Повышение эффективности разработки
advertisement
УДК 622.276.1/.4 На правах рукописи Куликов Александр Николаевич ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ) Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук Уфа - 2007 2 Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «РН-УфаНИПИнефть» Научный руководитель – кандидат технических наук Тимашев Эрнст Мубаракович Официальные оппоненты: – доктор технических наук, профессор Котенёв Юрий Алексеевич – кандидат технических наук Сарваретдинов Рашит Гасымович Ведущая организация – Общество с ограниченной ответственностью НПО «Нефтегазтехнология» Защита диссертации состоится 25 января 2008 г. в 1130 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября,144/3. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов». Автореферат разослан 25 декабря 2007 г. Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук Л.П. Худякова 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы Основными особенностями современного состояния нефтяной отрасли России являются: · рост доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) в структуре запасов нефти; · отсутствие площадного применения современных высокотехнологичных методов повышения нефтеотдачи пластов (МУН), таких как газовое, водогазовое и полимерное воздействия; · массовое применение мероприятий по интенсификации добычи нефти (ИДН). Перед специалистами встает задача повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) путем оптимизации выбора объектов для осуществления технологий, характеризующихся массовым применением, их адаптации к условиям залежей ТИЗ нефти и адресного применения. В технологии входят геологотехнологические мероприятия (ГТМ) по форсированию отборов жидкости (ФОЖ) путем оптимизации режима работы скважин, стимуляции скважин проведением ГРП и ОПЗ, физико-химические технологии селективной изоляции водопритока в скважинах и потокоотклоняющие технологии (ПОТ). Последние подразумевают использование гельобразующих реагентов с целью выравнивания профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин. С целью решения указанных проблем совершенствуются методы обоснования объектов и технологий ИДН и МУН, исследуются механизмы действия и уточняются критерии применимости мероприятий в условиях залежей ТИЗ нефти. Цель работы Повышение эффективности разработки залежей ТИЗ нефти (водоплавающих и приуроченных к низкопроницаемым коллекторам — НПК) месторождений Западной Сибири путем оптимизации выбора объектов применения ГТМ по ФОЖ (оптимизация режима, стимуляция проведением ГРП и ОПЗ), физико-химических ПОТ и технологий селективной изоляции водопритоков. 4 Основные задачи исследований 1. Совершенствование методов обоснования применения МУН на залежах ТИЗ нефти: · методов локализации остаточных запасов многопластовых залежей нефти, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам; · методов диагностики источников обводнения скважин и состояния остаточных запасов нефти; 2. Уточнение критериев выбора объектов применения ГТМ по ФОЖ (ГРП, ОПЗ, оптимизация режима), физико-химических ПОТ и технологий селективной изоляции водопритоков; 3. Усовершенствование и адресная адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям залежей ТИЗ нефти с разработкой и практическим внедрением новой технологии. Методы исследований 1. Систематическое использование результатов промыслово- геофизических исследований скважин (ПГИ), таких как гамма-каротаж, термометрия и РГД, гидродинамических исследований (ГДИ) и физикохимических исследований; 2. Сравнительный анализ динамик обводнения скважин залежей различного типа при проведении ГТМ; 3. Факторный геолого-промысловый анализ эффективности применения ГТМ по ФОЖ на скважинах нефтяных залежей различного типа; 4. Статистический анализ данных ПГИ скважин с использованием метода распознавания образов; 5. Вычислительные исследования в электронном симуляторе внутрипластовых процессов, происходящих при применении ГТМ и МУН на залежах нефти различного типа; 6. Фильтрационные исследования с использованием натурных кернов. 5 Научная новизна 1. Разработаны метод локализации остаточных запасов многопластовой залежи нефти с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин на основе статистической обработки данных ПГИ скважин и принципы факторного структурного анализа разработки сложнопостроенной залежи; 2. Выявлены и изучены закономерности обводнения скважин залежей различного типа при проведении ГТМ, на основании которых разработан корреляционный метод диагностики источника обводнения скважин; 3. Уточнены критерии выбора объектов для проведения ГТМ по ФОЖ, физико-химических потокоотклоняющих технологий ПНП и ограничения водопритоков; 4. Выявлены особенности механизма действия ПОТ в условиях залежей ТИЗ нефти, с учетом которых разработана комплексная технология ВПП скважин. Основные защищаемые положения 1. Метод локализации остаточных запасов нефти многопластовой залежи с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин на основе статистического анализа результатов ПГИ (защищен патентом № 2285790). 