Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование применения технологий по выравниванию профиля приемистости на поздней стадии разработки нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование применения технологий по выравниванию профиля приемистости на поздней стадии разработки нефтяных месторождений"

На правах рукописи УДК.622.276.6(571.1)

ЖУКОВ РОМАН ЮРЬЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПО ВЫРАВНИВАНИЮ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (на примере месторождений Среднего Приобья)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

21 НОЯ 2013

005538705

Москва-2013

005538705

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»),

Научный руководитель: Крянев Дмитрий Юрьевич,

доктор технических наук

Официальные оппоненты: Ступоченко Владимир Евгеньевич,

доктор технических наук, технический директор Общества с ограниченной ответственностью «Научно - технологический центр «Корнтех»

Захаров Игорь Владимирович,

кандидат технических наук, начальник управления проектирования разработки зарубежных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

Ведущая организация: Российский Государственный Университет

нефти и газа имени И.М. Губкина, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, г. Москва

Защита диссертации состоится 20 декабря 2013 г. в 10-00 часов в конференц-зале на заседании Диссертационного совета Д.222.006.01 ВАК Минобрнауки РФ при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 127422, г. Москва, Дмитровский проезд, 10.

Автореферат размещен на интернет-сайтах Министерства образования и науки Российской Федерации http://vak.ed.gov.ru 8 ноября 2013 г. и ОАО «ВНИИнефть» http://www.vniineft.ru 8 ноября 2013 г.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть».

Автореферат разослан «12» ноября 2013 г.

И.о. ученый секретарь Диссертационного совета

доктор геолого-минералогических наук . А.Б. Фукс

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Низкая рентабельность добычи нефти на поздней стадии разработки во много связана с невысокой эффективностью существующих систем заводнения нефтяных пластов. Закачка воды в качестве вытесняющего агента не обеспечивает желаемых темпов добычи нефти, добываемая продукция быстро обводняется, при этом на закачку и отделение воды тратится огромное количество энергии.

В настоящее время одним из немногих способов, позволяющих ускорить доизвлечение остаточных запасов нефти и уменьшить закачку воды, является широкомасштабное внедрение различных геолого-технических мероприятий, основанных на изоляции промытых высокопроницаемых зон пласта и ограничении поступления воды.

Применение технологий, направленных на выравнивание профилей приемистости (ВПП), перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции, является одним из направлений повышения технико-экономических показателей разработки, особенно при разработке месторождений на поздней стадии, характеризующейся отбором большого количества попутной воды.

Понимание сущности применения и оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи и технологий обработок призабойной зоны (ОПЗ) скважин с учетом стадии разработки, а также определение наиболее эффективных из них в конкретных геолого-физических условиях и их оптимальных параметров применения, является необходимой и актуальной проблемой отрасли, которая требует отдельного решения применительно к каждому конкретному месторождению и пласту.

Большинство месторождений Западной Сибири, в том числе месторождения Среднего Приобья, в настоящее время находятся на поздней стадии разработки, а вновь вводимые месторождения приурочены к сложно-построенным низкопроницаемым коллекторам, что значительно осложняет процесс добычи нефти и требует особых подходов для увеличения уровня добычи нефти и снижения динамики обводнения. При этом стоит отметить, что с подобными проблемами в настоящее время сталкиваются все, без исключения, крупные нефтяные компании страны.

Характерным примером сложившихся условий являются месторождения Нижневартовского и Сургутского районов. Исследования, изложенные в данной работе, были выполнены применительно к условиям Мегионского, Ватинского, Северо-Покурского, Аганского, Тайлаковского и других характерных для данного региона нефтяных месторождений.

Цель работы - обоснование методики выбора наиболее эффективных технологий ВПП и их параметров для повышения эффективности разработки месторождений Среднего Приобья, с учетом конкретных геолого-физических условий.

Основные задачи исследований

1. Обобщение и анализ основных проблем разработки месторождений Среднего Приобья, находящихся в завершающей стадии разработки.

2. Оценка эффективности применения различных технологий ВПП в условиях месторождений Среднего Приобья.

3. Анализ применения технологий ВПП в условиях сложно-построенных низкопроницаемых коллекторов.

4. Определение наиболее эффективных технологий ВПП.

5. На основе полученных результатов, разработка методики прогноза технологической эффективности технологий ВПП для условий месторождений Среднего Приобья.

Основные методы решения поставленных задач

1. Теоретическое обобщение и анализ современной научно-технической литературы.

2. Анализ геолого-промысловых данных месторождений района работ.

3. Расчетный метод с использованием характеристик вытеснения.

4. Статистический анализ эффективных технологий ВПП.

Научная новизна

1. Предложена новая методика выбора наиболее эффективных технологий ВПП и их параметров, на основе которой разработан стандарт ОАО «ВНИИнефть», раздел которого включен в стандарт предприятия ОАО «СН-МНГ».

2. Определены наиболее эффективные технологии ВПП для пластов с различной проницаемостью месторождений Среднего Приобья, в том числе низкопроницаемых коллекторов после ГРП.

3. Обоснован оптимальный диапазон геолого-физических параметров, обеспечивающий максимально возможную технологическую эффективность работ по ВПП и определены оптимальные объемы закачки химических композиций технологий ВПП для условий месторождений Среднего Приобья.

4. Предложена методика прогноза дополнительной добычи нефти при применении различных технологий ВПП для условий пластов группы АВ, БВ, ЮВ.

Основные защищаемые положения

1. Методика выбора наиболее эффективных технологий ВПП и их параметров для повышения эффективности разработки месторождений Среднего Приобья.

2. Обоснование оптимального диапазона геолого-физических параметров пластов, обеспечивающих максимально возможную технологическую эффективность работ каждого вида технологии по ВПП.

3. Условия применимости вязко-упругих составов на скважинах с проведенным ГРП в пластах, характеризующихся низкими фильтрационными свойствами.

4. Методика прогноза дополнительной добычи нефти при применении технологий ВПП.

Практическая ценность работы

1. Автором обобщен опыт применения комплекса технологий ВПП, реализуемого на месторождениях Среднего Приобья. Продолжено исследование применения адресных технологий воздействия для нефтяных месторождений, вступивших в заключительную стадию разработки.

2. В результате проведенных исследований автором определены эффективные технологии физико-химического воздействия на призабойную зону скважин месторождений Мегионской группы, создан информационно-аналитический банк данных обработок нагнетательных скважин.

3. Обоснованы принципы и рекомендации по подбору участков и скважин с целью ВПП.

4. Разработан методический документ «Методика выбора и исключения реагирующих добывающих скважин от мероприятий по ПНП (ВПП) и оценки технологического эффекта», являющийся основой для выделения участков воздействия и составления адресных «Программ работ».

5. Основные результаты, полученные автором в ходе выполнения работы, использованы для планирования и проведения работ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на месторождениях Мегионской группы.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и основные результаты докладывались и обсуждались на заседаниях Научно-технического Совета ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», на втором, третьем и четвертом Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, 2009 г., 2011 г., 2013 г., на V научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», РГУ нефти и газа им. Губкина, Москва, 2010 г., на научных семинарах Центра ПНП и секции Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы. Текст работы изложен на 127 страницах, содержит 47 рисунков, 20 таблиц. Библиографический список включает 65 наименований.

Благодарности. Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н. Кряневу Д.Ю.; д.т.н., профессору Жданову С.А.; к.т.н. Крикунову Н.В за помощь в процессе написания диссертации. Также автор благодарит сотрудников Центра повышения нефтеотдачи пласта ОАО «ВНИИнефть» за помощь и многолетнюю поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы.

Важную роль при обсуждении работы, в конструктивной критике и оказании ценных советов сыграли: д.т.н. Петраков A.M., к.х.н. Старковский A.B., к.т.н. Рогова Т.С., а также к.х.н. Макаршин C.B.

Автор выражает свою признательность сотрудникам ОАО «СН-МНГ» за предоставленную информацию и содействие при организации опытно-промышленных работ.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, приводятся научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность и апробация работы.

