodní okraj nesvačilského příkopu na jihovýchodních svazích Českého masivu. Ložisko je tvořeno až 150 m mocnými pískovci až arenity jurského stáří grestenské formace. Podloží ložiska tvoří jílovce a pískovce karbonského stáří. Struktura je utěsněna až 250 m mocnými jurskými sedimenty ( pelity grestenské formace, nikolčické vrstvy, mikulovské slínovce, vranovické vápence ) a 1000 m mocnými paleogenními uloženinami ( příkrov ždánické jednotky, autochtonní paleogén ). Ložisko je ohraničeno částečně litologicky, částěčně strukturně zlomy a erozními plochami. Vrchol struktury je ve svislé hloubce 1350 m ( -1100 m strukturně ). Průzkumem byl zjištěn v ložisku kontakt ropa - voda ve strukturní hloubce -1348 m. Plynová čepice nebyla zjištěna a dle laboratorní analýzy vzorků ropy je změřený tlak nasycení ( 13,1 MPa ) nižší než počáteční ložiskový tlak ( 15,38 MPa ) - tedy ložisko je nedosycené, bez plynové čepice. Ropná zóna dosahuje až 70 m mocnosti. Petrofyzikální vlastnosti kolektoru jsou vynikající ( viz tabulka ).
| Vlastnost | Analýza jader | Karotážní měření |
| Pórovitost | 15 - 30% | 12 - 35% |
| Propustnost | 0,1 - 3 D | |
| Siw | 0,24 - 0,27 | 0,22 - 0,25 |
| Sgc | 0,01 - 0,05 |
Z hydrodynamického hlediska lze ložisko rozdělit na 3 dílčí bloky, které dobře komunikují. Přirozený režim těžby ložiska je režim rozpuštěného plynu s aktivním vodním zápolí.
V první fázi historie těžby ložiska byla ropa těžena pouze s využitím přirozené energie ložiska za přirozeného režimu těžby. Ložiskový tlak klesal úměrně s rostoucí kumulativní těžbou ropy. Pro toto období je charakteristické dokončování průzkumu ložiska ( sledný průzkum ) a zahájení těžební otvírky. Roční těžba ropy postupně rostla úměrně s počtem nově vyvrtaným těžebních sond. Na konci tohoto období se hodnota ložiskového tlaku přiblížila hodnotě tlaku nasycení a ve vrcholu ložiska se začala formovat druhotná plynová čepice. V roce 1992 byla vypracována ložisková analýza a navrženo použití druhotných těžebních metod s cílem zvýšit vytěžitelnost ropy. DTM mělo být použito dříve než v celém ložisku poklesne ložiskový tlak pod hodnotu tlaku nasycení a dojde k masivnímu nežádoucímu vydělení volného plynu z ropy. Navíc udržení ložiskového při určité konstantní hodnotě umožní levnější samotokový způsob těžby ropy. Z existujících možností byla využita metoda udržování ložiskového tlaku zatláčením plynu do vrcholu struktury. Pro zatláčení byl využit separovaný plyn z těžené ropy doplněný o objem plynu z externích zdrojů. Výhledově se uvažovalo s možným využitím vytěženého ložiska jako podzemního zásobníku plynu. Zahájením zatláčení plynu do ložiska v roce 1993 byla započata druhá etapa historie těžby ložiska - aplikace DTM, dodáváním energie do ložiska. V této etapě byla dokončena otvírka ložiska. K zatláčení plynu do ložiska byly po přestrojení využity postupně tři původně ropné sondy ve vrcholové pozici ložiska, do kterých pronikl plyn a těžba ropy byla tímto ukončena. Udržování ložiskového tlaku na přibližně stejné úrovni ( 13.1 MPa ) umožnilo u většiny ropných sond udržet samotok ropy. Pouze tři sondy musely být kvůli přítoku ložiskové vody mechanizovány čerpadly. V průběhu zatláčení se rozšiřovala druhotná plynová čepice a kontakt plyn - ropa klesal do nižší strukturní pozice, což vedlo k zaplynění dalších ropných sond. Šíření plynové čepice nebylo rovnoměrné. Vytěžená ložisková voda byla zatláčena zpět do vodního zápolí ložiska, ale bez výrazného vlivu na energii ložiska. Do května 2002 bylo z ložiska Dambořice vytěženo 1,27 mil.m3 ropy a druhotná plynová čepice dosáhla objemu 170 mil.m3. Koeficient vytěžitelnosti odpovídal hodnotě 0,26.
