Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности выработки запасов нефти из тонкослоистых глиносодержащих коллекторов типа "рябчик"

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности выработки запасов нефти из тонкослоистых глиносодержащих коллекторов типа "рябчик""

УДК 622.276.76

На правах рукописи

Задорожный Евгений Валерьевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ТОНКОСЛОИСТЫХ ГЛИНОСОДЕРЖАЩИХ КОЛЛЕКТОРОВ ТИПА «РЯБЧИК»

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2 Я Н В 2012

Уфа 2012

005007210

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович

- доктор технических наук, доцент Султанов Шамиль Ханифович

Ведущее предприятие - ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 27 января 2012 г. в 900 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 ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 21 декабря 2011г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук,

профессор Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Несмотря на высокие запасы нефти в глинизированных коллекторах пласта АВ)1"2 Самотлорского месторождения текущие и накопленные объемы добытой нефти весьма низки и не соответствуют прогнозируемым темпам отбора, что характерно и для других месторождений России такой категории. Коллектор пласта АВ]1"2 имеет низкие фильтрационные свойства, состоящие из глинистых минералов, преимущественно развит каолинит с высокой зональной и послойной неоднородностью. Охлаждение пластов в результате закачки холодной воды вызвало образование парафина, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и другие явления, что существенно отразилось на изменении фильтрационных характеристик, как правило, в сторону их ухудшения. В процессе разработки пласта АВ]1-2 это привело к снижению начального пластового давления и температуры пласта. Поэтому возникла необходимость более детального изучения реализуемых систем и технологий разработки с целью определения условий эффективной выработки запасов нефти из глинистого слоистого коллектора и разработки новых направлений по интенсификации вытеснения нефти в пластовых условиях и притока к забою добывающих скважин. Поэтому поиск новых технологий и расширение теоретических исследований для данной категории пластов являются достаточно актуальными.

Цель работы — совершенствование технологий выработки остаточных запасов нефти из послойно-неоднородных глинизированных коллекторов на основе анализа результатов теоретических исследований и практики разработки пласта АВ)1-2 Самотлорского месторождения.

Для решения поставленной задачи были сформулированы следующие основные задачи:

1. Алализ проблем разработки нефтенасыщенных глинистых коллекторов;

2. Оценка особенностей геологического строения и анализ состояния разработки участков пласта АВ|'"2 Самотлорского месторождения в районе блоков ё06-10, ё07-10, Ё07-11, 807-12, §07-13, §08-10, §08-11, §08-12;

3. Исследование распределения геологических запасов нефти на рассматриваемых объектах в чисто нефтяной (ЧНЗ), неконтактной водонефтяной (ВНЗ), контактной (ВНЗК), неконтактной газонефтяной (ГНЗ), контактной зонах (ГНЗК) и оценить состояние их разработки;

4. Теоретические исследования процесса выработки запасов нефти вертикальными, добывающими горизонтальными (ДГС) и нагнетательными горизонтальными скважинами (НГС) с применением и без технологий гидроразрыва пласта (ГРП) и разработка рекомендаций по совершенствованию технологий выработки запасов нефти из слоистого глинистого коллектора.

Методы решения поставленных задач

При решении поставленных задач использовались современные статистические методы обработки промысловой и геофизической информации, методы математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах с применением различных вычислительных алгоритмов, а также промышленные испытания предложенной технологии. Научная новизна результатов работы:

1. В результате численного исследования изменения полей насыщенности и давления от показателей разработки глинистого слоистого коллектора пласта АВ]1'2 вертикальными скважинами при начальном отсутствии изменения полей проницаемости и его изменения во времени от закачки воды установлено, что наибольшие потери отбора нефти и низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) достигаются при снижении проницаемости глинистых пропластков от закачиваемой воды с увеличением содержания глин (при увеличении содержания глины на каждые 4 % КИН снижается на 1.6 %);

2. Установлено, что в глинистых коллекторах пласта АВ]1"2 наилучшие показатели достигаются в варианте, когда добывающие и нагнетательные скважины являются горизонтальными, однако фронт вытеснения по песчаным прослоям опережает фильтрацию из глинистых пропластков. Применение ГРП увеличивает показатели выработки запасов нефти в связи с образованием послойного характера движения фронта воды по всем песчаным пропласткам и при этом поддерживается оптимальный уровень пластового давления;

3. Эффект затухания фильтрации в глинизированных прослоях коллектора снижает темп обводнения, дебит по нефти особенно в безводный период, однако прорыв воды по песчаным прослоям ведет к росту обводнения и возрастанию неоднородности поля проницаемости.

