ЛЕПИХИН ВИТАЛИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ
advertisement
УДК 622.276.76 На правах рукописи ЛЕПИХИН ВИТАЛИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ЗАВОДНЕНИЕМ ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ С ИЗМЕНЯЮЩИМСЯ ВО ВРЕМЕНИ ВОДОНЕФТЯНЫМ КОНТАКТОМ Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа 2012 2 Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»). Научный руководитель − кандидат технических наук Антонов Максим Сергеевич Официальные оппоненты: − Котенев Юрий Алексеевич доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, заведующий кафедрой «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» − Вафин Риф Вакилович доктор технических наук, Закрытое акционерное общество «Алойл», генеральный директор Ведущая организация − Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ Защита состоится 31 мая 2012 г. в 1000 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 «ИПТЭР». Автореферат разослан 27 апреля 2012 г. Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор Л.П. Худякова 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Изменчивость фильтрационноемкостных свойств карбонатных коллекторов по латерали и вертикали является одной из причин неравномерной выработки запасов нефти, разделенных от общей нефтенасыщенной толщины на прослои, в которых коэффициенты песчанистости и расчлененности изменяются в достаточно высоких пределах. Особенно значимо это проявляется на залежах при совместной эксплуатации нескольких пластов через единый фильтр. В таких залежах выработка запасов происходит в большей степени по каналам высокопроницаемых прослоев, и, как следствие, ведет к образованию целиков нефти в зонах низких проницаемостей. Поэтому регулирование объемов закачки воды и отбора продукции в этот период является одним из необходимых мероприятий для выравнивания фронта вытеснения нефти и оптимизации отбора. Изменение текущего водонефтяного контакта (ВНК) во времени, которое может определяться по 3D, является очень трудоемкой работой, поэтому необходимы менее трудоемкие, например, экспресс-методы его определения, что позволит делать оперативную оценку остаточных недренируемых запасов и рациональное размещение фонда скважин на стадии доразработки нефтяной залежи с учетом сложившейся системы заводнения. Представленная работа направлена на изучение и создание новых технологий вытеснения нефти путем снижения энергозатрат на извлечение нефти заводнением, которая актуальна и широко востребована в производственных структурах. Цель работы – повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных карбонатных нефтенасыщенных коллекторов заводнением за счет уточнения водонефтяного контакта во времени и распределения остаточных запасов по объекту с интенсификацией притока нефти путем оптимизации распределения и расположения новых точек стока. Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: 1. Уточнение и детализация геологического строения Пронькинского нефтяного месторождения с оценкой степени выработки запасов; 2. Оценка изменения водонефтяного контакта в пласте А4 во времени, изучение и создание методики оперативной оценки положения ВНК на локальных участках; 3. Анализ текущих существующих технологий выработки запасов нефти; 4. Теоретическое исследование и создание новых методических основ для разработки усовершенствованных технологий интенсификации отбора нефти; 5. Разработка комплексных рекомендаций по регулированию заводнения и уплотнения сетки скважин для ввода ранее недренируемых запасов в разработку. 4 Методы решения поставленных задач Анализ и решение поставленных задач базируются на обобщении опыта разработки выбранного объекта с использованием данных геофизических, гидродинамических и промысловых исследований, а также современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, на результатах математического моделирования для оптимизации сетки скважин и заводнения. Научная новизна результатов работы 1. Выявлена изменчивость во времени неравномерного распределения водонефтяного контакта по латерали и вертикали на отдельных залежах и зонах на примере Пронькинского нефтяного месторождения и предложена экспресс-методика её оценки для оперативного определения остаточных недренируемых запасов нефти путем выделения новых упрощенных геологических тел, проведен расчет абсолютных отметок для определения среднего значения изменения уровня текущего ВНК и текущей нефтенасыщенности пласта. 2. Предложена и разработана методика определения количества дополнительных добывающих и нагнетательных скважин, учитывающая связь начальных запасов, введенных в разработку, коэффициента извлечения нефти (КИН) с накопленным фондом, разделенным на добывающие и нагнетательные скважины. 3. Создана методика размещения дополнительных скважин с учетом недренируемых запасов нефти и регулирования заводнения с определенным выбором направления приоритетности фильтрации. На защиту выносятся: 1. Экспресс-методика определения текущего ВНК в залежи по геофизическим и геологическим данным объекта; 2. Методика определения размещения дополнительных добывающих скважин с учетом уточненных карт остаточных дренируемых и недренируемых запасов; 3. Методика размещения дополнительных скважин и регулирования заводнения по данным приоритетности фильтрации. Практическая ценность и реализация результатов работы 1. Результаты диссертационной работы применяются при разработке Пронькинского нефтяного месторождения путем использования карт остаточных недренируемых запасов, рекомендаций по размещению дополнительных скважин на месторождении с регулированием системы заводнения. 2. Внедрение комплекса мероприятий, включающего работы по регулированию системы заводнения с 2010 г. по 01.01.2012 г., позволило дополнительно добыть 1950 т нефти, сократить объемы закачки по пласту А4 на 37 тыс. м3 воды и получить экономический эффект в сумме 2,8 млн руб. Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах 5 НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2007-2012 гг.), на научнотехнических Советах ОАО «Оренбургнефть» (г. Бузулук, 2010-2011 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2011 г.). Публикации и личный вклад автора Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе в 8 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Одна статья опубликована без соавторов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях. Структура и объем работы Диссертация состоит пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 74 наименования. Работа изложена на 118 страницах машинописного текста, содержит 40 рисунков, 8 таблиц. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Антонову М.С. и сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология»: к.т.н. Сарваретдинову Р.Г., к.т.н. Фатхлисламову М.