В первой главе обозначены проблемы разработки месторождений Среднего Приобья и рассмотрен ряд технологий ВПП, наиболее часто применяемых на этих месторождениях.

Основную нагрузку в добыче нефти в течение длительного периода несли и по-прежнему несут высокопродуктивные залежи неокомского нефтегазоносного комплекса, что ведет к их опережающему истощению. Основными показателями динамики качества разрабатываемых запасов нефти являются степень выработки запасов и связанные с ней обводненность добываемой продукции, дебиты скважин, а также динамика темпов отборов запасов.

В результате анализа современной литературы и данных разработки месторождений Среднего Приобья выявлены геологические и технологические особенности, определяющие полноту выработки запасов нефти.

Геологические:

1. Залежи нефти характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью пластов, вызывающей преимущественную выработку высокопроницаемых зон и участков пласта.

2. Имеется большой процент трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам (проницаемость менее 0,05 мкм2) и коллекторам с выработкой свыше 80%.

3. Проницаемость пород-коллекторов варьирует в широком диапазоне значений (от 1 до 5000-Ю"3 мкм2) и зависит от гранулометрического состава пород.

4. Опережающее обводнение продукции скважин, вызванное как геологическими особенностями строения коллекторов (значительная расчлененность), так и технологическими аспектами процесса разработки (не всегда обоснованное проведение ГРП, форсированный отбор и т.д.).

Технологические:

1. Большинство месторождений вступило в позднюю стадию разработки.

2. В пределах залежей имеется большой фонд бездействующих и остановленных скважин.

3. В основном добыча нефти осуществляется за счет проведения ГТМ на старом фонде скважин.

Сложная геологическая структура пород-коллекторов месторождений Среднего Приобья и условия залегания нефти приводят к неравномерной выработке пластов, опережающему обводнению и требует использования адресных технологий воздействия на отдельные зоны и скважины.

Анализ данных разрабатываемых месторождений Мегионской группы показал, что степень выработанности месторождений колеблется в пределах 53,7-80,1%, а для основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов, составляет 79-90%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов. Существование такого рода запасов обусловлено как особенностями геологического строения пластов, так и спецификой их разработки.

На основе имеющейся информации были выделены общие закономерности разработки 5 месторождений с начала промышленной эксплуатации по настоящее время.

Периоды разработки Аганского, Мыхпайского, Мегионского, Ватинского и Северо-Покурского месторождений можно условно разделить на 4 стадии, общие тенденции которых характерны в различный период времени. Выделенные по годам стадии разработки представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Продолжительность стадий разработки ряда месторождений Мегионской группы_

Стадия разработки

Месторождение Временной интервал, год Продолжительность лет

I II III IV I II III IV

Аганское 1973-1980 1981-1983 1984-1991 1992-н.в. 8 3 8 21

Мегионское 1964-1971 1972-1975 1976-1985 1986-н.в. 8 4 10 27

Мыхпайское 1973-1981 1982-1985 1986-1993 1994-н.в. 9 4 8 19

Ватинское 1965-1978 1979-1982 1983-1992 1993-н.в. 9 4 10 20

С-Покурское 1976-1981 1982-1984 1985-1993 1994-н.в. 8 3 9 19

Как видно из таблицы, I стадия разработки в среднем длится 8 лет и характеризуется интенсивным бурением и ростом добычи нефти. Основную долю общей добычи нефти месторождений составляла добыча из высокопродуктивных объектов БВ8, АВ|_2.

II стадия разработки месторождений самая короткая (3-4 года) и характеризуется максимальными объемами нефтедобычи. Продолжается активное бурение новых скважин. Максимальный уровень добычи нефти достигнут по Аганскому месторождению в 1982 г., по Мыхпайскому в 1983 г., по Мегионскому в 1973 г., по Ватинскому в 1980 г., по Северо-Покурскому в 1983 г. и составил 14,6 млн.т, 686 тыс.т, 3,76 млн.т, 9,089 млн.т и 3,522 млн.т, соответственно. В конце периода происходит прорыв закачиваемой воды, начинается снижение отборов нефти и стабильный рост обводненности продукции скважин.

На III стадии (продолжительность 8-10 лет) разработка месторождений вступила в фазу интенсивного снижения добычи нефти, связанного с прогрессирующим обводнением добываемой продукции. В этот период обводненность увеличивается в среднем на 40-50%.

Начиная с 1992-1994 гг., а Мегионское месторождение с 1986 г., месторождения вступают в IV стадию разработки, характеризующуюся стабилизацией темпов падения добычи нефти и ростом обводненности продукции скважин. В таблице 2 приведена суммарная добыча нефти по выделенным стадиям разработки и обводненность на конец периода. Необходимо отметить, что характерной особенностью для рассматриваемых месторождений является подъем уровня добычи нефти в период 2003-2005 гг., что связано, во-первых, с большим фондом скважин, переведенных на другие пласты для выработки слабодренируемых запасов, во-вторых, с бурением дополнительного фонда скважин и выводом добывающих скважин из категории бездействующих.

Таблица 2 - Добыча нефти и обводненность по стадиям разработки

Месторождение Добыча нефти, млн.т / Обводненность на конец периода, %

I стадия II стадия III стадия IV стадия

Аганское 54,755 /14,7 42,786 /35,7 65,430 /86,6 71,842 /95,4

Мегионское 10,434/ 2,2 14,274/29,5 17,334/71,8 26,667 /90,5

Мыхпайское 0,853 /24,1 2,220 / 59,8 2,320 / 84,3 2,789/ 95,3

Ватинское 34,509/12,6 34,135/42,7 28,181 /84,4 61,389 /93,7

С-Покурское 6,668/ 8,7 10,113/37,3 26,957/76,1 42,874 /92,0

Известно, что начальные стадии разработки, в течение которых отбирается основная часть запасов и сохраняются сравнительно высокие темпы отбора начальных запасов, образуют основной период разработки. А завершающие стадии, соответствующие падению добычи нефти, составляют поздний период разработки. Тем не менее, как видно из таблицы, наибольшее отобранное количество нефти приходится на завершающие стадии разработки. Это обстоятельство заслуживает особого внимания. Среди рассматриваемых имеются месторождения, по которым к моменту их

вступления в завершающую стадию разработки использование запасов было сравнительно небольшим - 40-60% (табл.3).

Таблица 3 - Отбор нефти от НИЗ по стадиям разработки__

Месторождение Отбор нефти от НИЗ, %

I стадия II стадия III стадия IV стадия Всего

Аганское 18,7 14,6 22,3 24,5 80,1

Мегионское 11,5 15,8 19,1 29,5 75,9

Мыхпайское 5,9 15,4 16,0 19,3 56,6

Ватинское 13,6 13,4 11,1 24,1 62,2

С-Покурское 4,1 6,3 16,7 26,6 53,7

Это дает основание сделать вывод о том, что по этим месторождениям в целом и по объектам в частности, недостаточно полно были использованы запасы нефти в основном периоде разработки. Повышение эффективности процесса разработки на завершающей стадии может быть достигнуто, в том числе, посредством применения технологий, направленных на снижение обводненности продукции скважин, сокращение объемов попутно добываемой воды и снижение непроизводительной закачки.

В главе рассмотрено применение ГТМ и мероприятий по ВПП ведущими нефтяными компаниями России на месторождениях Среднего Приобья. Эффективная разработка нефтяных месторождений сегодня невозможна без применения современных методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и интенсификации добычи нефти (ИДН). Крупные нефтяные компании страны в последние годы все чаще и активнее применяют различные МУН, в том числе немалую роль играют физико-химические. К сожалению, в открытой печати подобная информация достаточно редка. Тем не менее, в работе рассмотрен ряд мероприятий по таким компаниям как НК «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Газпром нефть».

Обзор применения физико-химических методов воздействия на пласт ведущими нефтяными компаниями России позволяет говорить о том, что роль физико-химических среди других методов достаточна велика. Нефтяные компании страны, большая часть месторождений которых находится на поздней стадии разработки, понимая все трудности разработки таких месторождений, в последнее время все больше и активнее применяют физико-химические методы воздействия на пласт и призабойную зону. Особое внимание при этом уделяется выбору участков воздействия и подбору технологий, в том числе технологий ВПП, отвечающих наиболее эффективному их применению.