На защиту выносятся:

1. Пределы изменения КИН от содержания послойной глинистой составляющей в коллекторе пласта АВ/'2;

2. Обоснование применения горизонтальных и вертикальных скважин с ГРП для вытеснения нефти из глинизированных нефтенасыщенных коллекторов;

3. Оценка эффекта затухания фильтрации в глинизированных коллекторах и методы управления фильтрационными потоками. Практическая ценность и реализация результатов работы Разработаны и апробированы в промысловых условиях

мероприятия по переводу системы заводнения на минерализованную воду, предложены новые технологии размещения вертикальных и горизонтальных добывающих, нагнетательных скважин с совмещением в

них технологий гидроразрыва пласта. По результатам разработанных рекомендаций за счет совершенствования только системы поддержания пластового давления (ПДД) получено дополнительно нефти в объеме 2750 т с экономическим эффектом 4.150 тыс. руб.

Достоверность полученных результатов достигалась в результате применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов численного исследования на выбранных для исследования промысловых объектах.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на конференциях ТНК-ВР (г. Москва, г. Тюмень, 2008-2011 гг.), на техсоветах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2008-2011 гг.), на XI научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Ж «Роснефть», г. Геленджик, 2011 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах, в том числе в 6 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, одна из которых является самостоятельной.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 90 наименований. Работа изложена на 138 страницах машинописного текста, содержит 71 рисунок, 12 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность работникам ОАО «ТНК-Нижневартовск» и НПО «Нефтегазтехнология» за полезные советы и замечания, высказанные в процессе формирования и выполнения диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследования, обозначены основные положения, выносимые на защиту, приведены научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе рассмотрены проблемы разработки нефтенасыщенных глинистых коллекторов на примере разработки нефтяных месторождений Российской Федерации. Отмечено, что изучению коллекторских характеристик нефтенасыщенных глиносодержащих коллекторов посвящены работы Клубовой Т.Т., Овчаренко Ф.Д., Ханина А.А., Чоловского И.П., Коцюбинского В.Л., Орлинского Б.М., Султанова С.А., Хисамова Р.Б., Муслимова Р.Х., Хавкина А.Ч. и многих других.

На основе проведенных исследований Татарским научно-исследовательским и проектным институтом нефти ОАО «Татнефть»

им. В.Д. Шашина были обобщены и выделены принципы разработки низкопроницаемых глинизированных коллекторов, что позволило разделить их на классы и выделить основные характеристики низкопроницаемых коллекторов с повышенным глиносодержанием, выявить условия их залегания и определить содержание в них начальных запасов нефти.

Дана характеристика глинизированных нефтенасыщенных коллекторов и определены причины изменения фильтрационных свойств при заводнении.

Установлено, что для пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), содержащих глины, достаточно высокий коэффициент нефтеизвлечения может быть обеспечен только путем применения различных методов воздействия на пласт, и прежде всего заводнения минерализованной водой в различных модификациях.

В литературе имеется значительное количество работ, посвященных исследованиям механизма взаимодействия воды с глинистыми минералами. Практически всеми исследователями констатируется, что связь воды с глиной находится в тесной зависимости от структуры последней. При этом допускается, что молекулы воды связываются атомами кислорода поверхности кристалла, образуя так называемую межслоевую воду, или же проникают в глубину кристаллической решетки, вызывая набухание глин, что является одной из основных причин низкой эффективности разработки глинизированных нефтенасыщенных коллекторов в режиме активного заводнения.

На основе обобщения литературных источников и опыта разработки глинизированных нефтенасыщенных коллекторов в качестве основных разделов задачи исследований предложено следующее:

1. Изучение реализуемых систем разработки, технологий выработки запасов нефти из коллектора пласта АВ]1'2 Самотлорского месторождения, выяснение причин их низкой эффективности;

2. Определение условий эффективной выработки запасов нефти из глинистого слоистого коллектора при заводнении с применением вертикальных и горизонтальных скважин, а также с использованием ГРП.

Во второй главе рассмотрены особенности геологического строения и проведен анализ состояния разработки запасов нефти пласта АВ/'2 Самотлорского месторождения в районе блоков §06-10, §07-10, §07-11, §07-12, §07-13, §08-10, §08-11, §08-12 как объекта исследования.

Основными объектами разработки Самотлорского месторождения являются пласты АВ11"2, АВ^, АВ2.3, АВ4.5, БВ8, БВ)0, ЮВ). Объектом исследования данной работы является участок пласта АВ11*2 в районе блоков §06-10, §07-10, §07-11, §07-12, §07-13, §08-10, §08-11, §08-12.

Залежи нефти пласта АВ/"2 Самотлорского месторождения характеризуются значительными запасами. Ввиду особенностей геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств

коллектора пласта в настоящее время в разработку введена незначительная часть начальных извлекаемых запасов пласта из-за отсутствия конкурентоспособных технологий.