А. – за помощь и полезные советы, высказанные в процессе формирования и выполнения диссертационной работы. КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, приведены научная новизна и практическая ценность результатов работы. В первой главе выполнен аналитический обзор научнотехнической литературы по вопросам разработки нефтенасыщенных, неоднородных по проницаемости залежей нефти заводнением. Отмечено, что на поздних этапах разработки в результате применения технологий заводнения пластов происходят рост обводненности коллектора и увеличение объема обводненности добываемой жидкости, что обусловлено неоднородностью карбонатных коллекторов по латерали и вертикали. Наблюдается также изменение физико-химических свойств пластовых флюидов, что в итоге продолжительного периода разработки приводит к расчленению остаточных запасов на разрозненные участки и области. Такое перераспределение запасов и продолжительный период разработки способствуют изменению уровня текущего ВНК, который обычно определяется при проведении проектных работ по месторождению и является сложной, трудоемкой задачей. Однако очень часто для адекватной оценки состояния разработки при принятии управляющих решений по месторождению, проверки достоверности скважинных данных, данных исследований, оперативного определения остаточных 6 недренируемых запасов нефти и текущей нефтенасыщенности пласта возникает необходимость точного представления текущего уровня ВНК, эффективности применяемых технологий заводнения, а также рациональности выбора и назначения геолого-технических мероприятий (ГТМ) по скважинам. Изучению процессов заводнения посвящено значительное количество работ, в частности необходимо отметить работы таких ученых, как В.Е. Андреев, Г.Г. Вахитов, Э.М. Халимов, С.А. Жданов, Б.Т. Баишев, Н.Н. Непримеров, М.Л. Сургучев, И.Т. Мищенко, О.Л. Кузнецов, А.Т. Горбунов, Р.Х. Муслимов, Г.З. Ибрагимов, М.А. Токарев, Н.Ш. Хайрединов, Ю.А. Котенев и многих других. В результате анализа трудов вышеприведенных исследователей отмечено, что постепенное снижение эффективности применяемых систем заводнения на месторождениях, особенно на поздней стадии разработки, объясняется тем, что наряду с выработанностью коллекторов, обводнением высокопроницаемых пропластков и изменением физико-химических свойств пластовых флюидов, различными по величинам как площадной, так и послойной неоднородностями отсутствует оперативно изменяющаяся система регулирования процессами заводнения. Как отмечают многие авторы, важнейшими задачами при интенсивном воздействии на нефтеносные пласты, содержащие остаточные трудноизвлекаемые запасы нефти, являются развитие и постоянное совершенствование методов анализа состояния заводнения и выработки запасов нефти продуктивных пластов, особенно в поздней стадии разработки. Основными же целями при изучении выработки неоднородных пластов по-прежнему остаются корректное определение коэффициента вытеснения и совершенствование технологии нефтеизвлечения в режиме активного заводнения. На основании проведенного анализа состояния изученности проблемы сделаны следующие выводы. 1. На основе анализа литературных источников о состоянии разработки нефтяных залежей установлено, что на эффективность разработки и на динамику оптимальной выработки запасов преобладающее влияние оказывают геологические факторы, такие как расчлененность, песчанистость, неоднородность эксплуатационного объекта, структура запасов и продуктивность пластов, а также физикохимические свойства пластовых флюидов. 2. Определяющей причиной ухудшения структуры запасов и низких темпов отбора нефти по слабопроницаемым пластам является слабая изученность геологического строения залежи, прежде всего, определение и выделение неоднородности порового пространства и его фильтрационно-емкостных свойств. 7 3. Показано, что для вовлечения в активную разработку текущих остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти и повышения эффективности заводнения необходимы более глубокое изучение механизма процесса вытеснения нефти водой, а также достоверное определение направления фильтрационных потоков и степени взаимодействия между скважинами, вызванных изменением во времени дренируемых запасов, водонефтяного контакта и полей давления. 4. Активное заводнение требует оперативных методов его регулирования, так как преждевременное обводнение продуктивных пластов в большинстве случаев связано с прорывом воды по высокопроницаемым коллекторам с образованием зон повышенной фильтруемости и изменением во времени ВНК. Во второй главе выполнен выбор объекта исследования и дана характеристика, в частности уточнено геологическое строение пласта А4 Пронькинского месторождения, принятого в качестве базового объекта для изучения. Помимо пласта А4 башкирского яруса на Пронькинском месторождении продуктивные пласты вскрыты в отложениях ардатовского горизонта живетского яруса среднего девона (пласта Д3), турнейского яруса (пласты Т1 и Т2), бобриковского горизонта (пласт Б2) и окского надгоризонта (пласты О5в и О6) визейского яруса нижнего карбона, а также башкирского яруса (пласт А4-1) и верейского горизонта московского яруса (А1+2) среднего карбона. По данным ГИС, граница между пластами А4 и А4-1 проводится достаточно уверенно, так как выделяется практически во всех скважинах, вскрывших отложения башкирского яруса. Однако по данным анализа общих толщин верейского горизонта в разрезе этих скважин увеличение общей толщины по сравнению с другими скважинами не происходит. Поэтому такое резкое уменьшение толщины пласта А4 в разрезе этих скважин (в 4…5 раз по сравнению с близлежащими скважинами) нельзя объяснить размывом кровли башкирского яруса. В данном случае, как видно из предыдущего исполнения корреляции разреза, автор не смог обосновать уровень ВНК, и поэтому нижнюю нефтенасыщенную часть пласта отнес к пласту А4-1. На самом деле, разрез пласта хорошо коррелируется с разрезом соседних скважин в пределах выделенных реперов и выдерживает общую мощность пласта, а нефтенасыщенные коллекторы, оказавшиеся ниже уровня ВНК на 9…10 м, связаны с унаследованностью геологического строения в зоне тектонических разломов, выявленных в девонских и нижнекаменноугольных отложениях до башкирских отложений. По данным анализа сейсмических исследований, изменения, связанные с общей толщиной и геологическим строением залежи в целом, зависят от наличия в этой зоне тектонических разломов, которые могли повлиять на морфологию залежей. Ранее эти участки, где нефтенасыщенные коллекторы оказались ниже принятого уровня ВНК, связывали с образованием отдельных линз, которые обосновывали на основании 8 построения схемы геологических разрезов по скважинам, несущим информацию о насыщенности коллекторов пласта (нефтью или водой). В первую очередь, это скважины водонефтяной зоны, а также скважины чисто нефтяной (ЧНЗ) и водяной зон, подошва и кровля пласта которых находятся в непосредственной близости от ВНК. Изменение уровня ВНК с течением времени неизбежно при активной разработке месторождения. Нередко возникает необходимость в оценке текущего ВНК еще до создания геологической модели. Например, на стадии построения этих моделей с целью их оперативного использования нередко возникают ситуации, когда необходимо максимально быстро определить текущий уровень ВНК для принятия решений по эффективному вмешательству в процесс разработки. Поэтому встала задача создания экспресс-методик и определения ВНК для оперативного подсчета остаточных извлекаемых запасов и использования их при формировании ГТМ. В соответствии с поставленной задачей о необходимости оперативного определения ВНК на простых моделях для формирования текущих геолого-технических мероприятий рассматривается экспрессметодика оценки изменения во времени текущего уровня ВНК, подъем которого происходит в результате разработки залежей нефти. По характеру подъема уровня ВНК рассмотрены три типа залежей. 