При этом эффективность этих методов воздействия на различных залежах колеблется в широких пределах, поэтому для конкретных геолого-физических условий необходимо обоснование оптимальной технологии воздействия.

Во второй главе работы предложен алгоритм оценки технологической эффективности работ по ВПП.

Оценка эффективности ГТМ, в частности от применения физико-химических методов воздействия и технологий обработок скважин, является

важной проблемой нефтяников на всем протяжении развития нефтяной промышленности. Несмотря на существование действующего отраслевого руководящего документа, существует ряд дискуссионных вопросов в подходах к оценке эффективности ГТМ. Не существует однозначного мнения в выборе базового интервала, выборе аппроксимационных зависимостей, длительности эффекта и т.д. Особый вклад в рассмотрение и анализ этой проблемы внес д.т.н. Казаков A.A.

Анализ технологической эффективности применения любой технологии основывается на сравнении данных, в том или ином виде характеризующих процесс разработки участка пласта (месторождения), в период до организации работ по воздействию на пласт либо призабойные зоны скважин, с данными, описывающими характер добычи нефти и жидкости после применения какой-то конкретной технологии воздействия.

Разработанный алгоритм оценки технологической эффективности работ по ВПП позволяет упорядочить расчеты, а также исключить ряд ошибок, возникающих при выборе реагирующих скважин участка ВПП. Разработанный алгоритм включает в себя:

1. Формирование участка ВПП;

2. Выбор реагирующих скважин окружения:

— включение скважин в участок ВПП

— исключение скважин из участка ВПП;

3. Учет сложившейся промысловой обстановки при оценке

эффективности работ ВПП;

4. Подготовка исходных баз данных;

5. Расчет технологической эффективности, расчет сокращения закачки;

6. Формирование расчетных данных;

7. Построение аналитических графиков.

Предложенный алгоритм вошел составной частью в стандарт ОАО «ВНИИнефть», являющийся основой для выделения участков воздействия и составления адресных программ работ по ВПП.

В третьей главе работы описывается создание информационно-аналитического банка данных обработок нагнетательных скважин месторождений Мегионской группы.

На месторождениях Мегионской группы за последние 6 лет выполнено более 900 обработок нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и интенсификации добычи нефти. На проведение этих работ затрачиваются большие материальные, трудовые и временные ресурсы. Залогом успешности рационального планирования подобных работ является проведение анализа эффективности выполненных ранее обработок, определение областей их эффективного и неудачного применения. Как было сказано выше, технологии ВПП широко применяются на месторождениях Среднего Приобья, особенно их число увеличилось в последние годы. Однако анализ эффективности их применения проводился и проводится эпизодически. При этом проблема подбора скважин для проведения ВПП является трудноразрешимой. Парадокс заключается в том, что для большинства месторождений необходимая информация для проведения анализа имеется, однако опыт применения различных технологий только

накапливается, но не используется для повышения эффективности и успешности внедряемых технологий. Целенаправленно подобную работу необходимо выполнять ежегодно перед планированием ГТМ, что приведет к сокращению расходов нефтяных компаний на проведение неэффективных мероприятий.

Автором совместно с сотрудниками лаборатории гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов ОАО «ВНИИнефть» создан информационно-аналитический банк результатов проведенных обработок нагнетательных скважин на месторождениях Мегионской группы, получивший рабочее название «информационно-аналитический банк данных» (ИАБД).

Цель создания проекта «Информационно-аналитический банк данных» Реализация данного проекта преследует пять основных целей:

• объединение в одну информационную базу всех полученных результатов от внедрения многочисленных обработок скважин по различным технологиям ВПП;

• централизованное хранение информации по реализованным технологиям;

• описание эффектов для конкретных объектов разработки;

• последующее планирование технологий воздействия;

• прогнозирование ожидаемой эффективности.

Началом проекта «ИАБД» можно считать 2006 год, когда автором были рассчитаны первые результаты применения методов воздействия на пласт и призабойную зону на месторождениях Среднего Приобья. В последующем, по мере накопления опыта и информации стало возможным обобщить полученные результаты.

Создание банка данных, проведение различных видов научного анализа требуют привлечения информации, полученной за долгие годы исследований. Но далеко не вся информация, накопленная за эти годы, применяется на практике при выборе метода и технологии воздействия. Как показывает практика, только небольшая часть информации (реально полученных эффектов), непосредственно используются при проектировании и анализе. Именно с использованием ИАБД возможна организация автоматизированного анализа эффективности работ по ВПП и последующего оперативного (сокращение временных затрат) планирования.

База данных обеспечивает удобный и быстрый поиск результатов по проведенной обработке. По каждой скважине занесена дата обработки, приемистость до обработки, вид реализованной технологии, расчетные значения дополнительной добычи нефти (по характеристикам вытеснения), полученное сокращение попутно добываемой воды, обводненность участка. Хранящиеся в базе информация по скважинам легко может быть найдена для просмотра и редактирования по заданному набору параметров. Основным расчетным параметром является дополнительная добыча нефти, полученная в результате расчетов с использованием характеристик вытеснения. Для любой скважины можно проанализировать все проведенные виды обработок и их эффективность. Полученные эффекты являются реальными, носят объективный характер и утверждены компанией недропользователем. Также представлена информация о выбранном методе, по которому была проведена

оценка технологической эффективности, что позволяет объединить конкретные объекты воздействия, имеющие близкие характеристики. Имеются широкие возможности настройки базы под индивидуального пользователя. Пользователь может самостоятельно пополнять базу вновь проведенными обработками, формировать набор информации для дальнейшего анализа, с целью получения представления об эффективности конкретного воздействия для конкретного объекта.

В настоящее время ИАБД содержит информацию по 17 месторождениям, 31 объекту разработки, 901 скважине, 12 технологиям ВПП. Таким образом, собранная и систематизированная информация по скважинам является основой для проведения различного научного анализа и предоставляет возможность оптимально планировать технологии и участки воздействия.

В четвертой главе работы предложена методика определения наиболее эффективных технологий по выравниванию профиля приемистости, изложены результаты статистического анализа профилей приемистости нагнетательных скважин, исследовано влияние на эффективность применения технологий ВПП различных геолого-физических параметров, определены эффективные объемы закачки химических композиций, проведен анализ применения технологий ВПП в условиях сложнопостроенных низкопроницаемых коллекторов и даны рекомендации прогноза технологической эффективности обработок ВПП на основе созданного информационно-аналитического банка данных.

Рекомендуемая последовательность при выборе наиболее эффективных технологий ВПП представлена в виде схемы, показанной на рисунке 1.

Рисунок 1 —Блок-схема выбора наиболее эффективных технологий ВПП

Определение технологической эффективности применения технологий ВПП на месторождениях Мегионской группы в целях выбора наиболее эффективных технологий для конкретных объектов разработки выполнялось по состоянию на 01.01.2012 г.

Общие технологические показатели эффективности выполненных работ представлены в таблице 4.

Таблица 4 — Общие технологические показатели эффективности работ по выравниванию профиля приемистости и интенсификации добычи нефти, выполненные в период 2006-2011 гг._

Показатель эффективности

Дополнительная добыча нефти, т 459 422

Сокращение добычи воды, т 1 722 200

Закачано химреагентов, м3 152 089

Доп. добыча на 1 скв/опер, т 957

Доп. добыча на 1 доб. скв., т 243

Доп. добыча на 1 м3 раствора композиции, т 3,0

Сокращение добычи воды 1 скв/опер ВПП, тыс.т 3,58

Сокращение добычи воды 1 доб. скв ВПП, т 913,6

Сокращение добычи воды на 1 т доп. добычи нефти по ВПП 3,74

Технологические показатели эффективности работ по выравниванию профиля приемистости по конкретным технологиям представлены в таблице 5, из которой также видно, что общая успешность выполненных работ составляет 92,7%.