Коллекторы типа «рябчик» представлены песчано-глинистыми породами, литологически неоднородными, с тонким переслаиванием песчаных и глинистых включений мелких размеров (до миллиметров), что создает большие трудности при изучении их геофизическими методами. Особенностью этих коллекторов является то, что пачка пород является чередованием тонких коллекторов и неколлекторов, поэтому невозможно определить эффективную толщину такой пачки методами ГИС. Свойства коллекторов «рябчикового» типа зависят от суммарной доли глинистых прослоев в пачке породы, не расчленяемой на слои методами ГИС по вертикали, и не зависят от степени заполнения порового пространства скелета породы глинистым или глинисто-карбонатным цементом.

Коллекторы пласта АВ/"2 (типа «рябчик») имеют низкие фильтрационно-емкостные свойства, что определяет их недостаточную нефтенасыщенность. В таких коллекторах содержится рыхло-связанная вода, которая, очевидно, не была вытеснена нефтью при формировании залежи. Процессы фильтрации в глинистых «рябчиковых» песчаниках имеют очень сложный и до конца неизученный характер. Следует также отметить, что такие геолого-физические параметры пласта существенно осложняют его разработку.

«Рябчиковые» коллекторы II - III классов встречаются в виде единичных образцов и, как представляется, не образуют единых тел, более или менее протяженных. Поэтому их влияние на фильтрационную характеристику таких коллекторов совершенно ничтожно. В наибольшей степени ФЕС «рябчиковой» породы отражают коллекторы VI - V классов.

По результатам многочисленных исследований керна в «рябчиковом» типе по соотношению мощностей песчано-алевролитовых и глинистых линз и слоев выделяют два типа неоднородности: макро- и микронеоднородность. Макронеоднородность определяется

чередованием существенно глинистых, алевролитовых или песчаных пород мощностью от 30...40 см до нескольких метров. Данный тип неоднородности хорошо выделяется методами промысловой геофизики. Микронеоднородность характеризуется чередованием глинистого и песчано-алевритового материала, образующего линзы мощностью от долей миллиметров до 20...30 мм и протяженностью в несколько сантиметров. Этот тип неоднородности возможно определить только по данным керна.

По данным изучения минерального состава глинистой фракции образцов горных пород пласта АВ|'"2 определено преимущественное развитие каолинита, содержание которого в песчаниках составило 70...95 %. Содержание хлорита варьируется от 3 % до 20 %, гидрослюды - от 2 % до 12 %, смешанослойные образования гидрослюдистого-

монтмориллонитового ряда (ССО) - 2...3 %. В переслаивающихся породах каолинит также преобладает и составляет от 34 % до 75 %, хлорит присутствует в количестве 12...25 %, гидрослюда - 10...32 %, ССО - 3...6 %. С уменьшением количества каолинита увеличивается содержание гидрослюды или хлорита.

Пласт-коллектор типа «рябчик» пласта АВ,1 ~2 характеризуется мелкопятнистой текстурой и представляет собой беспорядочное волнисто-линзовидное частое чередование тонких прослоев терригенных пород различного литологического состава: тонких светло-серых песчаников, алевролитов и серых, темно-серых прослоев глин, а также крайне неравномерным распределением глинистого цемента в песчано-алевролитовых прослоях.

Фрагмент структурной поверхности кровли пласта АВ,1'2 Самотлорского месторождения в районе блоков §06-10, §07-10, §07-11, §07-12, §07-13, §08-10, §08-11, §08-12 приведен на рисунке 1 (изучаемый участок с пробуренным фондом - 243 скважины).

-

-1646-1641 -1636-1631 -1626 -1621 -1616 -1611 -1606 -1601

Рисунок 1 - Фрагмент структурной поверхности кровли пласта

АВ, " Самотлорского месторождения в районе блоков §06-10, §07-10, §07-11, §07-12, §07-13, ё08-10, §08-11, §08-12

Структура запасов нефти участка пласта АВ/"2 Самотлорского месторождения в районе блоков §06-10, §07-10, §07-11, §07-12, §07-13, §08-10, §08-11, §08-12 представлена в виде распределения по типам залегания залежи нефти - неконтактная водонефтяная зона (ВИЗ), контактная водонефтяная зона (ВНЗК), чисто нефтяная зона (ЧНЗ), неконтактная газонефтяная зона (ГНЗ) и контактная газонефтяная зона

(ГНЗК). В чисто нефтяной зоне коллектора участка пласта АВ/"2 содержится 88 % от всех геологических запасов нефти. В неконтактных водонефтяной и газонефтяной зонах находится соответственно 0 % и 3.2 % геологических запасов нефти. В контактных зонах ГНЗК и ВНЗК -8.6 % и 0.2 % от всех геологических запасов. Как показывают расчеты, менее 10 % геологических запасов относится к контактным ГНЗ и ВНЗ, что автоматически относит эти запасы к категории трудноизвлекаемых, так как около половины (48.2 %) запасов нефти сосредоточено в коллекторах с очень низкой проницаемостью, а в коллекторах с высокой проницаемостью (более 150 мД) - всего 12.7 %.