1. Залежи сводовой структуры, содержащие безводные чисто нефтяные зоны (пластовые залежи). В этих залежах в процессе подъема уровня ВНК площадь нефтеносности уменьшается. При этом на начальном этапе ЧНЗ сохраняется, также уменьшаясь по площади, а на конечном этапе полностью исчезает. 2. Залежи сводовой структуры, не содержащие ЧНЗ (массивные залежи). В этих залежах площадь нефтеносности также уменьшается в процессе подъема уровня ВНК. 3. Залежи, в которых с подъемом уровня ВНК площадь нефтеносности не изменяется (например линзовидные залежи). К ним можно также отнести внутренние участки (блоки) месторождений, не имеющие в качестве границ контуры ВНК, при условии соблюдения в них принципа материального баланса. В соответствии с типами залежей рассмотрены модели пластовой залежи со сводовой структурой с ЧНЗ, массивной залежи со сводовой структурой без ЧНЗ и линзовидной залежи. Для проверки сходимости созданной экспресс-методики были рассчитаны величины текущих геологических и извлекаемых запасов по существующей геологической модели и уточненной. Показано, что по новой методике уровень текущего ВНК согласуется с историей разработки и значительно влияет на оценку и численные значения текущих извлекаемых запасов по пласту А4 Пронькинского месторождения (рисунок 1). 1206 1213 1202 103 В третьей главе выполнен анализ и дана оценка состояния выработки запасов нефти Пронькинского месторождения на базе Проверил Составил 0.7 1.4 км Должность Фамилия Подп. Прилож. С.н.с. Сагитов Д.К. Инж.1кат. ФатхлисламовМ.А. Инж.разр. ШаймардановМ.Н. Инж.разр. Халикова В.Э. Зам.гл.техн. Антонов М.С. 0 Пронькинское месторождение Башкирский ярус. Пласт А4 Карта плотности текущих извлекаемых запасов нефти 700 м 35 111 111s 107 102 73 24 124 а) 178 160s 160 155 150 34 122 42 146 312 43bs 43b 166 184 199 173 196 174 180 115 168 128 153 148 189 188 175 45 505 129 176 181 177 159 164 добывающие и нагнет. скважины 1 кв.см = 50 куб.м. жидк. в сутки внеш.контур неф/носн. внутр.контур неф/носн зона замещ.коллектора лицензионная граница 198 172 171 169 38 195 134 170 54 167 194 1212 53 163 1246 158 158s 147 44p 140 139 37 133 132 152 55 55s 127 145 138 74 1249 157 162 165 1250 161 1245 156 1248 144 52 143 52s 1251 1210 1209 151 136 32 126 131 121 117 118 130 201 130s 137 125 - Действующие скважины 31 56 1171 135 142 120 116 114 1170 27 30 51 200 1191 113 1172 119 80 154 141 112 108 109 81 186 185 149 Рисунок П 3.2.14 S - Бездействующие скважины - ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб) - Действующие скважины 46 1206 312 1202 1201 1 кв.см = 50 куб.м. жидк. в сутки добывающие и нагнет. скважины 72 1203 1198 105 103 1207 106 49 28 109 131 136 144 160s 160 155 б) 178 150 161 162 165 1250 1245 156 1248 198 172 147 140 184 Плотность запасов нефти, тыс.т/га - Ликвидированные скважины - Наблюдательные скважины - Нагнетательные скважины - Совместные и других горизонтов лицензионная граница зона замещ.коллектора внутр.контур неф/носн - Ликвидированные скважины - Наблюдательные скважины Рисунок 1 – Плотность текущих извлекаемых запасов нефти - Нагнетательные скважины - Совместные и других горизонтов - Бездействующие скважины - ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб) 199 173 171 169 38 195 134 170 54 167 1212 53 163 1246 194 158 158s 146 139 133 132 152 55 55s 166 145 43bs 43b 1249 157 122 127 81 138 34 32 117 118 126 130 201 130s 137 125 121 52 143 52s 1251 1210 1209 151 Плотность запасов нефти, тыс.т/га 31 56 1171 135 142 120 1170 27 51 200 114 116 124 1191 113 1172 119 154 24 80 108 104 141 112 внеш.контур неф/носн. 35 111 111s 107 102 43 61 91 а – определенная по существующей модели; б – уточненная по новой методике 1207 106 1201 49 72 1203 1198 105 44 28 104 6 ООО НПО Нефтегазтехнология 46 43 61 6 Сектор по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти S 91 196 174 180 115 168 128 153 148 189 188 175 45 505 129 176 181 177 159 164 186 185 149 9 Рисунок 10 полученных результатов, приведенных в главе 2. В результате анализа эффективности существующей системы заводнения по пласту А4 выявлено, что несмотря на применение широкого ряда ГТМ по пласту значительных положительных сдвигов по улучшению эффективности применяемой системы поддержания пластового давления (ППД) за период разработки не получено. Установлено влияние согласованного и несогласованного изменений интенсивности и охвата нефтяной залежи заводнением на его текущую продуктивность. Анализ удельной закачки, например, приходящейся на единичную нагнетательную скважину, не согласуется с компенсацией, что говорит о неравномерности заводнения по интенсивности и охвату. В начальный период компенсация отборов доходила до 200 %, при этом в то же время наблюдался спад в добыче нефти на этапе интенсивного разбуривания (соотношение скважин добывающего и нагнетательного фондов составляло более четырех к одному). Последовавшие за этим некоторое снижение удельной закачки и снижение компенсации до 120…150 % также характеризуются спадом в добыче жидкости, так как вводимый из бурения фонд скважин характеризовался резким ростом обводненности скважин в первые годы эксплуатации вплоть до 98 % по причине подтягивания конуса обводнения в скважинах, не обеспеченных поддержанием пластового давления. Полуторакратное перекрытие добычи закачкой не приносило результатов по наращиванию темпа разработки. В период с 1990 по 2003 гг. от 30 % до 40 % фонда скважин было остановлено по причине полного обводнения. Однако система ППД, интенсивность которой уменьшилась вдвое, была сохранена. Достаточно равномерное распределение нагнетательных скважин по площади и поддержание 100 %-ной компенсации отборов позволили сформировать устойчивое взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин без обвального обводнения первых. Поддержание компенсации отборов закачкой на уровне 100 %, а также планомерная выработка с учетом времени продвижения фронта вытеснения на протяжении уже 10 лет дают положительный результат. Разработана классификация возможных причин низкой эффективности системы заводнения, в частности рассмотрены причины потерь подвижных запасов нефти в результате техногенного снижения температуры пласта при закачке воды с температурой, ниже начальной пластовой; потерь подвижных запасов нефти в неоднородном по проницаемости пласте в результате охлаждения и выпадения парафинов; а также осложнения при разработке залежей нефти с высоким газовым фактором. Проанализирован и численно исследован процесс выработки запасов нефти из пласта с газовыми зонами. Образование в пласте зон свободного газа приводит к ряду осложнений в разработке нефтяных залежей. Так, возникновение газовых 11 изменение коэффициента нефтеизвлечения в долях от базового варианта, д.