2. Объяснение механизмов проявления различных источников обводнения скважин при проведении ГТМ и разработанный на их основе корреляционный метод диагностики источника обводнения скважин (имеется положительное решение Роспатента по заявке на патент № 2006126258/03/028496 от 07.07.06.). 3. Уточнение и обоснование критериев выбора объектов применения гидродинамических МУН (ФОЖ), физико-химических ПОТ и технологий селективной изоляции водопритоков. 4. Комплексная технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин залежей ТИЗ нефти (защищена патентом № 2263773). Достоверность полученных результатов достигается анализом промысловых данных, результатов вычислительных и фильтрационных 6 исследований и, что важно, идентичностью выводов по итогам исследований с использованием указанных методов. Так, данные ПГИ подтверждают результаты диагностики источника обводнения скважин. Разработанные методы подтверждены положительными результатами практического выбора объектов воздействия ГТМ по ФОЖ и комплексной технологии ВПП нагнетательных скважин на залежах ООО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз». Практическая ценность работы 1. В работе усовершенствованы методы анализа и критерии применимости технологий при разработке залежей ТИЗ нефти, которые нашли практическое применение при: · анализе Тарасовского разработки многопластовых месторождения (2003 г), объектов БП10-11 и БП14 сложенных низкопроницаемыми коллекторами; · разработке принятой и утвержденной в OOO «НК «Роснефть» Пурнефтегаз» программы проведения ГТМ на скважинах месторождений в 2006 г.; · разработке принятой и утвержденной в OOO «НК «Роснефть» Пурнефтегаз» программы воздействия физико-химическими МУН на месторождениях в 2006 г. 2. Реализация программы ГТМ на месторождениях ОOО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз» в 2006 году позволила снизить темп обводнения продукции 62,5 – 75,0 % скважин, на которых проведены мероприятия, и, соответственно, получен прирост добычи нефти; 3. Разработанная комплексная технология ВПП нагнетательных скважин внедрена на Тарасовском и Барсуковском месторождениях, дополнительная добыча нефти составила соответственно 110 и 46,6 тыс.т., что подтверждается актом на внедрение. Апробация работы Основное содержание и докладывались и обсуждались на: результаты диссертационной работы 7 1. научно-практической трудноизвлекаемых запасов конференции углеводородов» «Проблемы в рамках VI освоения Конгресса нефтепромышленников России (г. Уфа, 2005 г.); 2. IX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 2006 г.); 3. Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (г. Геленджик, 2006 г.); 4. Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006 г.). Публикации результатов и личный вклад автора По теме диссертации опубликованы 14 печатных работ, в том числе 2 патента. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение результатов. Объем и структура работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 225 наименований, и приложений на 33 страницах. Работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 34 рисунка, 9 таблиц, СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении даны обоснование темы диссертации и ее актуальности, основные защищаемые положения, научная новизна и практическая ценность. В первой главе представлен литературный обзор по теме разработки залежей ТИЗ, характеризующий текущее состояние изученности проблемы и решения поставленных задач. Кратко описаны состояние исследованности механизмов обводнения нефтяных скважин, существующие методы локализации остаточных запасов залежей нефти, графической диагностики источников обводнения скважин, критерии выбора объектов воздействия гидродинамическими 8 и физико-химическими МУН. Описаны существующие физико-химические и гидродинамические МУН пластов и ограничения водопритоков. Изучению этих вопросов посвящены работы следующих ученых: Р.Г. Абдулмазитова, В.Е. Андреева, И.И. Абызбаева, Р.Х. Алмаева, К.Б. Аширова, Ю.Е. Батурина, Е.А. Андреева, К.С. Баймухаметова, В.А. Блажевича, А.А. Боксермана, Б. Бейли, И.В. Владимирова, А.Р. Гарушева, Р.Х. Хазипова, Р.Х. Гильмановой, М.М. Глоговского, В.В. Девликамова, Р.Н. Дияшева, Ю.В. Желтова, М.М. Ивановой, Т.А. Исмагилова, А.А. Казакова, Ю.А. Котенева, Ф.Ф. Крейга, Л.И. Меркуловой, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, Е.А. Лысенкова, И.Т. Мищенко, М. Маскета, Р.Х. Муслимова, С.Т. Овнатанова, Б.Ф. Сазонова, В.А. Санникова, М.М. Саттарова, Р.C. Сирайта, В.Н. Соловьевой, В.П. Сонича, Д.Д. Спарлина, М.Л. Сургучева, А.Г. Телина, Э.М. Тимашева, Р.Н. Фахретдинова, Н.Ш. Хайретдинова, А.Х. Шахвердиева, Н.И. Хисамутдинова, В.Н. Щелкачева и Э.М. Халимова, М.М. Хасанова, И.А. Чарного, Н.