В третьей главе изучены особенности выработки запасов нефти из слоисто-неоднородных глинистых коллекторов типа «рябчик» с различным формированием фонда скважин и различными режимами заводнения.

Для изучения механизма вытеснения нефти заводнением из глинистых коллекторов использовалась математическая модель, разработанная И.В. Владимировым и И.И. Родионовой, в которой предполагается, что для заводнения используется пресная вода, изменяющая фильтрационно-емкостные свойства глиносодержащего коллектора. Решаемая задача математически сводится к решению уравнений двухфазной фильтрации с изменяющимся полем абсолютной проницаемости, причем величина этого изменения зависит от содержания водной фазы на профильной модели пласта (рисунок 2).

<-вШ«

щял

UjjjJJJJU^

mm I ггрг " IT**

V I l - I-.J I I. _______I Г.«.. J. ____1

t |x-i-l,'--.1 rii;I;

Коэффициент глинистости коллектора^ д ед

0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12

Рисунок 2 - Профильная модель пласта (цветом показано поле

глинистости коллектора, черными изолиниями - поле давления, белыми - поле водонасыщенности)

В результате численных исследований выработки запасов нефти вертикальными скважинами из слоистого глинистого коллектора по 3 вариантам с динамикой изменения полей насыщенности и давления, а также анализа показателей разработки получено, что в результате заводнения происходит резкое изменение поля проницаемости коллектора в глинистых прослоях при разных значениях интенсивности снижения проницаемости коллектора с1 как по второму, так и по третьему вариантам (2 вариант -с!-10.0; 3 вариант - ¿ = 20.0).

Динамика показателей разработки рассмотренного варианта представлена на рисунке 3. Видно, что по сравнению с первым вариантом вырос период разработки. При этом дебит нефти в течение всего периода выработки запасов ниже соответствующего значения для первого варианта. Безводный период эксплуатации незначительно увеличился.

<в

ю а> ч:

/77

Г/Т\ 5

1

1- дебит нефти 1 вар.

2 - дебит нефти 2 вар.

3 - дебит нефти 3 вар.

3 ^Г 4 - обводненность 1 вар.

5 - обводненность 2 вар.

6 - обводненность 3 вар.

III 1 г - ■ —1—

- 0!

1.0

0.2

0.0

100

150

200

250

300

время, сут

1 вариант - й = 0.0; 2 вариант -¿ = 10.0; 3 вариант -¿ = 20.0

Рисунок 3 - Динамика основных показателей разработки

модельного пласта вертикальными скважинами для разных вариантов задачи

Для третьего варианта задачи (с1 = 20.0) характер вытеснения по сравнению со вторым вариантом меняется незначительно. В результате существенного снижения проницаемости глинистого пропластка в его объеме остается больше неизвлеченных запасов нефти.

Динамика показателей разработки третьего варианта повторяет изменения показателей второго варианта. При этом значение дебита нефти в течение всего периода разработки меньше дебита второго варианта.

Можно заключить, что снижение проницаемости глинистых пропластков при заводнении пресной водой может коренным образом

изменить характер вытеснения нефти, следовательно, и локализацию остаточных запасов нефти. Изменение характера вытеснения предопределило динамику изменения основных показателей разработки рассматриваемых вариантов задачи.

Для данного варианта задачи характерны плавное падение дебита нефти в безводный период и его быстрое снижение после прорыва воды к забою добывающей скважины.

Результаты сравнения интегральных показателей разработки для разных вариантов задачи приведены в таблице 1. Наибольшие потери в добыче нефти соответствуют условию максимального снижения проницаемости глинистых пропластков (3 вариант). Для этого варианта характерны и наиболее низкие темпы отбора запасов.

Таблица 1 - Интегральные показатели разработки по вариантам задачи

Вариант 1 2 3

Конечный КИН, д.ед. 0.520 0.491 0.468

Водожидкостный фактор, д.ед. 0.353 0.383 0.398

Срок достижения предельной обводненности, сут 221.0 261.6 261.6

Темп выработки запасов нефти, м^/сут 1.35 1.08 1.03

Это подтверждается и данными по характеристикам вытеснения (рисунок 4). Так накопленные отборы жидкости по вариантам близки по значениям, что нельзя сказать о накопленных отборах по нефти. Это говорит о том, что снижение проницаемости глинистых прослоев коллектора снижает эффективность вытеснения нефти - при равных отборах жидкости отбирается меньшее количество нефти. Необходимо отметить, что данные различия имеют место только в водный период разработки.