Таблица 5 - Показатели эффективности работ по выравниванию профиля приемистости по группам пластов месторождений Мегионской группы по данным за 2006-2011 гг.

Пласты Технология

ООС I ГОС 1 ГФБ 1 ВУПАС | СО-«у$1ет | СН-8у«ет | | ЯО-О. | Геопан | МПДС | РВ-ЗП-1 I СПС+ЭС

Количество проведенных обработок, шт

А8 104 18 12 76 0 0 0 0 6 0 0 0

ЕВ 54 22 18 33 8 0 0 1 5 6 0 3

Ю8 20 19 10 25 2 1 9 19 0 0 9 0

ВСЕГО 178 59 40 134 10 1 9 20 11 6 9 3

дополнительная добыча нефти, т

дв 114130 24461 8240 43701 1351

ЕВ 50550 17289 6882 27406 13476 906 5607 6340 1237

ЮВ 2С177 23872 12666 35092 1807 4434 5641 11118 22539

ВСЕГО 1Я4857 65622 27788 106199 15283 4434 5641 12024 7«« 6340 22$» 1217

Удельная дополнительная добыча иефтм, т/л»

АВ 1097 1359 687 575 309

БВ 936 786 332 830 1685 906 1121 1057 412

ЮВ 1009 1256 1267 1404 904 4434 627 585 2504

ВСЕГО 1039 1112 69« 793 1528 4434 627 601 678 1057 2504 412

Частота ьстречае мости, %

дв 58.4 30.5 30 0 56.7 0.0 0.0 00 0 0 54.5 0.0 0.0 00

Б6 30.3 37.3 45.0 24.6 80.0 0.0 0.0 5.0 455 100.0 0.0 100.0

ЮВ 11.2 32.2 25.0 18.7 20-0 100.0 100.0 55.0 0.0 0.0 100.0 о.о

ВСЕГО 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

Количество успешных обработок (получена дополнительная добьма нефти более 1т)

дв 93 17 11 70 д

ЬВ 43 21 16 30 8 5 6 3

ЮВ 20 18 10 24 2 1 9 18 9

ВСЕГО 162 56 37 124 10 1 9 19 9 6 9 1

Количество неуспешных обработок (дополнительная добыча нефти не получена)

ДВ 11 1 1 6 2

БВ 5 1 2 3 0 0 0 0 0

ЮВ 0 1 0 1 0 0 0 1 0

ВСЕГО 16 3 3 10 0 0 0 1 2 0 0 0

Общая успешность по группе пластов. К

ДВ 89.4 «4.4 91.7 92.1 | 66.7

БВ 90.7 95.5 88 9 90.9 1 100.0 100.0 1СО.О 100.0 100.0

ЮВ 100.0 94.7 100.0 96.0 | 100.0 100.0 100.0 94.7 100.0

Успешность 92.74

Поскольку для достоверной оценки полученных результатов необходимо наличие минимально-достаточного объема информации, то анализу были подвергнуты только те технологии, количество обработок по которым составляло не менее 3-х по конкретному геологическому пласту и технологии с законченным эффектом. Указанным критериям не соответствует технология CH-system (проведена всего 1 обработка) и в анализе не участвовала (см. табл. 5).

Анализ табличных материалов показывает, что максимальной общей дополнительной добычей характеризуется технология ООС (184,85 тыс.т), с применением которой адресно обработано 178 скважин. Данная технология позволила получить 1039 т дополнительной добычи нефти на 1 скв-опер. Максимальную удельную технологическую эффективность показала технология РВ-ЗП-1 (2504 т/скв) в условиях пласта ЮВ2. Максимальное сокращение добычи воды (272,3 тыс.т) получено при реализации технологии ВУПАС.

Общая успешность проведенных операций по 12 технологиям превышает 92%. При этом наиболее высокой успешностью характеризуются обработки, проведенные на пластах группы ЮВ. Это связано с наличием более значительных невыработанных запасов нефти в этих пластах.

Средняя продолжительность эффекта по реализованным технологиям составляет 240 суток (8 месяцев). Самый продолжительный эффект получен по технологии ВУПАС, по отдельным объектам он составляет более 16 месяцев. Также более года эффект наблюдается от применения технологий ГОС, РВ-ЗП-1, CD-system, CL-system и ООС.

Несмотря на то, что основными критериями оценки эффекта от применения технологий ВПП являются объемы дополнительно добытой нефти и сокращенных отборов воды, получаемые из расчетов по известным методикам, существуют и другие методы контроля эффективности использования технологий.

Эффективность физико-химического воздействия может подтверждаться гидродинамическими и геофизическими исследованиями, показывающими изменение гидропроводности и профилей приемистости нагнетательных скважин. Данные методы позволяют оценить изменение фильтрационных потоков, как правило, вблизи нагнетательных скважин, подвергнутых обработке композициями, направленными на ВПП.

Приведенные в работе профиля приемистости скважин до и после обработок показывают, что при равных давлениях закачки, происходит перераспределение принимающих интервалов: часть пропластков перестает принимать закачиваемую воду, но при этом подключаются ранее не работающие перфорированные интервалы.

Геолого-физические параметры залежи нефти, определяющие эффективное применение технологий ВПП

В настоящее время отработан широкий комплекс технологий ВПП. По каждой технологии получение максимального технологического эффекта укладывается в довольно узкий интервал геолого-физических характеристик пластов. Неправильный выбор технологии не только снижает

технологическую эффективность обработки, но и иногда приводит к получению отрицательных результатов, которые часто носят необратимый характер и для своего устранения требуют больших материальных затрат. Поэтому правильный выбор технологии воздействия для конкретного объекта является основным этапом работ при применении методов воздействия на пласт и увеличения добычи нефти.

Была оценена степень влияния на величину дополнительно добытой нефти для каждой из технологий таких геолого-физических факторов, как нефтенасыщенная толщина пласта, расчлененность, коэффициент проницаемости, нефтенасыщенность и пористость.

С установлением зависимостей связаны задачи оптимизации исследуемых систем. Без тщательного и корректного анализа связей между переменными не представляется возможным выбор оптимальных параметров любой системы и, в частности, параметров пласта, определяющих эффективность применения технологий ВПП. Па основании методов математической статистики был проведен анализ ряда геолого-физических параметров, который позволил для каждой из технологий обосновать оптимальный диапазон геолого-физических параметров пластов, обеспечивающий максимально возможную технологическую эффективность. Не останавливаясь подробно в автореферате на детальном анализе, можно сделать следующие выводы:

1. На эффективность применения рассмотренных технологий основное влияние оказывают проницаемость коллекторов пласта и нефтенасыщенная толщина. В меньшей степени влияет расчлененность. Наибольшая эффективность применения анализируемых технологий наблюдается в низкопроницаемых зонах пласта, причем очевидная закономерность прослеживается от технологий ГОС—ЮОС—>ГФБ—»ВУПАС. ГОС как менее зависящая от проницаемости - достоверность аппроксимации 0,36; ВУПАС как подчиненная этому параметру - достоверность аппроксимации 0,83.

2. Относительно остальных геологических параметров, таких как начальная нефтенасыщенность порового пространства коллекторов и пористость, сделать однозначные заключения не представляется возможным, т.к. они являются либо статистически не значащими, либо обладают значительной мультиколлинеарностью.

Согласно результатов анализа проведенных технологий, их физической основы и особенностей строения продуктивных пластов для каждой технологии реализованной на месторождениях за последние 6 лет, разработаны геолого-физические критерии их эффективного применения. Для наглядности все полученные результаты анализа геологических параметров, имеющих значимую связь с эффективностью применения технологий ВПП, сведены в единую таблицу 6.

Полученные параметры в комплексе с технологическими показателями могут использоваться при проведении обычного скрининга применимости конкретной технологии ВПП.