ед. пробок приводит к ухудшению гидродинамической связи между зонами закачки, снижению отбора и КИН (рисунок 2). 1.1 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 соотношение объемов геологических запасов нефти и газа в пластовых условиях, д.ед. Рисунок 2 – Зависимость изменения КИН от соотношения объемов геологических запасов нефти и свободного газа в пластовых условиях по сравнению с базовым вариантом (чисто нефтяной пласт) Проведенные исследования зависимости КИН от объемов зон свободного газа показали, что нефтеотдача пласта снижается с ростом объемов выделившегося свободного газа. Необходимо отметить, что сказанное выше проявляется особенно сильно в коллекторах с низкой проницаемостью, где начинают сказываться эффекты неньютоновских свойств нефти. В четвертой главе приведены результаты теоретических исследований для создания новых методических основ для разработки усовершенствованных технологий интенсификации отбора нефти. Вначале были выявлены превалирующие источники обводнения добывающих скважин и установлена направленность фронта вытеснения от нагнетательных скважин, что может определить выбор и проведение работ по уплотнению (бурение, зарезка боковых стволов, перевод с других пластов) или разряжению (перевод на другие пласты) сетки скважин, либо по применению потокоотклоняющих технологий, либо технологий нестационарного заводнения. Для проведения этих работ также необходим анализ источника обводнения по характеру распределения фронта вытеснения от нагнетательных скважин и ориентации их по контуру нефтеносности (источникам обводнения) добывающих скважин. 12 Для построения вышеупомянутых карт, которые позволят определить места расположения новых скважин («стоков» – условных скважин, необходимых для увеличения зоны дренирования), получена формула для расчета условного радиуса дренирования скважин (Rподв) как корень квадратный из отношения величины подвижных запасов (полученных по характеристикам вытеснения при обводненности 98 %) скважины к объему нефтенасыщенного порового пространства, охваченного вытеснением нефти: Rподв. Qподв. m S н h K выт пов.н bн , где Qподв. – подвижные запасы; m – пористость; h – эффективная нефтенасыщенная толщина; bн – объемный коэффициент нефти. Коэффициент вытеснения (Квыт) определялся как функция величины проницаемости (k) и её неоднородности (латеральной V2L, зональной V2Z и результирующей V2R), а также начальной и предельной насыщенностей по керну Sн. С целью придания ориентации зоне дренирования на карту нефтенасыщенных толщин нанесены не круги по рассчитанному радиусу, а овалы эквивалентной площади ( S кр ). Для определения направления овала от скважины рассчитывается угол ô åñ , который является комплексным параметром, зависящим от коэффициента парной корреляции, определенной по методу Спирмена, данных геофизических исследований скважин (проницаемости и эффективной толщины пласта по ГИС), коэффициента результирующей неоднородности проницаемости пласта и градиента пластового давления в межскважинном пространстве. Карты направлений фильтрационных потоков, построенные на основе карт изобар за 2011 год, приведены на рисунке 3, из которого видно, что происходит разделение залежи на отдельные блоки-участки. Границы участков (выделенные жирными линями), определенные «загущением» векторов, являются областями встречи нескольких направлений фильтрации. Здесь происходят взаимное гашение и формирование застойных зон в областях активной разработки залежи. Формирование подобных зон неизбежно, что связано с рядной структурой расположения сетки скважин. В результате решения поставленной задачи выявляется направление приоритетной фильтрации, и на основании этого назначаются наиболее рациональные геологотехнические мероприятия, влияющие на процесс заводнения. Отметим, что смена режимов работы нагнетательных и добывающих скважин способна перераспределять застойные области с нераспределенными запасами (области взаимогашения потоков) и создавать новые застойные области в ранее активных промытых зонах пласта. 139 130 201 130s 137 1170 27 30 13 146 136 1171 135 56 153 145 140 144 42 148 147 138 52 143 52s 1251 1210 1209 151 150 1 34 74 1249 157 1248 134 196 158 158s 195 194 1212 53 163 1246 1245 156 155 1250 161 160s 160 152 55 55s 162 165 178 164 128 159 38 1 177 168 175 167 169 166 43bs 43b 181 115 54 129 171 170 180 188 176 505 Рисунок 3 – Фрагмент карты с четырьмя нанесенными 174 условными границами участков взаимогашения фильтрационных 189 потоков 45 173 Предложен комплексный параметр регулирования заводнения на 172 базе абсолютных значений четырех обозначенных параметров для всех 184 возможных пар скважин (формула). 198 Даны методические рекомендации по уплотнению сетки скважин на базе приоритетных направлений течений фильтрационных потоков (овалы, показывающие приоритетное направление фильтрации) и 199 представлены границы участков. Назначаемые новые скважины-стоки при этом должны оказывать максимальное влияние на места взаимогашения, а также учитывать величину текущих запасов как по зоне назначения скважины-стока, так и в целом по месторождению. Рассмотрение направлений преимущественной фильтрации вместе с границами изменения направления фильтрационных потоков позволяет расположить новые скважины-стоки на наиболее перспективных участках месторождения (на участках с наибольшими текущими запасами, на участках с непромытыми в процессе разработки пропластками / слоями). Преимущественные поскважинные направления внеш.контур неф/носн. твующие скважины фильтрационных потоков позволяют прогнозировать дальнейшие внутр.контур неф/носн направления Н, ЭЦН, Фонтан (Сваб) вытеснения запасов нефти (рисунок 4). ействующие скважины местные и других горизонтов етательные скважины зона замещ.коллектора лицензионная граница 186 0 7.5 6 46 9 3 9 9 0 1.5 9 1.5 3 3 0 4.5 19 4.5 6 43 6 7.5 9 28 104 .5 10 10 .5 7 4.5 9 7.5 4.5 1.5 3 17 61 3 4.5 0 1.5 6 18 16 7.5 4.5 1.5 1.5 0 4.5 0 8 0 1.5 1.5 3 102 102 1.5 3 108 28 104 28 104 1206 3 8 1207 106 1201 1202 109 3 1.5 114 72 1203 1198 105 17 1.5 0 3 3 0 1.5 4.5 0 3 1.5 0 0 1.5 0 3 0 1.5 0 0 1.5 3 3 0 10 24 2 3 3 0 124 1170 200 651 27 51 200 120 124 2 6 1170 1172117127 135 1172 0 119 1.5 0 0 109 103 107 113 49 1207 106 108 116 114 120191 105 112 1206 8 111 107 113 1191 1207 106 72 1203 111-2 1198 80 1 116 1201 105 1202 112 111 10 1191 120 72 1203 111-2 1198 1 24 80 81 119 1202 1206 103 19 7 7 130 201 130-2 136 137 0 126 131 130 201 130-2 131 137 125 125 S 32 119 3 51 200 114 120 1 116 124 1191 113 127 133 133 132 1171 135 56 139 146 11 150 147 31 139 142 131 136 144 16 1248 157 148 153 12 19 1245 156 1249 4 34 122 9 146 139 133 132 158 158-2 7 152 55 43 55-2 127 145 138 1874 126 32 117 118 130 201 130-2 137 125 121 52 143 52-2 1251 1210 1209 148 147 151 2 6 1170 122 1172132 27 127 9 122 9 24 80 108 141 138 145 138 117 118 32 121 126 121 10 112 117 