накопленная добыча жидкости, м3

Рисунок 4 - Характеристики вытеснения для разных вариантов задачи (номера кривых соответствуют номерам вариантов)

На основе полученных результатов сделаны следующие выводы.

1. Заводнение пресной водой коллекторов с глинистыми пропластками при разработке вертикальными нагнетательными и добывающими скважинами приводит к значительному снижению конечного КИН, причем величина изменения КИН зависит от степени снижения проницаемости глинистых пропластков. В рассмотренных интервалах изменения параметра сI снижение КИН составляет 0.052 д.ед.

2. Изменение поля проницаемости при заводнении пресной водой существенно меняет картину вытеснения нефти. Равномерное фронтальное вытеснение, характерное для чисто песчаного однородного пласта, сменяется языкообразным продвижением фронта воды в коллекторе с глинистыми слоями песчаника.

Далее исследованы процессы выработки запасов нефти горизонтальными скважинами из слоистого глинистого коллектора.

Рассмотрена разработка модельного пласта двумя горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами. Стволы скважин расположены параллельно друг другу по латерали и размещены в толще пласта по оптимальной «перекрестной» схеме -нагнетательная ГС расположена у подошвы пласта, добывающая ГС - у его кровли.

Рассмотрены также 3 разных варианта решения задач. Для сравнения исследованы динамики изменения полей насыщенности, давления и показателей разработки для аналогичного по параметрам пласта в отсутствие изменения поля проницаемости при закачке воды (т.е. ¿ = 0 0-1 вариант), при втором (1 = 10.0 и третьем й = 20.0 вариантах.

Динамика показателей разработки рассмотренного варианта представлена на рисунке 5. Видно, что существенно вырос период разработки по сравнению с первым вариантом. Динамика дебита нефти соответствует изменению дебита нефти при первом варианте, но с меньшим значением и большим безводным периодом.

Для третьего варианта задачи (с? = 20.0) характер вытеснения изменяется значительно в результате существенного снижения проницаемости глинистого пропластка (рисунок 5). При этом заводнение сначала происходит в основном в нижнем неглинистом прослое. Подъем фронта вытеснения к кровле пласта осуществляется с низкой скоростью -вода достигает кровли пласта практически одновременно с полным заводнением нижнего неглинистого прослоя. Дальнейшее вытеснение происходит «снизу вверх», что и обусловило формирование остаточных запасов нефти в прикровельной зоне пласта.

Хорошо видно, что в начальный момент разработки дебит нефти катастрофически быстро падает до значений, в 5...6 раз меньших начальной величины. Потом наблюдается длительный период стабильных значений дебита нефти вплоть до приближения фронта закачиваемой воды к добывающей ГС.

3.5

1.0

.5 3.0 -

I

2.5 Н

•в"

<о

X I-

ю ш сГ

>5 2

с;

ш

5

2.0-

1.5 -

1.0 -

0.5

0.0

1-дебит нефти 1 вар.

2 - дебит нефти 2 вар.

3 - дебит нефти 3 вар.

4 - обводненность 1 вар.

5 - обводненность 2 вар.

6 - обводненность 3 вар.

200

400

600

600

время, сут

1 вариант -с1 = 0.0\ 2 вариант - й = 10.0; 3 вариант -¿ = 20.0

Рисунок 5 - Динамика основных показателей разработки

модельного пласта горизонтальными скважинами для разных вариантов задачи

Незначительное увеличение дебита нефти при подходе фронта воды связано с увеличением градиента давления в области ГС. Затем происходит прорыв воды и резкое снижение дебита нефти.

Сравнение интегральных показателей разработки для разных вариантов задачи приведено в таблице 2 и на рисунке 6, на котором представлены характеристики вытеснения. Накопленные отборы нефти по вариантам близки по значениям, однако достигаются при разных накопленных отборах жидкости, что говорит о том, что снижение проницаемости глинистых прослоев коллектора снижает качество вытеснения нефти - при равных отборах жидкости отбирается меньшее количество нефти. Необходимо отметить, что данные различия имеют место только в водный период разработки.