А. Черемисина, других. Показана актуальность усовершенствования этих методов и технологий для условий залежей ТИЗ. Вторая глава содержит анализ геолого-промыслового материала разработки залежей ТИЗ. Использованы данные геологических запасов и истории разработки залежей ТИЗ, результаты анализа эффективности МУН и ГТМ, углубленного изучения каротажного материала, данных ПГИ и ГДИ скважин. Выявлены закономерности обводнения скважин залежей различного типа при проведении ГТМ. Установлена тенденция снижения обводненности продукции водоплавающих залежей (ВПЗ) нефти с выдержанной перемычкой между разнонасыщенными частями разреза при увеличении закачки, пластового давления, а также отбора жидкости. В отличие от этого имеет место рост обводненности продукции при аналогичных воздействиях, но на скважинах чисто нефтяных залежей (ЧНЗ). Так сравнительный анализ динамик средней обводненности продукции и среднего пластового давления по ВПЗ объекта БП10-11 и ЧНЗ объекта БП14 Тарасовского месторождения показал, что первом случае отмечается обратная корреляция этих динамик (Ккорр=-0.6), 9 особенно в начальный период (обводнение за счет ЗКЦ), а во втором случае (обводнение закачиваемыми водами) отмечается прямая корреляция (Ккорр=0,8). С целью объяснения отмеченных закономерностей обводнения скважин ЧНЗ и ВПЗ рассмотрены результаты ПГИ скважин двух наиболее крупных залежей ТИЗ ООО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз»: · ЧНЗ, приуроченная к НПК, объекта БП14 Тарасовского месторождения; · ВПЗ с газовой шапкой объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения. Результатами ПГИ скважин объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения показана особенность эксплуатации ВПЗ Западной Сибири, заключающаяся в значительных потерях закачиваемых вод и в снижении пластового давления из-за массовых проявлений заколонных циркуляций (ЗКЦ) в нагнетательных скважинах. Cогласно результатам исследований ЗКЦ отмечаются в 76 % нагнетательных скважин данного объекта и в 59 % добывающих скважин. Как показано в главе 3, массовое проявление ЗКЦ является причиной описанных особенностей обводнения скважин ВПЗ. По данным ПГИ скважин объекта БП14 Тарасовского месторождения проведен анализ вовлеченности или невовлеченности в разработку продуктивных пластов в зависимости от значений геолого-технологических параметров. Установлено прямое влияние на степень вовлеченности величин проницаемости и толщины пласта, депрессии (репрессии) на пласт, расстояния до контуров выклинивания и замещения, а также обратное влияние расстояния до контура нефтеносности. Данный комплекс факторов усиливает фильтрационную неоднородность многопластовой залежи и темп роста обводненности скважин ЧНЗ с ростом закачки. Влияние этих факторов можно объяснить результатами ГДИ нагнетательных скважин, согласно которым отмечена тенденция роста скинфактора (в среднем до значения 5 ед.) при снижении проводимости скважины (рисунок 1). Это позволяет предположить существование такой же тенденции среди разнопроницаемых пропластков ПЗП скважин, в результате чего из них в большей степени закольматированы наименее проницаемые. Скин-фактор, ед. 10 14 12 10 8 6 4 2 0 -2 0 -4 -6 100 200 300 400 500 600 700 800 900 Проводимость, мД*м Рисунок 1 – Рост скин-фактора нагнетательной скважины с уменьшением проводимости продуктивного разреза Показатель интенсивности обводнения, д.ед. 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 -0,1 -0,2 24 25 26 27 28 29 30 Текущее пластовое давление, атм. 31 32 а) Прогнозный КИН, д.ед. 0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0 б) 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 Коэффициент работающей толщины, д.ед. Рисунок 2 – Корреляции, выявленные в ходе факторного структурного анализа разработки объекта БП-14 Тарасовского месторождения 11 Разработан метод локализации остаточных запасов многопластовой залежи построением карт остаточных нефтенасыщенных толщин, основанный на статистическом анализе данных ПГИ и включающий следующие операции. Строится серия карт начальных нефтенасыщенных толщин пластов. Для j-ой скважины рассчитываются начальные запасы нефти в пластах Vij, динамики кратности прокачки Ωj и коэффициента нефтеотдачи зоны дренирования Кнj. Проводится совместно с статистическая обработка геолого-технологическими результатов параметрами, ПГИ скважин которая выявляет значения параметров (этап обучения), при которых работают или не работают конкретные пласты. С использованием метода процедуры Вальда на этапе анализа определяют работающие и не работающие пласты в неисследованных скважинах. Для каждого пласта в скважине определяется коэффициент участия в работе (1, 0) и по формуле (1) рассчитывается добыча жидкости (закачка вода) за период Qi: Qi =Qскв× Kуч i × Kпр i × КФактi , (1) где Qскв – добыча жидкости (закачка) скважины, Кучi - коэффициент участия iого пласта в работе (1, 0), Кпр – доля i-ого пласта в проводимости скважины; Кфактi – коэффициент отклонения доли i-ого пласта в добыче от его доли в проводимости, который при достаточном объеме исследований определяется статистически, или же приравнивается единице. Для каждого пласта рассчитывается коэффициент прокачки Ωij. По скважине рассчитывается зависимость Кнi от Ωi, которая переносится на каждый пласт и с ее помощью по Ωij определяется Кнij. Далее с учетом Vij рассчитывается накопленная добыча нефти. По полученных данным на основе карт начальных нефтенасыщенных толщин рассчитываются карты остаточных нефтенасыщенных толщин и строится модель остаточных запасов залежи. С использованием метода проведена локализация остаточных запасов залежи БП14 Тарасовского месторождения. 