Таблица 6 - Значения геолого-физических параметров, обеспечивающих технологическую эффективность технологий ВПП_

Вид технологии Геолого-физические параметры

Н, м К„„, мД Кн, % Кп,%

ГОС 10-15 200-550 30-65 15-25

ООС 3-30 300-600 40-55 15-30

ГФБ 7-15 150-250 30-60 15-20

ВУПАС 5-20 20-600 35-80 18-22

CD-system 12-16 400-650 50-65 20-23

CL-system 11-15 50-220 60-66 17-19

RD-CL-system 13-17 200-400 70-78 14-18

Геопан 12-16 350-500 48-60 18-22

МПДС 5-9 400-800 40-70 15-20

РВ-ЗП-1 10-14 30-350 50-65 15-25

СПС+ЭС 10-15 250-400 30-45 18-22

Анализ работ по ВПП, показал их значительную технологическую эффективность. Их применение относительно других видов воздействия должно повышаться по мере роста обводненности продукции скважин. В перспективе повышение технологической эффективности применения технологий ВПП в основном связано с увеличением объема их проведения и совершенствования технологий применительно к условиям конкретных пластов.

В ближайшие годы планируется провести более 600 скважино-операций по выравниванию потоков в пластах. Рекомендуются технологии группы ГО С (жидкое стекло+соляная кислота, Геопан, РВ-ЗП-1, CD-System, СН-System), группы РОС (жидкое стекло+хлорид кальция, МПДС, ОГОС) для высоко и среднепроницаемых пластов, находящихся на заключительных стадиях разработки, технологии группы ВУС (ВУПАС, СПС+ЭС, CL-System, RDAgent+CL-System) и ГОС в условиях низкопроницаемых коллекторов.

В результате обобщения результатов проведенного анализа в таблице 7 указаны технологии ВПП по степени предпочтительности их применения для пластов с различными геолого-физическими характеристиками.

При этом стоит отметить, что при коэффициенте проницаемости пласта менее 0,2 мкм2 процесс закачки композиций группы ВУС трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо его кольматация в призабойной зоне, либо механическое разрушение молекул полимера.

Поэтому предложенная рекомендация для условий низкопроницаемых коллекторов требует дополнительного изучения.

Таблица 7 — Технологии ВПП рекомендуемые к применению в различных геолого-физических условиях месторождений Мегионского района

Месторождение Пласт Характеристика продуктивных пластов Рекомендуемые технологии ВПП

Средняя нефтенасы щенная толщина, м Порис тость, Д.ед Расчлен енность Средняя нефтена сыщенно сть, д.ед Проница емость, 10"! мкм2

Предпочтительность

Высокая Средняя Низкая

Аганское ЕВЗ 10,4 0.24 5.8 0.72 524 roc оос ВУПАС

Дганское БВ9 7.3 0.23 8.3 0.63 414 оос гос ВУПАС

Ватинское АВ1-2 3.8 0.23 3.5 0.53 258 оос Геопан ВУПАС

Ватинское ЕВЗ 10.6 0.21 5 0.65 385 оос спс гас

Кетовское БВ4 3.1 0.22 7 0.49 221 гас оос мпдс

Локосоеское БВ5 5.4 0.20 4 0.49 140 ВУПАС CL-S RD+CL

Мегионское АВ1-2 3.5 0.21 3.4 0.40 114 оос гас РВ-ЗП-1

Мегионское БВЗ 4.7 0.21 2.4 0.60 143 мпдс Геопан оос

Северо-Покурское АВ1-2 3.9 0.22 3.8 0.47 143 оос ВУПАС огос

Узунское ЕВ10 2.4 0.21 З.Э 0.59 72 CD-S RCKL оос

Чистинное Ю81 5.4 0.13 3 0.59 45 ВУПАС CI-S РВ-ЗП-1

Аригольское ЮВ1 12.7 0.16 3.7 0.59 23 roc RD+CL CL-S

Ачимоеское ЮВ1 4.5 0.13 3 0.61 26 ВУПАС a-s RD+CL

Максимкинское ЮВ1 6.7 0.17 4.3 0.54 10 roc РВ-ЗП-1 Геопан

Мегионское 6В10 6.7 0.20 5.8 0.52 21 Геопан roc РВ-ЗП-1

Ноео-Покурское ЮВ1 4.9 0.17 2.8 0.61 21 оос roc RD+a.

Покамасовсксе ЮВ1 7 0.17 2.8 0.59 31 оос мпдс огос

Северо-Покурское ЮВ1 3.1 0.15 3.2 0.52 6.1 ВУПАС СПС огос

Тайлаковское ЮВ2-3 6.6 0.17 4.0 0.54 22 ВУПАС РВ-ЗП-1 RD+a

Анализ применения технологий ВПП в условия низкопроницаемых пластов

Анализ применения технологий ВПП в условиях низкопроницаемых пластов был проведен на примере Тайлаковского месторождения. Геолого-физическая характеристика месторождения Тайлаковское месторождение имеет очень сложное геологическое строение и низкие фильтрационные свойства:

- высокий этаж нефтеносности -300 м.;

- большое количество отдельных залежей нефти (29), горизонтов (5), продуктивных пропластков (14);

- высокая фациальная и литологическая изменчивость;

- низкие фильтрационно-емкостные свойства (Кпр-18 мД, Кн-56%);

- наличие зон замещения коллекторов и зон выклинивания пластов;

- невысокая песчанистость - в среднем по пластам от 0,4 до 0,57;

- высокие значения расчлененности по пластам от 2 до 16;

- линзовидное строение коллекторов.

Основными мероприятиями, направленными на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов Тайлаковского месторождения, с 2006 г. по 01.01.2012 г. являлось проведение ГРП и бурение горизонтальных скважин. В процессе разработки были пробурены боковые стволы, проведены перфорационные работы по дострелу и

перестрелу пластов (ПВР), физико-химические ОПЗ, закачки потокоотклоняющих составов, а также единичные водо- и ремонтно-изоляционные работы.

Проведение ГРП

В период с 2005 г. по 01.01.2012 г. на месторождении проведено 407 ГРП в скважинах объекта Ю2-3, в т.ч. 236 ГРП при вводе скважин из бурения или других категорий, 40 повторных ГРП, 3 ГРП при вводе из бездействия и 128 ГРП в процессе эксплуатации.

Таким образом, в 90% скважин был проведен ГРП, поскольку в условиях низкопроницаемых пластов Тайлаковского месторождения разработка без применения ГРП была невозможна вследствие низких дебитов скважин. В связи с этим ГРП рассматривается не только как средство интенсификации добычи нефти по отдельным скважинам, но и как технология регулирования в целом разработки месторождения с низкопроницаемыми коллекторами. Искусственно созданные сети трещин изменили проницаемость пласта в зоне скважин, что привело к усилению процессов неравномерного продвижения закачиваемых вод, преждевременному обводнению скважин. В ряде случаев в результате проведения болыпеобъемного ГРП (например, скв. 48, 484, 534, 437, 515) происходит резкое обводнение скважин, хотя экономически проведение ГРП в таких условиях оказалось достаточно эффективным.

Проведение ВПП

Массовое применение ГРП и последующий быстрый рост обводненности добываемой продукции поставили задачи поиска новых технологий, направленных на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте с целью повышения охвата пласта заводнением по мощности пласта, а также ограничения объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым трещинам.

В рамках проведения работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин в 2010 г. в 11 нагнетательных скважинах осуществили закачку ВУПАС, в результате чего дополнительная добыча нефти из реагирующих добывающих скважин составила 12,28 тыс.т.

В 2011 г. в 13 нагнетательных скважинах провели ВПП (10 по технологии РВ-ЗП-1, 2 по технологии RD-CL, 1 по технологии CH-system), в результате чего дополнительная добыча нефти из реагирующих добывающих скважин составила 30,51 тыс.т.

Всего от проведения работ дополнительная добыча нефти составила 42,79 тыс.т нефти, или 1780 т дополнительно добытой нефти на 1 скважино-операцию.

В 2010 г. на Тайлаковском месторождении была апробирована технология ВУПАС применительно к юрским отложениям. По участкам скважин 69, 618, 47, 77, 504, 83, 715 технологическая эффективность выполненных работ была низкая или не получена вовсе (1 группа). В то же время на участках скважин 4, 640, 481, 73 было получено более 11,1 тыс.т дополнительно добытой нефти (2 группа). Анализ динамики проведения ГРП

на месторождении показал, что в скважинах 2-ой группы был проведен ГРП, в то время как в скважинах группы 1 ГРП проведен не был.