Таблица 2 - Интегральные показатели разработки по вариантам задачи

Вариант 1 2 3

Конечный КИН, д.ед. 0.511 0.504 0.507

Водожидкостный фактор, д.ед. 0.361 0.563 0.587

Срок достижения предельной обводненности, сут 257.0 448.0 777.8

Удельный темп выработки запасов нефти, (м3/сут)/м 1.146 0.648 0.376

300

250

г £

200 •

100

50

—................... -.....2.........-

--------------------------------------:--------------------------------

• -—/■■------------ "■— 1 ■■-! 1

150-------------,

200 400 600

накопленная добыча жидкости, м3

800

Рисунок 6

■ Характеристики вытеснения для разных вариантов задачи (номера кривых соответствуют номерам вариантов)

В рамках рассмотренных в работе модельных задач, когда не происходит полной потери гидродинамической связи между глинистыми и малоглинистыми прослоями, можно сделать следующие выводы.

1. В отличие от вертикальных скважин, заводнение пресной водой коллекторов с глинистыми пропластками при разработке горизонтальными (нагнетательной и добывающей) скважинами при их оптимальном расположении не приводит к значительному снижению конечного КИН.

2. В зависимости от степени снижения проницаемости глинистых слоев уменьшение конечного КИН составляет доли процента при оптимальном расположении стволов скважин, что на порядок ниже по сравнению с вертикальными скважинами.

3. Увеличение показателя снижения проницаемости глинистых прослоев (1 приводит к изменению характера вытеснения нефти водой. При этом преимущественное направление вытеснения вдоль напластования заменяется на преимущественное направление вытеснения поперек напластования.

4. Наличие глинистых пропластков при заводнении пресной водой приводит к характерным особенностям в динамике дебита нефти и обводненности: быстрому падению дебита нефти в начальный период, значительному периоду стабильных значений отборов нефти и длительному безводному периоду. При этом темп отборов запасов нефти снижается.

Аналогичные исследования выполнены с применением ГРП при выработке запасов нефти горизонтальными скважинами из слоистого глинистого коллектора.

Рассмотрены следующие варианты разработки: А) ГРП проводится в добывающей и нагнетательной ГС, Б) ГРП проводится только в добывающей ГС, В) ГРП проводится только в нагнетательной ГС. Для всех вариантов применения ГРП рассматривались различные случаи затухания фильтрации в глиносодержащих слоях {<1 = 0.0, с1 = 10.0, ¿ = 20.0).

А) ГРП в добывающей и нагнетательной скважинах

Также как и в предыдущем изложении, рассматриваются три случая с процессом затухания фильтрации в глинистых прослоях коллектора.

При наличии затухания фильтрации картина движения фронта вытеснения значительно изменяется. Фронт вытеснения быстро продвигается по песчаным прослоям и значительно отстает в глинистых слоях коллектора. Однако наличие трещины ГРП позволяет закачиваемой воде попасть во все песчаные прослои, что и обеспечивает достаточно равномерное вытеснение по песчаным прослоям коллектора. При значительном затухании фильтрации (с/ = 20.0) картина заводнения с ГРП существенным образом отличается от заводнения без ГРП. Если при ГРП мы наблюдаем послойный характер движения фронта воды, то без ГРП такое вытеснение отсутствует.

Динамика технологических показателей выработки запасов нефти из слоистого глиносодержащего пласта для разных случаев затухания фильтрации показывает, что наличие ГРП существенно сокращает сроки выработки запасов нефти не только за счет более высоких дебитов, но и за счет более равномерного движения фронта вытеснения. Сроки разработки при этом снижаются.

Применение ГРП в добывающей и нагнетательной скважинах при разработке слоистых глиносодержащих пластов может рассматриваться только как средство интенсификации выработки запасов нефти. При этом конечный КИН снижается тем больше, чем сильнее происходит затухание фильтрации в коллекторе. Этот вывод противоречит результатам, полученным ранее для разработки пласта горизонтальными скважинами. Согласно этим результатам, при оптимальном расположении стволов горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин затухание фильтрации не приводит к значительному снижению конечного КИН.

Данное противоречие объясняется изменением характера вытеснения нефти закачиваемой водой в рассмотренных задачах. При разработке только с применением ГС увеличение затухания фильтрации приводит к смене преимущественного направления вытеснения вдоль напластования на преимущественное направление вытеснения поперек

напластования. В задаче с применением ГС с ГРП преимущественное направление фильтрации всегда лежит вдоль напластования.

Б) ГРП только в добывающей ГС (в трех вариантах)

Динамика технологических показателей разработки модельного пласта для разных показателей степени затухания фильтрации в глинистых прослоях коллектора (рисунок 7) показывает, что ухудшение гидродинамической связи приводит к существенному снижению дебита нефти и значительному увеличению безводного периода. Если при небольшом снижении величины коэффициента проницаемости глинистых прослоев динамики дебита нефти и обводненности подобны (сравните случаи с с1 = 0.0 к = 10.0), то при значительном изменении поля проницаемости глинистых прослоев коллектора наблюдается «катастрофическое» снижение дебита нефти за непродолжительный период, и затем величина дебита меняется незначительно вплоть до прорыва воды. Продолжительность периода безводной эксплуатации возрастает более чем в 2 раза.