12 Далее с целью оценки состояния остаточных запасов в различных зонах сложнопостроенной залежи объекта БП14 Тарасовского месторождения разработан и применен (на середину 2003 года) метод факторного структурного анализа разработки. Анализ включает действия: дифференцирование залежи на элементы с учетом геологической модели, расчет для каждого элемента средних значений геолого-физических, технологических и энергетических показателей и факторный анализ полученных данных. В ходе анализа получен ряд корреляций. Точки почти всех участков находятся в прямой связи между величиной показателя интенсивности обводнения (величиной опережения выработки НИЗ обводненностью продукции) и величиной пластового давления (рисунок 2, а), что согласно приведенным в главе 3 исследованиям указывает на обводнение скважин этих участков закачиваемыми водами. По участкам, приуроченным к выдержанным коллекторам (т.е. всем, кроме четырех восточных приграничных), имеет место тенденция возрастания величины конечного КИН, рассчитанного с использованием характеристики вытеснения, при увеличении коэффициента работающей толщины (рисунок 2, б). Данная закономерность указывает на сосредоточение остаточных запасов в недренируемых пропластках. По этим участкам также отмечается зависимость текущего КИН от проницаемости коллектора (через коэффициент вытеснения). По результатам анализа на этих участках рекомендованы мероприятия по ВПП нагнетательных скважин. Точки восточных участков (синие точки на рисунке 2, б) в этих тенденциях не участвуют. При тех же значениях коэффициента работающей толщины их конечный КИН ниже точек, соответствующих выявленной тенденции. При тех же значениях проницаемости текущий КИН этих участков также ниже. Это объясняется низким охватом заводнением по площади, указывает на локализацию остаточных запасов в тупиковых зонах, что обусловлено слабой выдержанностью коллектора. Для этих участков рекомендован перевод системы заводнения с девятиточечной схемы на более жесткую пятиточечную. 13 Далее в главе изложены особенности действия физико-химических и гидродинамических МУН в условиях залежей ТИЗ нефти. Особенностью действия ПОТ в условиях НПК объекта БП14 Тарасовского месторождения является сильное снижение приемистости обработанных нагнетательных скважин и дебитов жидкости реагирующих скважин после обработки. Результатами разработки участка сопоставительного залежи АС5-6 анализа динамик Мамонтовского показателей месторождения при воздействии сшитым полимерным составом (СПС) был подтвержден иной по отношению к общепринятому механизм действия ПОТ в условиях ВПЗ. Этот механизм заключается в тампонировании гелем поглощающих непродуктивных интервалов и переориентации потоков закачиваемой воды в нефтенасыщенную часть пласта. Впервые на этот эффект указал по результатам ПГИ В.И.Дворкин. Гидродинамические аспекты данного механизма изучены в главе 3. Приведены теоретические исследования механизма описанных закономерностей обводнения скважин ВПЗ при проведении ФОЖ, результаты факторного анализа эффективности ГТМ по ФОЖ на скважинах ВПЗ ПК19-20 Барсуковского месторождения и ЧНЗ БП14 Тарасовского. Выявлены зависимости величины прироста обводненности продукции скважины после поведения ГТМ от различных показателей, в частности от интенсивности обводнения (рисунок 3), новые критерии выбора скважины для проведения ФОЖ. Скважина ЧНЗ считается пригодной для ФОЖ с позиции недопущения роста обводненности, если выработка НИЗ зоны дренирования составляет не выше 0,5 д.ед. или отстает, если исходить из значения обводненности продукции. На скважинах ВПЗ допустимо проведение ФОЖ при наличии выдержанной перемычки между разнонасыщенными частями разреза. Для оптимизации времени начала воздействия ПОТ на нефтяной пласт предложен корреляционный метод анализа состояния фильтрационных потоков. Согласно этому методу проведение воздействия рекомендуется в случае, когда рост закачки приводит к увеличению добычи воды, но уже не приводит (или почти не приводит) к увеличению добычи нефти. В третьей главе проведением серии вычислительных экспериментов в среде электронного симулятора «Eclipse», а также проведением фильтрацион- 14 Прирост обводненности, д.ед. 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 4 3 0 2 0 1 0 0, 0, 0, - 0 10 20 30 40 Показатель интенсивности обводнения, д.