118 111 111-2 107 195 17 134 140 11 196 61 147 128 153 148 164 81 91 6 6 6 6 Рисунок 1.5 0 0 1.5 4.5 1.5 9 3 0 3 7.5 4.5 6 7.5 9 4.5 7.5 9 6 6 6 4.5 4.5 4.5 3 3 1.5 1.5 3 1.5 3 6 7.5 0 1.5 4.5 3 1.5 0 3 1.5 1.5 0 7.5 0 6 3 4.5 3 0 0 1.5 6 3 4.5 1.5 0 6 4.5 3 4.5 6 4.5 0 0 6 1.5 0 3 0 1.5 7.5 3 4 .5 0 0 0 1.5 3 18 18 0 3 6 1.5 1.5 16 .5 4.5 9 0 6 6 1.5 15 0 7.5 4.5 6 18 15 19.5 18 22.5 24 25.5 1.5 12 18 15 7.5 .5 4.5 3 15 18 0 9 10.5 1.5 12 13.5 6 6 6 16.5 9 10.5 12 4.5 6 18 13 3 3 4.5 7.5 1.5 4.5 9 16.5 7.5 6 6 0 9 3 6 .5 13 12 1.5 4.5 3 0 10 .5 12 6 7.5 15 .5 10 12 .5 13 10.5 15 6 9 9 7.5 15 4.5 3 12 6 7.5 3 7.5 7.5 9 4.5 3 0 3 4.5 0 6 7.5 0 12 16.5 15 9 1.5 1.5 3 4.5 0 4.5 4.5 18 6 4 3 .5 7.5 10.5 13.5 18 12 13.5 7.5 9 3 4.5 3 6 3 12 1.5 9 1.5 1.5 6 4.5 0 0 0 3 3 4.5 6 1.5 1.5 9 3 6 1.5 10.5 15 4.5 19 .5 0 4.5 16.5 15 13.5 10.5 4.5 4.5 19.5 9 3 0 7.5 0 3 3 6 4.5 12 13.5 16.5 18 22.5 3 0 7.56 10.5 4.5 4.5 7.5 1.5 6 3 1.5 3 6 1.5 3 0 3 4.5 0 4.5 13.5 15 13.5 9 1.5 0 12 1.5 9 3 1.5 4.5 3 1.5 3 9 3 4.5 3 6 7.5 .5 7.5 9 15 .5 .5 13 10 9 0.5 12 1 15 10 0 12 13.5 .5 16 18 6 7.5 3 3 6 9 6 0 18 15 4.5 1.5 4.5 15 5 13. 12 10.5 .5 12 10.5 6 7.5 1.5 1.5 3 4.5 4.5 3 0 .5 16 15 4.5 3 9 16 0 3 16.5 4.5 15 .5 1312 13.5 15 18 19.5 21 22.524 15 6 10 .5 4.5 1.5 18 0 7.5 9 12 13.5 7.5 3 10.5 97.5 12 16.5 9 7.5 4.5 0 3 7.5 4.5 6 0 0 18 12 6 7.5 6 9 13 .5 6 3 0 0 0 12 3 4.5 1.5 7.5 9 10.5 12 7.5 0 0 1.5 3 7.5 1.5 3 3 4.5 1.5 0 0 0 1.5 0 1.5 7.5 0 0 Рисунок Рисунок 4.5 0 4.5 3 0 1.5 1.5 0 3 1.5 0 0 0 0 0 1.5 1.5 1.5 3 3 4.5 6 7.5 6 9 0 б) Проверил Составил 0 0.7 1.4 км Должность Фамилия Подп. Прилож. С.н.с. Сагитов Д.К. Инж.1кат. ФатхлисламовМ.А. Инж.разр. ШаймардановМ.Н. Инж.разр. Халикова В.Э. Зам.гл.техн. Антонов М.С. 700 м 0 0.7 1.4 км Рисунок - Наблюдательные скважины - Нагнетательные скважины - Совместные и других горизонтов - Бездействующие скважины - ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб) - Действующие скважины Проверил Составил Должность Фамилия Подп. Прилож. С.н.с. Сагитов Д.К. Инж.1кат. ФатхисламовМ.А. Инж.разр. ШаймардановМ.Н. Инж.разр. Халикова В.Э. Зам.гл.техн. Антонов М.С. - Ликвидированные скважины Рисунок 4 – Оценка областей дренирования скважинами по залежи 700 м Пронькинское месторождение Башкирский ярус. Пласт А4 Карта плотности текущих подвижных запасов нефти 4.5 Сектор по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти 3 Пронькинское месторождение Башкирский ярус. Пласт А4 Карта начальных нефтенасыщенных толщин 4.5 Сектор по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти 3 174 15 180 115 168 128 153 148 189 188 добывающие и нагнет. скважины 1 кв.см = 50 куб.м. жидк. в сутки внеш.контур неф/носн. внутр.контур неф/носн зона замещ.коллектора лицензионная граница Плотность запасов нефти, тыс.т/га 312 175 45 505 129 176 181 177 159 164 а – текущая нефтенасыщенная толщина с точками бурения и направлением фильтрационных потоков; б – плотность текущих подвижных запасов нефти с точками бурения и направлением фильтрационных потоков 0 1.5 0 9 6 6 7.5 3 1.5 6 ООО НПО Нефтегазтехнология 0 4.5 0 4.5 6 ООО НПО Нефтегазтехнология 1.5 0 3 1.5 1.5 1.5 3 3 7.5 10 .5 1.5 0 9 6 12 7.5 10.5 3 10.5 0 6 3 6 9 3 12 10.5 0 3 9 6 6 9 0 0 0 0 1.5 3 4.5 15 9 1.5 3 3 6 7.5 9 4.5 1.5 0 4.5 12 1.5 9 109 .5 0 4. 3 5 9 4.5 3 9 6 1.5 0 3 9 13.5 15 16 .5 16.515 6 4.5 0 16.5 13.5 15 4.5 6 7.5 4.5 13.5 3 6 1.5 3 7.5 1.5 6 4.5 0 7.5 6 1.5 6 4.5 3 .5 16 12 6 0 .5 16 7. 19 .5 3 9 0 10.5 9 5 7. .5 10 5 12 10.59 7.5 6 21 12 15 15 16.5 9 15 13.5 12 1.5 7.5 6 4.5 9 10.5 16.5 6 9 9 10.5 12 13.5 15 18 19.5 21 22.5 7.5 6 .5 4 19.5 10.5 15 .5 13 3 4.5 10.5 .5 18 18 7.5 6 9 10 5 6 4.5 .5 13 12 18 16 .5 1 7.5 13.5 12 10 1 .5 2 .5 1 3 15 7.5 9 21 7.5 6 13.5 12 19.5 .5 19 12 13.5 4.5 3 4.5 1.5 .5 10 0 1.5 12 3 3 6 9 10.5 7.5 .5 12 10 .5 13 15 7.56 10.5 9 4.5 9 9 6 3 4.5 6 7.5 0 3 1.5 0 4.5 6 9 7.5 7.56 4.5 10.5 18 16 15 .5 12 13 10.5 .5 3 4.5 1.5 10.5 3 7.5 1.5 4.5 6 7.5 6 4.5 0 9 .5 13 6 4.5 21 6 4.5 0 10.5 6 7.5 9 6 3 6 7.5 .5 16 15 6 3 9 9 16.5 7.5 0 6 3 9 6 7.5 12 10 .5 7.5 4.5 1.5 1.5 1.5 4.5 15 13.5 12 10.5 4.5 12 19.5 21 7.5 9 10.5 1.5 7.5 21 6 3 3 0 21 4.5 4.5 4.5 6 6 1.5 1.5 1.5 6 6 1.5 0 6 4.5 3 3 3 7.5 4.5 3 3 4.5 7.5 7.5 0 1.5 1.5 3 4.5 4.5 7.5 6 3 1.5 0 3 .5 6 1.5 6 1.5 7.5 3 7.5 3 0 3 7.59 .5 12 13.5 10 15 10.5 9 7.5 1.5 19 0 1.5 3 6 6 1.5 3 0 4.5 4.5 1.5 3 0 3 1.5 0 4.5 6 3 6 3 6 6 1.5 4.5 159 194 46 149 1212 38 177 140 163 146 168 1246 28 144 11155 136 153 162 104 152 175 1171 52 6 145 55-2 143 52-2 55 1250 167 102 12511210 185 135 13 109 6 134 34 154 181 142 102 169 103 140 1209 160-2 161 109 115 144 6 49 103 151 74 152 160 19649 54 108 5 35 4 55 158 166 52 164 56 114 143 52-2 1249 1251 165 55-2 129 108 186 134195 128 1210 1206 8 114 1248 34 117 142 14 158-2 150 188 107 180 171 9 141 118 43b-2 1209 157 1206 8 113 117 1207 106 107 118176 9 505 178 43b 113 151 74 159 15 194 1207 106 31 170 196 116 1201 4 164 12 56 105 1249 158 1245 112 156 122 149 116 174 1281201 1212 1248 38 105 111 195 177 112 45 158-2 150 157 122 163 141 1191 189 168 173 111 72 1203 1246 111s 155 1198 1191 80 1 1203 32 72 159 111-2 194 175 31 16212 1198 121 80 1202 1 32 172 1250 1245 167 156 185 132 121 149 13 1212 154 38 1202 10 181 177 169 184 161 132 120 127 163 168 160-2 10 115 1246 120 155 6 24 127 119 175198 160 126 162 133 35 24 54 5 166 1250165 167 119 126 185 129 133 125 186 13 154 14 169 125 188 181 180 171 43b-2 160-2 161 115 199 6 124 505 178 43b 51 15 176 170 160 200 124 54 5 35 166 51 131 165 129 186 200 174 131 45 14 139 188 180 171 189 43b-2 173 130 139 1170 148 201 130s 505 2 178 43b 130 147 138 1170 15 176 170 201 2 1172 27 147 138 6 172 130-2 137 1172 27 174 137 45 3 184 146 11 189 173 3 146 136 153 добывающие и нагнет. скважины 11 198 1171 136 145 312 1 кв.см1171 172 = 50 куб.м. жидк. в сутки 135 145 ООО140 НПО Нефтегазтехнология 135 184 144 внеш.контур неф/носн. 140 199 152разработке трудноизвлекаемых запасов нефти 144 Сектор по - Действующие скважины - Действующие скважины 198 52 152 143 52s 55 внутр.контур неф/носн 1251 55s 52 134 1210 143 52-2 55 - ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб) 34 1251 55-2 142 ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб) Пронькинское месторождение 134 1210 1209 зона замещ.коллектора 34 142 1209 - Бездействующие скважины 151 Башкирский - Бездействующие 199скважины 196 ярус. Пласт А4164 лицензионная 151 граница74 56 1249 4 158 196 - Совместные и других горизонтов Карта плотности текущих подвижных запасов нефти 56 128 1249 4 1248 158 Совместные и других горизонтов 195 158s 150 157 141 1248 195 - Нагнетательные скважины 158-2 150 157 141 700 м194 0 0.7 1.4 км - Нагнетательные скважины 159 31 - Наблюдательные скважины 12 194 31 добывающиескважины и нагнет. скважины 1245 156 12 149 -312 Наблюдательные 1212 1245 38 156 177 - Ликвидированные скважины 1212 53 163 1 кв.см = 50 куб.м. жидк. в сутки 38 168 ООО НПО Нефтегазтехнология 1246 155 163 Должность Фамилия Подп. Прилож. - Ликвидированные скважины 1246 Плотность запасов нефти, тыс.т/га 155 175 162 внеш.контур неф/носн. внеш.