время, сут

1 вариант - (I = 0.0\ 2 вариант -й — 10.0;Ъ вариант -/1 = 20.0

Рисунок 7 - Динамика основных показателей разработки

модельного пласта для разных вариантов затухания фильтрации в глинистых прослоях коллектора. Разработка ведется горизонтальными скважинами, ГРП в добывающей ГС

Характеристики вытеснения для разных случаев затухания фильтрации показывают, что, несмотря на низкие темпы отбора и максимальные значения накопленных отборов попутно добываемой

воды, третий вариант характеризуется наибольшим значением КИН. Это объясняется тем, что для данного варианта вытеснение нефти закачиваемой водой происходит в основном перпендикулярно напластованию. Полученные значения интегральных показателей разработки по вариантам задачи показали, что максимальным КИН характеризуется вариант с наибольшим показателем затухания процесса фильтрации, что связано с изменением характера вытеснения нефти закачиваемой водой. При этом данный вариант обладает наименьшим темпом выработки запасов, максимальным сроком разработки и наибольшим периодом безводной эксплуатации (таблица 3).

Таким образом, применение ГРП только в добывающей скважине при разработке слоистых глиносодержащих пластов с использованием в системе ППД горизонтальных нагнетательных скважин может незначительно повысить конечный КИН в случае отсутствия (или незначительности) процесса затухания фильтрации. При значительном затухании процесса фильтрации в глинистых прослоях коллектора конечный КИН возрастает более значимо, но при этом сильно снижаются темпы выработки запасов нефти.

Таблица 3 - Интегральные показатели разработки по вариантам задачи

Вариант 1 2 3

Конечный КИН, д.ед. 0.512 0.502 0.525

Водожидкостный фактор, д.ед. 0.366 0.495 0.559

Срок достижения предельной обводненности, сут 251.2 446.8 1330.0

Удельный темп выработки запасов нефти, (м3/сут)/м 1.174 0.647 0.227

В) ГРП только в нагнетательной ГС (в трех вариантах)

Периоды безводной эксплуатации для рассмотренных вариантов задачи близки по величине. Это связано с тем, что в рассмотренном случае вода подается во все песчаные пропластки. Вместе с тем характер роста обводненности различный. В отсутствие затухания фильтрации наблюдается резкий рост обводненности практически до 70...80 % и затем более плавный - до предельного значения.

В случаях затухания фильтрации в глинистых прослоях коллектора темп обводнения продукции скважин более низкий. Чем сильнее снижается проницаемость глиносодержащих слоев, тем больше время достижения предельной обводненности.

Ухудшение гидродинамической связи приводит к снижению дебита нефти в безводный период. Однако после начала обводнения темпы падения дебита нефти для случаев затухания фильтрации снижаются. При этом дебит нефти для третьего варианта становится наибольшим, что связано с изменением характера вытеснения нефти.

Применительно к разработке пласта горизонтальными скважинами полученные результаты для сравнения сведены в таблицу (таблица 4).

Таблица 4 — Технологические показатели вариантов разработки слоистого глиносодержащего пласта при различной интенсивности затухания фильтрации

Вариант разработки Конечный КИН, д.ед. Водожид-костный фактор, д.ед. Срок достижения предельной обводненности, сут Удельный темп выработки запасов нефти, (м /сут)/м

Отсутствие затухания фильтрации (с! = 0.0)

Добывающая и нагнетательная ГС 0.511 0.361 257.0 1.146

Добывающая и нагнетательная ГС с ГРП 0.510 0.354 223.4 1.315

Добывающая и нагнетательная ГС. ГРП только в добывающей ГС 0.512 0.366 251.2 1.174

Добывающая и нагнетательная ГС. ГРП только в нагнетательной ГС 0.510 0.352 231.5 1.268

Затухание фильтрации (с1 = 10.0)

Добывающая и нагнетательная ГС 0.504 0.563 448.0 0.648

Добывающая и нагнетательная ГС с ГРП 0.482 0.382 251.2 1.105

Добывающая и нагнетательная ГС. ГРП только в добывающей ГС 0.502 0.495 446.8 0.647

Добывающая и нагнетательная ГС. ГРП только в нагнетательной ГС 0.493 0.559 334.5 0.849

Затухание фильтрации (с? = 20.0)

Добывающая и нагнетательная ГС 0.507 0.587 777.8 0.376

Добывающая и нагнетательная ГС с ГРП 0.469 0.487 306.7 0.881

Добывающая и нагнетательная ГС. ГРП только в добывающей ГС 0.525 0.559 1330.0 0.227