ед. Рисунок 3 - Корреляция величины прироста обводненности скважины объекта БП-14 Тарасовского месторождения после проведения ГРП с базовым значением показателя интенсивности обводнения а) схематическая секторная модель объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения б) динамика обводненности продукции различных скважин при изменении объемов закачки 1 – закачка по скв. I4, 2 – обводненность скв. Р45, 3 – обводненность скв. Р48 Рисунок 4 - Исследование реакции на изменение объемов закачки скважин с различными источниками обводнения: скважина Р45 первого ряда (прорыв ФНВ) и скважина Р48 стягивающего ряда (ЗКЦ) 15 ных исследований рассмотрены вопросы, возникшие в ходе изучения промыслового материала. Это вопросы механизма проявления описанных закономерностей обводнения скважин с различным источником поступления воды, критериев выбора объектов воздействия ПОТ, технологиями селективной изоляции водопритоков и ГТМ по ФОЖ, особенностей механизма действия ФОЖ и ПОТ в условиях залежей ТИЗ нефти, адаптация ПОТ к условиям ТИЗ. Вычислительными экспериментами установлена определяющая роль ЗКЦ в проявлении вышеописанных закономерностей обводнения скважин ВПЗ. Снижение обводненности скважин, в которые вода поступает из-за ЗКЦ (рисунок 4), при увеличении объемов закачки объяснено более высоким ростом пластового давления в нефтенасыщенной части резервуара по сравнению с водонасыщенной. То же самое, т.е. снижение обводненности, но при увеличении отборов жидкости (рисунок 5), объяснено меньшим пластовым давлением в нефтеносной части пласта по сравнению с водоносной, соответственно меньшей депрессией на пласт и большим относительным приростом депрессии при снижении забойного давления. Одновременно показан рост обводненности скважин, добывающих закачиваемую воду, при росте объема закачки и необратимый рост обводненности у скважин, обводняющихся из-за конусообразования, при увеличении отборов (рисунок 5), что объясняется увеличением конуса. Результаты исследований обобщены в виде корреляционного метода диагностики источника обводнения скважин. Достоверность метода показана в работе сравнением его результатов с результатами ПГИ скважин объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения, которые совпадают. Далее путем моделирования применения технологии СПС с использованием блока полимерного заводнения симулятора «Eclipse» и проведения серии вычислительных экспериментов исследованы и уточнены критерии выбора участков воздействия ПОТ. Полимерному составу приданы реологические свойства, характерные СПС, при этом предполагалась общность критериев выбора объектов воздействия этих технологий. С использованием 16 Обводненность, д.ед. Дебит жидкости, м3/сут. 3 2 1 Время 1 – дебит жидкости, 2 - обводненность при обводнении из-за конусообразования, 3 - обводненность при обводнении из-за ЗКЦ Рисунок 5 - Динамика обводнения скважины ВПЗ при изменении дебита жидкости и при различных источниках поступления воды Снижение обводненности, д.ед. 0,04 R2 = 0.963 0,035 0,03 1 0,025 0,02 2 0,015 0,01 R2 = 0.956 0,005 0 0 5 10 15 20 25 30 35 Степень проницаемостной неоднородности, крат а) - зависимость степени снижения обводненности продукции от вертикальной проницаемостной неоднородности пласта: 1 - расчлененный пласт, 2 - монолитный пласт Снижение обводненности, д.ед. 0,04 0,035 R2 = 0.940 0,03 0,025 0,02 0,015 0,01 0,005 0 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 Показатель интенсивности обводнения, д.ед. б) - зависимость степени снижения обводненности продукции после воздействия СПС от базовой величины показателя интенсивности обводнения Рисунок 6 - Зависимость эффективности СПС от различных геолого-технологических факторов 17 модели элемента девятиточечной системы заводнения воспроизводилось воздействие СПС закачкой через нагнетательную скважину при различных геолого-технологических условиях. Выявлены условия, способствующие росту эффективности, которая оценивалась снижением обводненности и относительным приростом дебита нефти. К этим условиям относятся высокая или средняя проницаемость пласта, высокая вертикальная проницаемостная неоднородность (рисунок 6, а) и расчлененность разреза, в случае его монолитного строения - высокая проницаемостная анизотропия и направление тренда роста проницаемости вниз; повышенная базовая обводненность продукции скважин, оптимальное значение которой не ниже 70 %; повышенное положительное значение показателя интенсивности обводнения продукции участка (рисунок 6, б). Последнее повторяет критерий, выявленный в ходе факторного анализа эффективности ФОЖ. Это совпадение указывает на универсальность данного критерия. Он. выражается формулой: К и .о. = f тек - отборНИЗ = f тек - тек тек × K охв K выт , кон кон × K охв K выт (2) где ƒ – обводненность, Кохв – коэффициент охвата, Квыт – коэффициент вытеснения. Для условий гидрофильного коллектора, когда Квыттек ≈ Квыткон .можно написать: К и.