контур неф/носн. 1250 Составил 167 162 С.н.с. Сагитов Д.К. Сектор по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти 185 - Действующие скважины добывающие и нагнет. скважины 1250 13 167 154 181 внутр.контур неф/носн внутр.контур неф/носн 169 ФатхисламовМ.А. 161 13 312 1 кв.см = 50 куб.м. 154 Инж.1кат. 160s 115 ЭЦН, Фонтан (Сваб) 169 жидк. в сутки - ШГН, ООО НПО Нефтегазтехнология Пронькинское месторождение 160-2 161 зона замещ.коллектора зона замещ.коллектора 6 160 Инж.разр. 54 5 ШаймардановМ.Н. 35 166 внеш.контур неф/носн.35 160 Башкирский ярус. Пласт - Бездействующие скважины 54 165 А4 запасов нефти лицензионная граница 129 5 166 лицензионная граница Сектор по разработке трудноизвлекаемых 186 Действующие скважины 165 Инж.разр.171 Халикова 14запасов Карта плотности текущих подвижных нефти 188и других горизонтов внутр.контур неф/носн 180 В.Э. 43bs 14 - Совместные 171 область дренирования проектных точек 43b-2 - ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб) 178месторождение 43b Проверил Зам.гл.техн. Антонов Пронькинское 176 505 15М.С. зона замещ.коллектора 178 43b (цвет от зеленого до красного определяет 700 м 0 0.7 1.4 км 170 Нагнетательные скважины 170 Башкирский ярус. Пласт А4 - Бездействующие скважины приоритетность реализации) 174 лицензионная граница 45 189 скважины Карта плотности текущих подвижных запасов нефти 173 -- Наблюдательные Совместные и других горизонтов 312 ориентированная по ФЕС область дренирования (охвата) 173 Должность Фамилия Подп. Прилож. Ликвидированные скважины Плотность запасов нефти, тыс.т/га излекаемых запасов добывающими (нагнетательными) 700скважинами м 0 0.7 1.4 км 172 - Нагнетательные скважины 172 Составил С.н.с. Сагитов Д.К. 184 184 - Наблюдательные скважины Инж.1кат. ФатхисламовМ.А. 198 Толщина пласта, м 198 Должность Фамилия Подп. Прилож. - Ликвидированные скважины Плотность запасов нефти, тыс.т/га Инж.разр. ШаймардановМ.Н. Составил С.н.с. Сагитов Д.К. Инж.разр. Халикова В.Э. 199 199 Инж.1кат. ФатхисламовМ.А. Проверил Зам.гл.техн. Антонов М.С. Инж.разр. ШаймардановМ.Н. Инж.разр. Халикова В.Э. Проверил Зам.гл.техн. Антонов М.С. 0 3 6 3 1.5 0 3 9 0 6 3 10.5 1.5 6 0 6 1.5 1.5 3 49 3 6 4.5 46 0 1.5 19 1.5 46 0 6 а) S 0 1.5 3 9 0 9 4.5 7.5 0 6 1.5 7.5 0 6 0 6 3 0 1.5 1.5 0 1.5 0 0 6 0 18 186 185 149 14 15 В пятой главе приведены примеры использования разработанных рекомендаций по регулированию заводнения и уплотнения сетки скважин для ввода ранее недренируемых запасов в разработку. Разработан метод определения потребности и размещения новых скважин на основе сопоставления и расхождения текущего и необходимого фонда скважин по проектному КИН и фактического фонда. Исходные данные для определения необходимого и достаточного количества фонда скважин с целью обеспечения и полноты выработки запасов нефти по утвержденным запасам по 11 показателям приведены в таблице 1. Таблица 1 – Исходные данные для определения потребности в новых стоках (источниках) для достижения проектных показателей № Залежь п/п 1 НИЗ, введенные в активную разработку 2 НИЗ, утвержденные ЦКР 3 Накопленный фонд скважино-объектов (доб.+нагн.), стоков и источников 4 Необходимый прогнозный фонд скважинообъектов (доб.+нагн.), стоков и источников 5 Площадь нефтеносности 6 Плотность сетки скважин существующая 7 Плотность сетки скважин необходимая 8 КИН, достигаемый существующей сеткой 9 КИН, утвержденный ЦКР 10 Геологические запасы нефти 11 Недренируемые запасы нефти текущей сеткой Потребность в новых стоках и источниках по тренду Ед. изм. А4 тыс. т тыс. т 10441,9 13991 скв.-объект. 122 скв.-объект. 134 тыс. м2 га/скв га/скв д. ед. д. ед. тыс. т 44174 36,2 33,0 0,357 0,478 29269,0 тыс. т 3549,1 скв.-объект. 12 Распределенное по картам количество назначенных скважинстоков равно 19, а количество полученных скважин по прогнозированию из величины активных запасов равно 12. Подобное расхождение объясняется разрозненностью распределения по пласту А4 Пронькинского месторождения запасов, введенных в активную разработку, поэтому для реализации необходимо принимать количество новых скважин, равное 19. Обобщение мероприятий по указанным критериям позволило сформировать геолого-технические мероприятия по 5 направлениям, рекомендуемым к проведению на скважинах Пронькинского месторождения. Рекомендовано проведение ГТМ на пласте А4 по 17 скважинам. Еще для семи скважин проведение ГТМ планируется по результатам исследований профиля притока. Мероприятия с целью интенсификации добычи запасов представлены большеобъемными обработками призабойной зоны (БОПЗ), обработками призабойной зоны 16 (ОПЗ), бурением боковых стволов с целью введения в разработку новых запасов, а также изоляционными работами с целью недопущения прорыва воды от нагнетательных скважин. Осуществление гидроразрыва пласта (ГРП) не запланировано, так как данный вид мероприятий показал малую эффективность применения по месторождению в целом. Всего предусмотрено десять большеобъемных обработок, три ОПЗ, бурение трех боковых стволов, изоляционные работы на двух скважинах, изоляционные работы по результатам исследований на семи скважинах. Рассмотрены вопросы влияния разгазирования нефти в пласте и образования демпфирующих зон свободного газа на коэффициент нефтеотдачи и технологии подавления свободного газа на КИН трещинных систем, в основном от закачки холодной воды при высоком содержании парафинов. Высокое содержание парафинов в нефти делает процесс нефтеизвлечения чувствительным к температуре закачиваемого агента. При снижении температуры закачиваемого агента до поверхностных значений и при больших объемах закачки холодного агента возможны необратимые изменения в пласте, связанные с неизотермичностью фильтрационного процесса. В случае выпадения твердой фазы (парафинов) на границе высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков при снижении температуры ниже критической происходит потеря части подвижных запасов нефти за счет их отсечения от процесса фильтрации. Содержание парафинов по пласту А4 составляет 5,5 %, поэтому вероятность выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) достаточно большая, и их удаление рекомендуется производить закачкой растворителей, а забойное давление держать выше давления насыщения нефти газом. Кроме того, нарушение солевого баланса (выпадение солей) хотя и приводит к положительному выравниванию фронта заводнения (по разрезу и зонально), но только на начальной стадии. Отрицательный эффект сказывается позже и выражается в снижении или полной блокировке гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами, а также в кратном снижении приемистости скважин. Опыт проведения лабораторных экспериментов по влиянию минерализации закачиваемой воды на проницаемость коллектора указывает на снижение проницаемости при закачке пресной водой. Так, зависимость от минерализации прокачиваемой воды относительной проницаемости для коллектора пласта БС101 Умсейского месторождения при закачке вод сеноманского горизонта с минерализацией 18 г/л сохраняется на уровне первоначальной. Закачка подтоварной воды (минерализация 