Анализируя применение технологии ВУПАС, относящуюся к классу ВУС, можно говорить об эффективности данной технологии на участках обработанных скважин с искусственно созданной системой трещин в результате проведенных ГРП в этих скважинах (скв. 4, 640).

Также можно констатировать отсутствие эффекта на скважинах Тайлаковского месторождения с естественной природной проницаемостью (скв. 481, 504, 69, 618, 83) из-за неспособности вязких полимерных составов в полной мере проникать в поровое пространство низкопроницаемых коллекторов. Таким образом, предложенная рекомендация по использованию технологий класса ВУС, в предыдущем разделе, применима в условиях низкопроницаемых пластов только с проведенным ранее ГРП.

Была рассмотрена другая ситуация, также характерная для условий пластов с пониженной проницаемостью. В 2011 г. на Тайлаковском месторождении были проведены работы по выравниванию профиля приемистости с использованием гелеобразующих технологий: РВ-ЗП-1 (10 скважин), СН-зу51:ет (1 скважина).

Анализ полученных результатов показал, что обработки нагнетательных скважин с применением гелеобразующей технологии РВ-ЗП-1 на скважинах без ГРП характеризуются значительным технологическим эффектом. Так по участку скважины № 618 (без ГРП), где в 2010 г. применялась технология ВУПАС, было получено всего 200 т дополнительной нефти, то в 2011 г. с применением технологии РВ-ЗП-1 было получено 2150 т дополнительно добытой нефти, что свидетельствует о лучшей эффективности данной технологии в условиях низкопроницаемых пластов Тайлаковского месторождения. Аналогичные результаты получены по участкам скважин 83, 69, 47.

Таким образом, подтверждается высокая проникающая способность реагентов в пласт, позволяющая создать гелевый экран на удалении от ствола нагнетательной скважины, чего не удалось достичь с применением технологии ВУПАС в зонах пониженной проницаемости пласта без ГРП.

Определение эффективного объема закачки химических композиций технологий ВПП

Объем закачки химической композиции для каждой технологии ВПП является одним из важнейших параметров реализации технологии. Правильно подобранный объем закачки должен обеспечивать максимально возможную эффективность применяемой технологии. В работе оценена степень влияния на величину дополнительно добытой нефти для каждой из технологий объема закачки химических композиций на 1 м перфорированной толщины пласта, при этом обработки скважин были разделены по зонам с различной проницаемостью.

Автором определено, что участки характеризующиеся проницаемостью: менее 40 мД — низкопроницаемые; до 200 мД - среднепроницаемые;

более 200 мД — высокопроницаемые.

Полученные зависимости позволяют определить диапазон объема закачки состава композиций технологий ВПП, которые обеспечивают наибольший технологический эффект, выражающийся в дополнительной добычи нефти. Полученные значения представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Эффективный объем закачки раствора композиции на 1 м перфорированной толщины пласта_

Проницаемость, мД Эффективный объем закачки раствора для групп технологий ВПП, м3/м

ГОС ООС ВУС

< 40 (низкопроницаемые пласты) 12 13 12

до 200 (среднепроницаемые пласты) 14 16 16

>200 (высокопроницаемые пласты) 21 18 33

Методика прогноза технологической эффективности технологий ВПП на основе полученных результатов для условий месторождений Мегионского района

Одним из самых важных моментов при планировании обработок ВПП является прогнозирование дополнительной добычи нефти от применения той или иной технологии. Без подобных расчетов, как показывает практика, в нефтяных компаниях не утверждается ни одна программа промысловых работ. Особое значение это приобретает при массовом применении технологий ВПП, когда затрачиваются значительные материальные ресурсы.

Алгоритм прогноза технологической эффективности состоит в следующем:

1. Расчет и последующая выборка фактических эффектов технологий ВПП по пластам групп АВ, БВ, ЮВ;

2. Аппроксимация фактических эффектов. Получение уравнений, описывающих изменение эффекта во времени для технологий ВПП по группам пластов.

3. Определение доли эффекта в каждом месяце.

4. Экстраполяция предыстории показателя обводненности на период прогноза.

5. При задании <3ж константа, определение добычи нефти по участку воздействия на период прогноза (базового варианта);

6. Наложение доли эффекта (определенной в п.З) на каждый месяц прогноза (прогнозного варианта);

7. Определение суммарной дополнительной добычи нефти по участку на период прогноза.

В результате обобщения фактических эффектов от проведения обработок ВПП в различных геолого-физических условиях месторождений Мегионской группы были получены уравнения, описывающие изменения динамики эффекта во времени для различных технологий ВПП.

Предлагаемый подход по оценке ожидаемой эффективности на основе созданного ИАБД позволяет быстро и достаточно точно спрогнозировать дополнительную добычу нефти для каждой технологии ВПП.

Апробация предложенного алгоритма определения прогнозной технологической эффективности от мероприятий по ВПП была проведена в 2010-2012 гг. по участкам ряда месторождений Мегионского региона в рамках годовых программ по повышению нефтеотдачи пластов, в том числе проведения обработок с целью выравнивания профиля приемистости. Предложенные рекомендации имеют достаточно высокую точность. Ошибка прогноза в среднем составляет всего 5%, что вполне допустимо, при условии непредсказуемой динамики текущей добычи нефти.

Основные результаты и выводы

1. Сложная геологическая структура пород-коллекторов месторождений Среднего Приобья и условия залегания нефти приводят к неравномерной выработке пластов, опережающему обводнению и требует использования адресных технологий воздействия на отдельные зоны пласта и скважины.

2. Повышение эффективности процесса разработки на завершающей стадии может быть достигнуто, в том числе, посредством применения технологий ВПП, направленных на снижение обводненности продукции скважин, сокращение объемов попутно добываемой воды и снижение непроизводительной закачки.

3. Создан информационно-аналитический банк данных обработок нагнетательных скважин месторождений Мегионского региона, используемый для анализа и планирования мероприятий по ВПП.

4. Общая дополнительная добыча нефти, полученная в результате применения технологий ВПП по 480 нагнетательным скважинам на месторождениях Мегионской группы за 2006-2011 гг. оценивается в 459,4 тыс. т, при этом сокращение добычи воды составляет более 1,72 млн.т, общая успешность выполненных работ составляет 92,7%.

5. Обоснован диапазон геолого-физических параметров, обеспечивающий максимально возможную технологическую эффективность и определены оптимальные объемы закачки химических композиций технологий ВПП для условий месторождений Среднего Приобья.

6. Выявлены наиболее эффективные технологии ВПП для пластов с различной проницаемостью месторождений Среднего Приобья, в том числе для низкопроницаемых коллекторов как до, так и после ГРП.

7. Обосновано применение вязко-упругих составов на скважинах с проведенным ГРП в пластах, характеризующихся низкими фильтрационными свойствами.

8. Предложена методика прогноза технологической эффективности технологий ВПП на основе полученных результатов для условий месторождений Мегионского региона.

9. Разработан стандарт ОАО «ВНИИнефть», раздел которого включен в методический документ предприятия ОАО «СН-МНГ».

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Обобщение опыта применения технологии нестационарного заводнения и комплекса мероприятий по повышению эффективности разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 20052008гг. / A.B. Билинчук, Д.Ю. Крянев, И.И. Минаков, A.M. Петраков, Р.Ю. Жуков, A.B. Серов // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (2; 15-16 сент. 2009; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2009. - Т. 1. - С. 71-76.

2. Применение технологии комплексного воздействия на низкопроницаемые коллекторы юрских отложений на примере Аригольского месторождения / Р.Ю. Жуков, И.И. Минаков // Сб. науч. тр. ВНИИнефть. - 2007. - Вып. 136, - С. 81-91.

3. Разработка и применение комплексных гидрофобных составов для обработки призабойной зоны нефтяных скважин/ Д.Ю. Крянев, Р.Ю. Жуков, Е.М. Дзюбенко, Т.С. Рогова // Сб. науч. тр. ВНИИнефть. - 2005. - Вып. 132, -С. 5-13.