о. = f тек - отборНИЗ = f тек тек K охв - кон = f тек - K од , K охв (3) где Код – коэффициент охвата заводнением дренируемых запасов нефти. Как видим, данный показатель качественно выражает степень опережения процессом обводнения скважин процесса заводнения пласта и может использоваться мерилом неэффективности заводнения. Заметим, вычислительным экспериментом показана эффективность ПОТ на ВПЗ при преобладании нефтенасыщенной части в разрезе пласта. Исследованные аналогично критерии выбора скважин для проведения селективной изоляции водопритоков практически повторяют критерии выбора 18 объектов воздействия ПОТ. Кроме этого, показано, что изоляция обводненного интервала в добывающей скважине может ухудшить выработку запасов в следующих условиях: в монолитных объектах и в скважинах первого ряда. В первом случае это происходит в результате последующего внутреннего конусообразования в ПЗП скважины из-за разности давлений между изолированным и работающим пропластками, во втором – в результате последующего прорыва воды по обводняющему пропластку в скважину второго ряда. В первом случае для изоляции рекомендуется применять реагенты, не перекрывающие обводненный интервал полностью, а лишь ограничивающие поступление воды, что исключает образование конуса. Для снижения обводненности скважин первого ряда рекомендуется выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Вычислительными исследованиями подтверждены полученные во 2-ой главе критерии выбора скважин для проведения ФОЖ. В частности, показан механизм снижения обводненности форсированной скважины, обводняющейся из-за ЗКЦ, механизм обводнения форсированной скважины первого ряда и форсированной скважины второго ряда при остановке скважины первого. Расчетами на схематической секторной модели залежи БП14 Тарасовского месторождения изучены особенности действия ПОТ в условиях НПК, в частности, причины обычно сильного снижения приемистости обработанной нагнетательной скважины. Одной из сопутствующих причин является ограничение роста давления закачки после обработки скважины из-за обвязанности нескольких скважин на один водовод. С помощью схематической секторной модели залежи ПК19-20 Барсуковского месторождения изучен механизм действия ПОТ в условиях ВПЗ при обводнении скважин из-за ЗКЦ. Механизм заключается в тампонировании водоносной части разрезов нагнетательных скважин, в снижении пластового давления водоносной части резервуара на контуре питания добывающей скважины (рисунок 7) и в снижении дебита подошвенной воды, в переориента- 19 1 – в водоносной части при комплексной обработке, 2 – в водоносной части при обработке СПС, 3 – в нефтеносной части при обработке СПС, 4 – в нефтеносной части при комплексной обработке Рисунок 7 – Расчетная динамика пластового давления в различных частях разреза на контуре питания скважины Р48 схематической секторной модели объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения при обработке нагнетательных скважин СПС и при их обработке по комплексной технологии ВПП 3 Обводненность, д.ед. Забойное давление, атм Дебит, приемистость, м3/сут 5 2 4 1 6 Время 1 - суммарный дебит нефти реагирующих скважин, 2 - суммарный дебит жидкости, 3 - средняя обводненность, 4 - приемистость нагнетательной сважины, 5 - забойное давление нагнетательной скважины, 6 - забойное давление реагирующей скважины Рисунок 8 – Расчетная динамика показателей эксплуатации скважин схематической секторной модели объекта БП-14 Тарасовского месторождения при обработке нагнетательной скважины по комплексной технологии ВПП 20 ции потоков закачиваемой воды на нефтенасыщенную часть пласта и в восстановлении там пластового давления (рисунок 7). Расчетами показаны преимущества для условий залежей ТИЗ нефти комплексных ПОТ, сочетающих закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующих стимуляцией. Последнее агентов с последующей моделировалось ее снижением направленной скин-фактора в низкопроницаемых интервалах разреза. В условиях ЧНЗ преимущества выражаются в увеличении приемистости нагнетательных скважин и сохранении отборов жидкости реагирующих скважин при снижении их обводненности (рисунок 8). В условиях ВПЗ преимущества комплексной технологии выражаются в большем снижении давления водоносной части пласта и в большем росте давления в нефтеносной части (рисунок 7). В завершение в главе представлены результаты фильтрационных исследований по адаптации комплексной технологии ВПП к условиям низкопроницаемого объекта БП14 Тарасовского месторождения. Согласно им для коллектора данного объекта наиболее эффективными изолирующими агентами являются последовательно закачиваемые оторочки СПС и эмульсионного состава. Это сочетание обеспечивает наибольшее значение остаточного фактора сопротивления (рисунок 9, а). В качестве стимулирующего агента наиболее эффективны последовательно закачиваемые кислотный состав и раствор ПАВ, обеспечивающие снижение фактора сопротивления (рисунок 9, б) за счет разрушения хлоритового цемента пород. Последнее подтверждено отдельным опытом, в котором кислотным воздействием достигнут кратной рост проницаемости керна (рисунок 9, в). Для данного объекта комплексная технология ВПП представляет последовательную закачку в нагнетательную скважину до 200 м3 0,25 %-ого раствора ПАА со сшивателем до начала роста устьевого давления, затем при росте давления закачиваются 200 м3 эмульсии, далее при снижении давления закачиваются до 10 м3 кислотного раствора и столько же раствора ПАВ. Четвертая глава