4 г/л) уже сопровождалась снижением проницаемости более чем на 10 %, закачка же пресной воды послужила причиной ее снижения в два раза по сравнению с первоначальным уровнем. При этом прокачка в дальнейшем сначала подтоварных (минерализация 4 г/л), а 17 затем сеноманских (10 г/л) вод за 50 часов привела к восстановлению проницаемости лишь до 55 % от начальной. Аналогичные результаты были получены и в ходе экспериментов для пласта ПК-15 Самотлорского месторождения. Динамика изменения проницаемости при закачке разных типов вод для двух различных образцов пород (данные ТННЦ «ТНК-ВР») показала, что наблюдаются сохранение проницаемости пласта при прокачке пластовой воды, ее небольшое снижении при прокачке вод кустовой насосной станции и значительное снижение – при фильтрации пресной воды. В ходе другого эксперимента производилось вытеснение нефти прокачкой по образцам пород (керновой насыпке) пласта АВ11-2 Самотлорского месторождения различных типов агентов: пресной и пластовой воды, 5 %-ных водных растворов КCl и CaCl2, 1 %-ого водного раствора КОН. По результатам опыта снижение проницаемости произошло в результате применения всех типов агентов за исключением раствора CaCl2, причем при использовании пресной воды было получено наибольшее снижение – до 15 % от первоначальной проницаемости. Для исследуемого типа коллекторов снижение наблюдалось даже при использовании пластовой воды. Прокачка раствора CaCl2, напротив, привела к увеличению проницаемости, что говорит о возможности подбора агента закачки, оказывающего благоприятное влияние на пласт. Вышеперечисленные эксперименты подтверждают наличие зависимости проницаемости коллектора от минерализации закачиваемых вод. На основании данных, выполненных в ТННЦ, оценены потери и нерациональное перераспределение доли закачиваемых объемов воды в системе локальных трещин Пронькинского месторождения, характеризующегося наличием складок и изгибов горной породы. При деформации горных пород неизбежно возникновение внутренних напряжений в пласте, которые приводят к образованию трещин. Применение теории продольного изгиба в масштабах нефтеносного пласта позволяет выявить вероятные зоны разрушения горной породы, образования трещин в пласте, растяжений и сжатий пласта. Пласты Пронькинского месторождения, разрабатываемого ОАО «Оренбургнефть», имеют участки со сложным строением и наличием складок. Расчет радиуса кривизны поверхности пластов позволил определить растягивающие/сжимающие напряжения по всей площади месторождения. В зоне максимальных перегибов поверхности эти напряжения превышают максимально допустимые, что указывает на вероятность образования трещин в объеме нефтеносного пласта. При этом следует отметить, что образование вертикальных трещин, пронизывающих пласт по всей глубине, возможно лишь при разрушении как части пласта, испытывающей растягивающие напряжения, так и противоположной по вертикали части пласта, испытывающей 18 сжимающие напряжения. А поскольку максимально допустимое напряжение сжатия, как правило, на порядок превышает максимально допустимое напряжение на разрыв, то можно утверждать, что образование вертикальных трещин в пласте возможно в тех регионах, где величина внутренних напряжений превышает максимально допустимое напряжение сжатия для этой горной породы. На рисунке 5 представлена карта максимальных внутренних напряжений (напряжения кровли/подошвы) пласта А4 Пронькинского месторождения, построенная на основании рассмотрения геологического строения и слагающих пород. Рисунок 5 – Карта максимальных напряжений пласта А4 Пронькинского месторождения 19 Карты максимальных напряжений пласта А4 Пронькинского месторождения отображают лишь картину возможного распределения вертикальных трещин по площади пластов месторождения, поскольку достоверно неизвестно, было ли вызвано образование складки горной породы движением земной коры, или же накопление породы, слагающей пласт, происходило уже на поверхности ранее образовавшихся неровностей. Однако теория образования вертикальных трещин в пласте в местах экстремальных перегибов поверхности пластов может объяснить потери объемов закачиваемой воды в системе ППД Пронькинского месторождения. Рассматривая в совокупности полученные карты, карты компенсации отборов закачкой воды и карты пластового давления, можно составить представление о перераспределении объемов фильтруемой жидкости по пластам месторождения. Рассмотрим карту пластового давления пласта А4 Пронькинского месторождения с нанесенными областями накопленной закачки воды (рисунок 6). На рисунке 6 отмечены зоны пониженного давления в центре пласта, а зоны повышенного давления в основном сосредоточены по краям месторождения – преимущественно в его западной части и в некоторой степени в восточной. При этом наиболее производительные нагнетательные скважины сосредоточены именно в центре. Рассмотрим по отдельности области пониженного давления пласта А4. На рисунке 7 показан элемент пласта А4 с пониженным пластовым давлением несмотря на наличие большого количества нагнетательных скважин вокруг этого региона. При этом расчет компенсации добычи закачкой показывает перекомпенсацию добычи в этом регионе. Стоит обратить внимание, что большее количество нагнетательных скважин в этой области находится в зонах максимальных напряжений пласта – скважины №№ 114, 118, 113, 80, 127, и только лишь скважина № 121 находится вне зоны максимальных напряжений. Учитывая все вышесказанное, можно предположить наличие в зонах максимальных напряжений пласта систем вертикальных трещин, которые поглощают объемы закачиваемой в пласт воды. Похожая картина наблюдается и в районе скважины № 134 (рисунок 8). Расчеты компенсации, основанные на объемах добытой и закачиваемой жидкости, демонстрируют зону перекомпенсации добычи, тем не менее, пластовое давление в этой области остается пониженным. При этом из 5 нагнетательных скважин, питающих этот регион, 4 (скважины №№ 134, 151, 163 и 38) находятся в зонах максимальных напряжений с возможностью образования в них систем вертикальных трещин. И лишь скважина № 145 находится вне такой области. 