Za daného stupně vytěžení ložiska bylo zřejmé, že další budoucí těžba ropy se neobejde bez pečlivé přípravy a opatrného analýzou podloženého přístupu k řízení procesu těžby. Základní otázky, které bylo třeba vyřešit, byly : "jakou strategii těžby ropy použít v budoucnu, pokračovat ve stejném způsobu ovládání ložiskových procesů, jak dosáhnout maximální a optimální vytěžitelnosti ropy, kdy bude možné konvertovat ložisko na PZP" ? Odpovědi na tyto otázky měla přinést detailní ložisková analýza všech dosud známých údajů o ložisku a těžbě z něho. Analýza dat byla provedena v následujících krocích. Nejdříve byla vyhodnocena dostupná geologická data - stavba struktury, petrofyzikální vlastnosti kolektoru, vlastnosti médií - vše bylo konfrontováno s výsledky skutečné těžby ropy. Byla provedena analýza těžebních ( historických ) údajů, včetně dat o vrtech a jejich produkčních schopnostech. Z obou zdrojů informací o ložisku byl sestaven matematický model ložiska, tento model byl odladěn a výsledky simulací porovnány se známými geologickými informacemi. Poté bylo přistoupeno k simulaci prognóz chování ložiska v budoucnosti a výběru nejvhodnější strategie těžby. Řešena byla schémata těžby ropy za podmínky stávajícího způsobu použití DTM - zatláčení plynu, přičemž byly vyhledávány nové možnosti, jak zvýšit vytěžitelnost ropy. Dalším směrem výzkumu byla otázka, jak vhodně využít objem plynu v druhotné plynové čepici, kdy zahájit konverzi ložiska na PZP a jaký je pravděpodobný potenciál budoucího PZP. Za srovnávací měřítko výsledků simulací byl vzat koeficient vytěžitelnosti ropy za celé předpovídané období a vývoj těžby za podmínky stávajícího nezměněného stavu ložiska ( stejný počet sond a stejný způsob těžby ). Výsledkem analýzy výsledků mnoha simulací byl program doporučující pokračovat v aplikaci stávající DTM - zatláčení plynu, udržování rovnováhy lož. tlaku a zahuštění sítě těžebních vrtů v nižší strukturní pozici ložiska. Jako vhodné řešení se ukázalo použití horizontálních vrtů pro těžbu ropy, s trajektoriemi vedenými nejperspektivnějšími regiony ložiska z hlediska vytěžení maximálního objemu zásob ropy. Nasazení horizontálních vrtů umožnilo zvýšit těžební potenciál ložiska a udržet produkci ropy na nezměněné úrovni, i když bude postupně ztrácena těžba z vertikálních vrtů. Horizontální části stvolu vrtů měly mít délku kolem 300 - 500 m a měly být situovány poblíž kontaktu ropa -voda. Předpokládané produkční schopnosti těchto vrtů měly být 3-5 krát vyšší než schopnosti vrtů vertikálních. Celková předpokládaná vytěžitelnost ropy dosáhne za těchto předpokladů až 57 %. Na základě dosažených výsledků bylo v letech 2002 - 2005 přistoupeno k postupného odvrtání 4 horizontálních těžebních ropných vrtů, jejichž výsledky těžby splnily modelované předpoklady. Denní ověřená těžba ropy dosahuje u těchto vrtů až 140 m3 ropy ( na jeden vrt ), což odpovídá výsledkům prognózy. Druhým směrem výzkumu byla otázka konverze druhotné plynové čepice ložiska na PZP. Výsledkem studie byl fakt, že rychlá konverze za stávajících podmínek v ložisku není vhodná. Cyklování plynu vede ke snížení těžby ropy, pokud bude manipulováno s objemem plynu nad 70 mil.m3 dojde k téměř nevratným procesům, které povedou ke značným ztrátám na těžbě ropy. Navíc se v tomto stádium vytěžení ložiska projevuje nedostatek volného pórového objemu pro skladování plynu, což vede k růstu pracovních tlaků. Důležitým strategickým závěrem studie bylo, že s konverzí ložiska na PZP je nutné vyčkat, až bude dosaženo vhodných podmínek - tj. po vytěžení maximálního možného množství ropy. Teprve pak, nebo přesněji v závěru období těžby ropy, bude možná postupná konverze. Cílové kapacity budoucího PZP byly vypočteny a jsou 300 mil.m3 aktivní náplně při rozmezí pracovních tlaků 10 - 17 MPa. Plný provoz PZP pak téměř zcela paralyzuje těžbu ropy, která zůstane jen vedlejším produktem provozu PZP. Těžba ropy bude omezena jednak v důsledku průniku plynu do ropných sond v době maximálního zatlačeného objemu plynu, jednak v době vyprázdnění PZP dojde k přítoku ložiskové vody do ropných sond. Navíc jsou zde i technická omezení způsobená rychlou změnou ložiskového tlaku - jako ustání samotoku a nemožnost instalace čerpadel. Přesto bude dle prognóz možné periodicky ropu těžit zvláště z horizontálních vrtů i během provozu PZP.
Výsledek ložiskové analýzy ukázal, že vhodnou strategií těžby ropy z ložiska Dambořice je pokračování v aplikaci DTM v současné formě zatláčení plynu do ložiska a zároveň posílení fondu těžebních sond o horizontální vrty. Realizace tohoto navrženého programu ukázala jednoznačný přínos tohoto postupu. Konverze ložiska na PZP byla odložena na vhodnější dobu.
KOSTELNÍČEK, P : Výpočet zásob ropy a zemního plynu ložisek Uhřice I, II., MND Hodonín, 1993
BOŠÁCKY, P. : Ložisková simulácia konverzie ropoplynového ložiska Dambořice na PZP, EG Bratislava, prosinec 2004