содержит данные практического внедрения методичес- 21 30 Фактор сопротивленмя, ед. 24,81 25 нефтяная эмульсия 20 15 9,83 10 СПС 5 1,00 0 0 2 4 6 8 10 12 Количество прокачанных поровых объемов, ед. а) - последовательная фильтрация СПС и эмульсионного состава Фактор сопротивления, ед. 18 кислотный состав 16 14 12 раствор ПАВ СПС 10 8 6 4 2 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Количество прокачанных поровых объемов, ед. б) - последовательная фильтрация СПС, кислотного состава и раствора ПАВ в) - зависимость проницаемости керна от объема прокачанной кислотной композиции ТК-3 и продавливающей воды Рисунок 9 - Результаты лабораторных исследований фильтрации различных составов через керн объекта БП-14 Тарасовского месторождения 22 ких и технологических разработок автора. Результаты расчетов выработки запасов нефти по пластам залежи БП14 Тарасовского месторождения, проведенных в ходе локализации остаточных запасов, представленные в таблице 1, показали неравномерность выработки, которая указывает на перспективность применения ПОТ. Таблица 1 - Результаты расчетов выработки запасов нефти по пластам объекта БП14 Тарасовского месторождения Пласт Текущий КИН, Выработка НИЗ, д.ед. д.ед. 1 БП14 0,320 0,914 2 БП14 0,196 0,560 3 БП14 0,186 0,531 4 БП14 0,025 0,071 5 0,000 0,000 БП14 6 0,000 0,000 БП14 По результатам локализации остаточных запасов залежи (рисунок 10) сделан вывод о нецелесообразности формирования самостоятельной сетки скважин на не вовлеченные в разработку нижние пласты БП145 и БП146. Эти запасы, сконцентрированные на отдельных участках, рекомендовано освоить забуриванием боковых стволов в обводнившихся скважинах. С помощью уточненных критериев произведен выбор скважин для проведения ГТМ по ФОЖ и разработана принятая в ОАО «НК «Роснефть» Пурнефтегаз» программа ГТМ для месторождений на 2006 год. По объекту БП14 Тарасовского месторождения рекомендовано проведение ГРП на 12 скважинах и ОПЗ на 6. По объекту ПК19-20 Барсуковского месторождения рекомендовано произвести ОПЗ на 5 скважинах и оптимизацию режима работы на 6. Анализ результатов выполнения программы показал, что в первом случае снижение темпа обводнения продукции отмечается в 62,5 % скважин, на которых проведены ГТМ (рисунок 10), во втором случае - в 75,0 % скважин. За счет этого дополнительно добыто 8,7 тыс. т нефти. 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1 5 4 2 10.2006 8.2006 6.2006 4.2006 2.2006 12.2005 10.2005 8.2005 6.2005 4.2005 2.2005 12.2004 10.2004 8.2004 3 Обводненность, % 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 6.2004 Дебит нефти, жидкости, т/сут 23 Время 1 - дебит жидкости, 2 - дебит нефти, 3 - базовый дебит нефти, 4 - обводненность продукции, 5 - базовая обводненность Рисунок 10 - Результаты проведения ГРП на скважине № 462 Тарасовского месторождения С помощью уточненных критериев выбраны участки воздействия комплексной технологией ВПП нагнетательных скважин на низкопроницаемой залежи БП14 Тарасовского месторождения и на ВПЗ объекта ПК19-20 Барсуковского. На рисунке 11 представлена динамика показателей разработки основного участка воздействия комплексной технологии ВПП объекта БП14 Тарасовского месторождения. Она демонстрирует, что после каждого цикла обработок снижение обводненности реагирующих добывающих скважин сопровождается ростом суммарной закачки воды по нагнетательным. Это способствовало росту удельной эффективности одной скважинообработки от 400-500 т/скв. до 800-1000 т/скв. Суммарный технологический эффект за период 2002 – 2004 гг. получен выше обычного - 110 тыс. т дополнительной добычи нефти, что составило около 40 % от накопленной добычи нефти участка за период воздействия. Расчеты показали прирост в результате воздействия текущих извлекаемых запасов участка на 20 %. Применение комплексной технологии ВПП на ВПЗ объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения в 2005 году позволило получить 24 дополнительную добычу нефти в объеме 67,7 тыс. т или 3,4 тыс. т на скважинообработку. За счет снижения обводненности эффект составил 46,6 тыс. т 90 3 4 80 150000 70 5 100000 6 60 50000 1 50 2 0 Обводненность, Обводненность, %. % 200000 7.2004 4.2004 1.2004 10.2004 Время Время, месяц, год 10.2003 7.2003 4.2003 1.2003 10.2002 7.2002 4.2002 1.2002 10.2001 40 7.2001 закачка,. т. Добыча нефти, жидкости, Добыча нефти, жидкости, закачка, т дополнительно добытой нефти или 2,3 тыс. т на скважино-обработку. 1 - добыча нефти, 2 - базовая добыча нефти, 3 - средняя обводненность продукции, 4 - базовая средняя обводненность, 5 - добыча жидкости, 6 - закачка Рисунок 11 - Положительное влияние внедрения комплексной технологии ВПП нагнетательных скважин на динамику показателей разработки основного участка воздействия объекта БП14 Тарасовского месторождения ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Усовершенствованы методы обоснования применения МУН на залежах ТИЗ нефти: · разработан и апробирован при анализе разработки Тарасовского месторождения метод локализации остаточных запасов многопластовой залежи нефти с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин, опирающийся на современные методы статистической обработки данных ПГИ скважин; 25 · разработаны и апробированы при анализе разработки Тарасовского месторождения принципы факторного структурного анализа, позволяющие оценить состояние остаточных запасов различных участков залежи; · разработан графо-аналитический метод диагностики водопритоков, позволяющий анализом динамик эксплуатационных показателей скважин определить основной источник обводнения. 