20 Рисунок 6 – Карта пластовых давлений пласта А4 Пронькинского месторождения с накопленной закачкой воды 21 Рисунок 7 – Карты растрескивания, компенсации и пластового давления элемента пласта А4 Пронькинского месторождения (район скважины № 121) Рисунок 8 – Карты растрескивания, компенсации и пластового давления элемента пласта А4 Пронькинского месторождения (район скважины № 134) 22 В целом по пласту А4 можно наблюдать как соответствие карт пластового давления картам компенсации отборов закачкой, так и несоответствие. На участках, где эти карты соответствуют друг другу, пониженное давление может быть восстановлено оптимизацией объемов закачиваемой воды и отбираемой нефти. Сложнее обстоят дела на участках, на которых пластовое давление понижено, несмотря на компенсацию отборов закачкой или даже перекомпенсацию. В таких регионах вероятнее всего располагаются системы вертикальных трещин ввиду сильных изгибов поверхности пласта. Закачиваемая в пласт вода уходит в эти трещины, из-за чего цель по поддержанию пластового давления на таких участках не достигается. Для уточнения, выявления и конкретизации отдельных явлений, происходящих в пластах сложного строения с возможным трещинообразованием и управлением закачкой, предложена программа исследовательских работ для пластов Пронькинского месторождения, включающая в себя нижеприведенные мероприятия: 1. Оценку снижения проницаемости пластов месторождения при закачке вод различной минерализации; 2. Оценку совместимости закачиваемых вод с пластовыми водами; 3. Мониторинг температуры закачиваемых вод с замерами на устье нагнетательных скважин с целью оценки степени охлаждения пласта в зависимости от времени года; 4. Определение теплофизических свойств нефти (в зависимости от изменения температуры): - исследование физических свойств пластовой нефти в зависимости от температуры; - исследование относительных фазовых проницаемостей при разных температурах вытесняющего агента; - исследование теплофизических свойств пород и флюидов; - исследование неизотермических процессов вытеснения нефти на керновых моделях продуктивных пластов месторождения при разных температурах закачиваемого агента; - полномасштабные замеры температурных полей объектов разработки месторождения и построение карт температурных полей, выделение зон с температурой менее критической (выпадение АСПО); - построение постоянно действующей модели разработки продуктивных горизонтов с учетом тепловых колебаний пласта; 5. Определение зависимости коэффициента вытеснения от температуры. Приведенный комплекс исследований и рассмотрение необходимости их применения в скважинах по пласту А4 дали возможность разработать новые мероприятия по текущему фонду скважин для интенсификации отборов нефти. Испытание в промысловых условиях разработанных рекомендаций позволило дополнительно добыть 1950 т нефти, сократить объемы 23 непроизводительной закачки на 37 тыс. м3 и получить экономический эффект в сумме 2,8 млн руб. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. В ходе пересмотра геологических данных и рассмотрения данных по новым скважинам была определена противоречивость геологических данных и истории разработки пласта А4 Пронькинского месторождения, что указывает на неравномерный характер распределения водонефтяного контакта во времени по латерали и вертикали. Разработанная методика оперативного определения уровня ВНК позволила рассчитать текущие подвижные и недренируемые запасы и построить уточненные карты разработки. 2. Проведенный анализ существующих технологий выработки запасов нефти по пласту А4 Пронькинского месторождения показал, что начиная с этапа ввода системы заводнения наблюдается несогласованность работы системы ППД, что хорошо отслеживается наличием скважин, работающих с пластовыми давлениями ниже и выше давления насыщения, присутствием скважин, работающих с забойными давлениями ниже давления насыщения, что привело к образованию зон свободного газа и, как следствие, к снижению текущего КИН и созданию зон недокомпенсации и перекомпенсации. Построенная для визуального представления распределения давлений в пласте карта указывает на наличие областей с малой гидродинамической связью, что приводит к существенному изменению фильтрационных потоков от закачиваемой воды и снижению текущего конечного КИН. 3. Разработаны методические основы определения поскважинного направления приоритетной фильтрации. Применительно к условиям пласта А4 Пронькинского месторождения построены карты разработки с неравномерными зонами распределения давления, показывающие направление приоритетной фильтрации. Рассмотрение направлений фильтрационных потоков позволило определить зоны взаимогашения потоков. Данная методика основана на установлении связи начальных запасов, введенных в разработку, КИН с накопленным фондом, разделенным на добывающие и нагнетательные скважины. 4. Получена формула для определения местоположения новых точек размещения скважины, учитывающая связь между подвижными запасами, пористостью, эффективной нефтенасыщенной толщиной и предельной нефтенасыщенностью пласта. Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах: Ведущие рецензируемые научные журналы 1. Владимиров И.В., Шаисламов В.Ш., Пицюра Е.В., Лепихин В.А., Кравец Д.А. Профиль притока к полого направленной добывающей скважине с ГРП // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2011. – № 1. – С. 4-6. 24 2. Сарваретдинов Р.Г., Байгазин Р.Р., Лепихин В.А., Попов А.Ю. Совершенствование метода построения куммулят на основе анализа существующих вариантов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2011. – № 11. – С. 13-19. 3. Сагитов Д.К., Хальзов А.А., Лепихин В.А. Оперативная коррекция компенсации отборов закачкой на нефтяных месторождениях // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2012. – № 1. – С. 26-28. 4. Сагитов Д.К., Хальзов А.А., Лепихин В.А. Вовлечение в активную разработку запасов нефти на поздней стадии по зонам дренирования // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2012. – № 1. – С. 29-31. 5. Сагитов Д.К., Сафиуллин И.Р., Лепихин В.А., Аржиловский А.В. Оценка степени взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин методом распознавания образов по истории их эксплуатации // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2012. – № 1. – С. 35-36. 6. Сарваретдинов Р.Г., Лепихин В.А. Экспресс-методика оценки изменения текущего уровня ВНК // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – 2012. – № 1. – С. 48-56. 7. Лепихин В.А. Влияние согласованного изменения интенсивности и охвата нефтяной залежи заводнением на его текущую продуктивность // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – 2012. – № 2. – С. 22-24. 8. Владимиров И.В., Галин Э.Р., Лепихин В.А. Исследование выработки запасов нефти из послойно неоднородного по проницаемости пласта контактной ВНЗ с переходной зоной // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ, 2012. – № 2. – С. 25-38. Прочие публикации 9. Математическое моделирование процессов фильтрации в послойнонеоднородных по проницаемости коллекторах контактной водонефтяной зоны / И.В. Владимиров, Э.Р. Галин, А.Р. Сарваров, М.С. Антонов, В.А. Лепихин. – Уфа: ООО «Выбор», 2009. – 43 с. 10. Пшеничников В.В., Кузнецов М.А., Лепихин В.А. Энергосберегающее восстановление продуктивности разгазированных участков нефтяной залежи в условиях снижения эффективности системы поддержания пластового давления // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. 19 октября 2011 г. в рамках XI Российского энергетического форума. – Уфа, 2011. – С. 73-75. 11. Пшеничников В.В., Лепихин В.А. «Расширение области дренирования скважин выводом на энергосберегающие технологические режимы регулированием по давлению насыщения // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. 19 октября 2011 г. в рамках XI Российского энергетического форума. – Уфа, 2011. – С. 76-77. Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 12.04.2012 г. Бумага писчая. Заказ № 97. Тираж 120 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3