4. Промысловый опыт применения силикатного геля для условий нефтяных месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / A.B. Старковский, Р.Ю. Жуков, И.И. Минаков // Нефтепромысловое дело. -2011.-№2.-С. 20-22.

5. Применение физико-химических технологий воздействия на завершающей стадии разработки месторождений / Р.Ю. Жуков, A.M. Петраков, A.B. Серов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 1. - С. 51-54.

6. Системно-адресные технологии — основа повышения эффективности разработки нефтяных месторождений / Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, Р.Ю. Жуков, Д.В. Рейнгарт, М.А. Виноходов // Бурение и Нефть. - 2011. -№ 2. - С. 32-35.

7. Применение методов увеличения нефтеотдачи и адресных обработок скважин на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». / Ю.В. Шульев, М.А. Виноходов, Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, Р.Ю. Жуков, А.И. Шилова // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 1. - С. 64-66.

8. Результаты применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». / М.А. Виноходов, Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, Р.Ю. Жуков, А.И. Шилова // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (4; 18-19 сент. 2013; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М„ 2013. - Т. 1. - С. 145-150.

Соискатель

Жуков Р.Ю.

Список принятых сокращений

ВПП - выравнивание профиля приемистости ГТМ - геолого-техническое мероприятие ООС -осадкообразующий состав ГОС - гелеобразующий состав

ВУПАС - вязкоупругий поверхностно-активный состав

ГРП - гидравлический разрыв пласта

ВУС - вязкоупругий состав

СПС - сшитый полимерный состав

ПЗП - призабойная зона пласта

ИАБД - информационно-аналитический банк данных

ГИС - геофизические исследования скважины

ОПЗ - обработка призабойной зоны

Отпечатано в ОАО «ВНИИнефть», 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10 Формат 60x84/16, усл.печ.л. 1,50, тираж 100 экз., заказ № 47

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Жуков, Роман Юрьевич, Москва

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ имени академика А.П. КРЫЛОВА» (ОАО «ВНИИНЕФТЬ»)

На правах рукописи УДК.622.276.6(571.1)

04-2014-51050

ЖУКОВ РОМАН ЮРЬЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПО ВЫРАВНИВАНИЮ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (на примере месторождений Среднего Приобья)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -Доктор технических наук Крянев Д.Ю.

Москва-2013

СОДЕРЖАНИЕ

Введение .......................................................................... 4

1 ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И МЕТОДЫ PIX РЕШЕНИЯ (на примере 9 месторождений Мегионского региона).......................................

1.1 Состояние разработки месторождений Мегионского региона, находящихся на поздней стадии разработки ................................ 14

1.2 Технологии выравнивания профиля приемистости, применяемые на месторождениях Западной Сибири........................................... 23

2 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ И ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ............................. 33

2.1 Оценка технологической эффективности работ по выравниванию

профилей приемистости нагнетательных скважин................................................33

2.1.1 Формирование участка ВПП......................................................................................................36

2.1.2 Выбор реагирующих скважин..................................................................................................37

2.1.3 Учет реальной промысловой обстановки при оценке эффективности работ по ВПП............................................................................................................................................41

2.1.4 Подготовка исходных баз данных..........................................................................................43

2.1.5 Расчет технологической эффективности........................................................................44

2.1.6 Формирование расчетных данных........................................................................................46

2.1.7 Построение аналитических графиков................................................................................46

3 СОЗДАНИЕ ИНФОРМАЦИОННО-АНАЛИТИЧЕСКОГО БАНКА ДАННЫХ ОБРАБОТОК НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МЕГИОНСКОЙ ГРУППЫ ................................................53

3.1 Обоснование структуры банка данных ..................................... 53

3.2 Методика анализа банка данных.............................................. 58

3.3 Общий анализ работ по ВПП выполненный в 2005-2011 гг. на месторождениях Мегионской группы, находящихся на поздней

стадии разработки. Алгоритм выбора участков ........................ 60

4 ВЫБОР НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ВПП ДЛЯ

КОНКРЕТНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ................. 71

4.1 Оценка наиболее эффективных технологий ВПП.......................... 71

4.2 Обоснование диапазона геолого-физических параметров пластов, обеспечивающих максимально возможную технологическую эффективность..................................................................... 87

4.3 Анализ применения технологий ВПП в условиях низкопроницаемых пластов юрских отложений..................................................... 100

4.4 Определение эффективного объема закачки химических композиций технологий ВПП.................................................................. 107

4.5 Методика прогноза технологической эффективности технологий ВПП на основе созданного информационно-аналитического банка данных............................................................................... 110

ЗАКЛЮЧЕНИЕ .................................................................. 116

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ .................................. 118

ЛИТЕРАТУРА ................................................................... 120

ВВЕДЕНИЕ

Низкая рентабельность добычи нефти на поздней стадии во много связана с невысокой эффективностью существующих систем заводнения нефтяных пластов. Закачка воды в качестве вытесняющего агента не обеспечивает желаемых темпов добычи нефти, добываемая продукция быстро обводняется, при этом на закачку воды тратится огромное количество энергии.

В настоящее время одним из немногих способов, позволяющих ускорить доизвлечение остаточных запасов нефти и уменьшить закачку воды, является широкомасштабное внедрение различных геолого-технических мероприятий, основанных на изоляции промытых высокопроницаемых зон пласта и ограничения отбора воды [1].

Применение технологий, направленных на выравнивание профилей приемистости (ВПП), перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции является одним из направлений повышения технико-экономических показателей разработки, особенно при разработке месторождений на поздней стадии, характеризующейся отбором большого количества попутной воды.

Понимание сущности применения и оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи и технологий обработок призабойной зоны (ОПЗ) скважин с учетом стадии разработки, а также определение наиболее эффективных из них в конкретных геолого-физических условиях и их оптимальных параметров применения является необходимой и актуальной проблемой отрасли, которая требует решения применительно к каждому конкретному месторождению.

Большинство месторождений Западной Сибири, в том числе месторождения Среднего Приобья, в настоящее время находятся на поздней стадии разработки, а вновь вводимые месторождения приурочены к сложно-построенным низкопроницаемым коллекторам, что значительно осложняет процесс добычи нефти и требует особых подходов для увеличения уровня добычи нефти и снижения динамики обводненения. При этом стоит отметить, что с подобными проблемами в настоящее время сталкиваются все без исключения крупные нефтяные компании страны. '' > -

Характерным примером сложившихся условий, являются месторождения Нижневартовского и Сургутского районов.

Анализ выработки запасов данных месторождений показывает, что к настоящему времени остаточные запасы относятся преимущественно к категории трудноизвлекаемых. В связи с этим, основной целью работы являлось определение наиболее эффективных технологий химического воздействия на пласты для конкретных геолого-физических условий, оценка технологической эффективности и разработка рекомендаций по их последующему применению для повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Исследования, изложенные в данной работе, были выполнены применительно к условиям Мегионского, Ватинского, Северо-Покурского, Аганского, Тайлаковского и др. нефтяных месторождений, являющихся характерными для данного региона.

Цель работы: Обоснование методики выбора наиболее эффективных технологий ВПП и их параметров для повышения эффективности разработки месторождений Среднего Приобья, находящихся на поздней стадии разработки, с учетом конкретных геолого-физических условий.

Основные задачи исследования:

1. Обобщение и анализ основных проблем разработки месторождений Среднего Приобья, находящихся в завершающей стадии разработки.

2. Оценка эффективности применения различных технологий ВПП в условиях месторождений Среднего Приобья.

3. Определение наиболее эффективных технологий ВПП.

4. Анализ применения технологий ВПП в условиях сложно-построенных низкопроницаемых коллекторов.

5. На основе полученных результатов, разработка методики прогноза технологической эффективности технологий ВПП для условий месторождений Среднего Приобья.

Основные методы решения поставленных задач

1. Теоретическое обобщение и анализ современной научно-технической литературы.

2. Анализ геолого-промысловых данных месторождений района работ.

3. Расчетный метод с использованием характеристик вытеснения.