2. На основе анализа промысловых данных и вычислительных экспериментов уточнены критерии выбора скважин для проведения ФОЖ, для проведения селективной изоляции водопритоков, критерии выбора участков воздействия ПОТ, уточнены механизмы действия ПОТ в условиях залежей ТИЗ нефти. 3. Проведением вычислительных экспериментов доказано преимущество применения в условиях залежей ТИЗ нефти комплексных ПОТ, включающих использование как гелеобразующих, так и стимулирующих составов, проведением фильтрационных экспериментов произведена адресная адаптация комплексной технологии ВПП к условиям Тарасовского месторождения. 4. Практическая апробация и внедрение результатов исследований позволили получить высокий технологический эффект: · успешным проведением ГТМ на Тарасовском и Барсуковском месторождениях подтверждены уточненные критерии выбора скважин для проведения ФОЖ, в первом случае получено снижение темпа обводнения продукции на 62,5 % от охваченных мероприятиями скважин, во втором случае - на 75,0 %; · с помощью уточненных критериев выбраны участки внедрения комплексной технологии ВПП на Тарасовском и Барсуковском месторождениях, применение которой обеспечило прирост добычи нефти соответственно на 110 и 46,6 тыс. т. 26 Список опубликованных работ по теме диссертации 1. Куликов А.Н. О гидродинамическом механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 6. - С. 20-25. 2. Куликов А.Н., Закиров В.Р., Дворкин В.И. Гидродинамические особенности разработки водоплавающих залежей нефти и их влияние на эффективность геолого-технических мероприятий // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2005. – С. 179-183. 3. Куликов А.Н. Гидродинамический механизм и принципы моделирования комплексной технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин // Нефтепромысловое дело. – 2005. - № 10. - С. 18-25. 4. Тропин Э.Ю., Альхамов И.М., Джабраилов А.В., Силин М.А., Зайцев К.И., Куликов А.Н., Телин А.Г. Реализация адресного подхода к комплексному физико-химическому воздействию на пласт // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 1. - С. 52-55. 5. Куликов А.Н., Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Строганов В.М., Строганов А.М. Обобщение результатов селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических тампонажных материалов АКОР на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. - 2005. № 9. - С. 36-45. 6. Куликов А.Н., Захаров В.П. Результаты факторного анализа эффективности методов интенсификации добычи нефти и их влияния на конечную нефтеотдачу // Исследовано в России: электронный многопредметный научный журнал. - МФТИ, 2005, 223, С. 2298-2306, Internet.http://zhurnal.gpi.ru/articles/2005/223.pdf. 7. Куликов А.Н., Захаров В.П. Принципы выбора объектов проведения ГТМ с целью повышения нефтеотдачи пластов // Интервал. - 2007. - № 1. С. 38-39. 27 8. Куликов А.Н., Федотов К.В., Захаров В.П., Магзянов И.Р. Результаты факторного анализа эффективности применения гидроразрыва пласта на объекте БП14 Тарасовского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Тр. IX научн.-практ. конф. - 2006. - Т. 1. - С. 383-389. 9. Куликов А.Н. Принципы структурного анализа показателей разработки и локализации остаточных запасов многопластовых залежей нефти на примере объекта БП14 Тарасовского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2005. № 7. – С. 7-13. 10. Куликов А.Н. Диагностика обводнения добывающих скважин при планировании мероприятий по снижению избыточной добычи воды // Интервал. – 2006. - № 6. - С. 36-41. 11. Куликов А.Н., Эюбов Ф.Т., Никишов В.И. Исследование процесса эксплуатации водоплавающих залежей нефти // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Тр. междунар. академ. конф. - Тюмень, 2006. – С. 231-235. 12. Тропин Э.Ю., Разницин В.В., Джабраилов А.В., Куликов А.Н. Результаты обработок призабойных зон нагнетательных скважин Тарасовского месторождения // Сборник научных трудов по результатам научно- технологических работ за 2004 год. – М., 2005. - С. 223-240. 13. Пат. на изобретение 2263773 РФ. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин / А.Н. Куликов, Э.Ю. Тропин, М.А. Силин, А.Г. Телин и др. (РФ). - 2004123495; приор. 15.06.2004; зарег. 10.11.2005; срок действия пат. 15.07.2024. 14. Пат. на изобретение 2285790 РФ. Способ контроля за разработкой многопластовых нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин / А.Н. Куликов, Э.М. Тимашев и др. (РФ). 2005112012; приор. 12.04.2005; зарег. 20.10.2006; срок действия пат. 12.04.2025.