4. Статистический анализ эффективных технологий ВПП.

Научная новизна диссертационной работы

1. Предложена новая методика выбора наиболее эффективных технологий ВПП и их параметров, на основе которой разработан стандарт ОАО «ВНИИнефть», раздел которого включен в стандарт предприятия ОАО «СН-МНГ».

2. Определены наиболее эффективные технологии ВПП для пластов с различной проницаемостью месторождений Среднего Приобья, в том числе низкопроницаемых коллекторов после ГРП.

3. Обоснован оптимальный диапазон геолого-физических параметров, обеспечивающий максимально возможную технологическую эффективность работ по ВПП и определены оптимальные объемы закачки химических композиций технологий ВПП для условий месторождений Среднего Приобья.

4. Предложена методика прогноза дополнительной добычи нефти при применении различных технологий ВПП для условий пластов группы АВ, БВ, ЮВ.

Практическая ценность работы

1. Автором обобщен опыт применения комплекса технологий ВПП, реализуемого на месторождениях Среднего Приобья. Продолжено исследование применения адресных технологий воздействия для нефтяных месторождений, вступивших в заключительную стадию разработки.

2. В результате проведенных исследований автором определены эффективные технологии физико-химического воздействия на призабойную зону скважин месторождений Мегионской группы, создан информационно-аналитический банк данных обработок нагнетательных скважин.

3. Обоснованы принципы и рекомендации по подбору участков и технологий с целью ВПП.

4. Разработан методический документ «Методика выбора и исключения реагирующих добывающих скважин от мероприятий по ПНП (ВПП) и оценки технологического эффекта», являющийся основой для выделения участков воздействия и составления адресных "Программ работ".

5. Основные результаты, полученные автором в ходе выполнения работы, использованы для планирования и проведения работ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на месторождениях Мегионской группы.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Методика выбора наиболее эффективных технологий ВПП и их параметров для повышения эффективности разработки месторождений Среднего Приобья.

2. Обоснование оптимального диапазона геолого-физических параметров пластов, обеспечивающих максимально возможную технологическую эффективность работ каждого вида технологии по ВПП.

3. Условия применимости вязко-упругих составов на скважинах с проведенным ГРП в пластах, характеризующихся низкими фильтрационными свойствами.

4. Методика прогноза дополнительной добычи нефти при применении технологий ВПП.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и основные результаты докладывались и обсуждались:

— на заседаниях научно-технического совета ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;

— на втором, третьем и четвертом Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Москва, 2009 г, 2011 г., 2013 г.;

— на V научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия». Москва, РГУ нефти и газа им. Губкина, 2010 г.

— на научных семинарах Центра ПНП и секции Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК Минобразования и науки РФ. Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»).

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, содержащего основные результаты и выводы. Общий объем работы составляет 127 страниц, в том числе 20 таблиц, 47 рисунков. Список литературы включает 65 источников.

Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н. Кряневу Д.Ю.; д.т.н., профессору Жданову С.А.; к.т.н. Крикунову Н.В. за помощь в процессе написания диссертации. Также автор благодарит сотрудников Центра ПНП ОАО «ВНИИнефть» за помощь и многолетнюю поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы.

Важную роль при обсуждении работы, в конструктивной критике и оказании ценных советов сыграли: д.т.н. Петраков A.M., к.х.н. Старковский A.B., к.т.н. Рогова Т.С., а также к.х.н. Макаршин C.B.

Автор выражает свою признательность сотрудникам ОАО «СН-МНГ» за предоставленную информацию и содействие при организации опытно-промышленных работ.

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И МЕТОДЫ ИХ РЕШЕНИЯ (на примере месторождений Мегионской группы)

Западная Сибирь - крупнейшая нефтегазоносная провинция, выделенная на территории России. Здесь открыто около 500 нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, содержащих 73% текущих разведанных запасов нефти России [2]. Отличительной особенностью сырьевой базы ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции является наличие большого числа уникальных и крупных месторождений с высокой концентрацией запасов, таких как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское и др. Приуроченность основных запасов к высоко и среднепроницаемым коллекторам, высокая продуктивность месторождений, преобладание легких, малосернистых, средней вязкости нефтей являются благоприятными факторами. За все время в Западной Сибири добыто более 6,5 млрд. т нефти. Добыча нефти по Западной Сибири росла очень быстрыми темпами. Рост добычи нефти в западной Сибири продолжался с 1964 по 1988 г., когда ее уровень достиг 415 млн.т (включая конденсат). В 19831990 гг. в Западной Сибири добывалось в среднем по 1 млн. т нефти в сутки (с конденсатом). Динамика роста добычи нефти была неравномерной (рис. 1.1). Так, с

лет добыча нефти удвоилась. Но с 1989 г. началось ускоренное падение объема нефтедобычи и за 1989-1992 гг. уровень добычи снизился более чем на 150 млн.т. Однако и в этих условиях регион занимал ведущее место в России по объему годовой добычи нефти - 70%. В последующий период удалось существенно нарастить добычу нефти (с конденсатом): в 2006 г. - до 338,6 млн.т, в 2008 г. -332,8 млн.т, причем около 90% этой добычи приходится на ключевой район ХМАО-Югру, 8% - наЯНАО и т.д. [3].

Вместе с тем в нефтедобывающей промышленности развиваются и проблемные тенденции - негативное изменение структуры сырьевой базы нефтедобычи в сторону ее ухудшения. Это снижение объёмов прироста запасов нефти, ухудшение качества остаточных запасов при увеличении доли трудноизвлекаемых, поздняя стадия разработки большинства крупных месторождений.

Обобщенными показателями состояния базы нефтедобычи являются динамика величины текущих запасов промышленных категорий и изменение кратности запасов добыче. Для Западной Сибири было характерно последовательное увеличение текущих запасов, что определялось постоянным превышением прироста запасов над добычей нефти. В последние годы темп роста запасов промышленных категорий резко снизился.

В целом Западная Сибирь располагает более 60% всех разведанных запасов нефти, из ее недр извлекается порядка 70% всей добываемой в России нефти. Основную часть разрабатываемых и вводимых в освоение запасов нефти составляют трудноизвлекаемые, доля которых составляет более 70% (рис.1.2). Частично они вовлечены в разработку, частично - остаются неосвоенными.

Основную нагрузку в добыче нефти в течение длительного периода несли и по-прежнему несут высокопродуктивные залежи неокомского нефтегазоносного комплекса, что ведет к их опережающему истощению. Основными показателями динамики качества разрабатываемых запасов нефти являются степень выработки запасов и связанные с ней обводненность добываемой нефти и дебиты скважин, а также динамика темпов отборов запасов.

Рисунок 1.2 - Доля трудноизвлекаемых запасов нефти в России

Выработанность запасов, введенных в разработку, в целом составляет около 50% и сильно дифференцирована для разных месторождений и залежей. Степень выработанности Самотлорского месторождения-68%, Мамонтовского-79%, Федоровского-67%. При этом самые лучшие по своим характеристикам, как залежь БВ8 Самотлорского месторождения, выработана более чем на 90%. Форсированный отбор запасов из наиболее высокопродуктивных залежей привел к последовательному накоплению на балансе трудноизвлекаемых запасов. Возросла обводненность добываемой нефти с 56% 1985г. до 72% 1990г. и до 86% 2010г. [3].

Особенностями строения залежей нефти месторождений Западной Сибири, в частности Среднего Приобья являются наличие обширных зон с неоднородным и пониженным нефтенасыщением коллекторов продуктивных пластов, высокой проницаемостной неоднородностью коллекторов как по разрезу так и по простиранию. Выделяются зоны с пониженными фильтрационными свойствами пород, затрудняющими гидродинамическую связь между отдельными участками залежей. Названые факторы, а также высокая расчлененность пластов, осложнили процесс разработки месторождений на всех стадиях.

Таким образом, в результате анализа опубликованных источников и производственных данных месторождений Среднего Приобья усматриваются

геологические и технологические особенности, определяющие полноту выработки запасов нефти.

Геологические:

1. Залежи нефти характеризуются высокой зональной и послойн