Добывающая и нагнетательная ГС. ГРП только в нагнетательной ГС 0.494 0.710 526.6 0.540

Представленные в таблице 4 показатели не позволяют дать однозначного ответа о преимуществе того или иного варианта разработки пласта при различных интенсивностях затухания фильтрации. Однако они говорят о преимущественных технологиях с максимальными значениями КИН, которые имеют большие периоды разработки и сопровождаются значительными отборами закачиваемой воды. Поэтому

необходимо ввести комплексный параметр, который позволит однозначно определить эффективность варианта выработки запасов нефти, например функцию вида:

П_КИН-ТЕМП ВЖФ '

где КИН - конечный коэффициент извлечения нефти, ТЕМП - удельный темп выработки запасов нефти, ВЖФ - водожидкостный фактор. Здесь величины в числителе отражают эффективность выработки запасов - чем выше их произведение, тем выше эффективность разработки. Величина в знаменателе отражает качество нефтевытеснения - чем выше ВЖФ, тем ниже качество вытеснения нефти.

В четвертой главе приведены результаты анализа состояния выработки запасов нефти участка пласта ABj1"2 и оценка эффективности рекомендуемых мероприятий.

На конец рассматриваемого периода обводненность добываемой продукции участка пласта АВ,1"2 составила 73.7 % при достигнутом текущем КИН 0.183 д.ед. Накопленная компенсация отборов пластовой жидкости закачкой составляет 42.0 %, текущая компенсация закачкой - 90.2 %.

Среднегодовой дебит жидкости по пласту составил 48.1 т/сут, по нефти - 12.7 т/сут.

В настоящее время фонд скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов АВ, по рассматриваемому участку небольшой. В основном, совместно перфорированы пласты ABi3 и АВ2.3. Максимальное число добывающих скважин, ведущих совместную эксплуатацию нескольких пластов, за всю историю эксплуатации равно 46, нагнетательных - 10.

Проведен анализ скважин пласта АВ]'"2 на наличие совместной работы с другими пластами группы АВ. Разработка пласта АВ/"2 началась с работы добывающей скважины 16063, работавшей только на данный пласт до 1985 года, в 1985 году в разработку данного пласта вступает скважина 26119, совместно эксплуатирующая 2 пласта. Максимум скважин, эксплуатирующих одновременно пласт АВ]'"2 и другие пласты, пришелся на 2007 год и составил 12 скважин (9 скважин на 2 пласта и 3 скважины на 3 пласта).

Для повышения эффективности выработки запасов на рассматриваемом участке Самотлорского месторождения применяется широкий спектр технологий воздействия на пласт, осуществляемый с использованием нагнетательных и добывающих скважин. Большая часть геолого-технических мероприятий (ГТМ), проведенных в период 1999-2010 гг. на добывающих скважинах рассматриваемого участка пластов ABi'"2, АВ|3, АВ2.3 Самотлорского месторождения, направлена на интенсификацию добычи нефти и ограничение обводненности. Из физических методов воздействия на пласт применялись гидравлический разрыв пласта, прострелочно-взрывные работы (ПВР), различные виды ремонтно-изоляционных работ (РИР). Использовались обработки призабойной зоны скважин различными химреагентами и композициями.

Всего в 1999-2010 гг. на добывающих скважинах рассматриваемого объекта Самотлорского месторождения выполнено 105 ГРП, из них 25 проведено непосредственно на скважинах, работавших только на пласт АВ/"2. Результатом ГРП в большинстве случаев стало резкое увеличение обводненности продукции с сохранением отборов нефти на уровне до проведения ГРП.

В результате проводимых ГРП образуются как горизонтальные, так и вертикальные макро- и микротрещины в призабойной зоне пласта. При этом продукция, добываемая из пласта АВ^"2, вероятнее всего, обводняется водой из заводненного пласта АВ|3.

Есть также скважины, для которых увеличение отборов жидкости в результате проведенного ГРП не привело к росту обводненности.

Отмечено, что положительным фактором бурения горизонтальных стволов-дублеров является увеличение добычи нефти. Однако по большинству введенных в эксплуатацию боковых горизонтальных скважин наблюдается высокая обводненность добываемой продукции.

Построенный линейный тренд показывает, что для коллекторов с коэффициентом глинистости выше 20 % КИН стремится к 0 (рисунок 8).

коэффициент глинистости коллектора, %

Рисунок 8 - Зависимость КИН от коэффициента глинистости коллектора пласта АВ|'"2 Самотлорского месторождения в районе блоков §06-10, §07-10, §07-11, §07-12, §07-13, §08-10, §08-11, §08-12

Для изучения влияния коэффициента глинистости коллектора на выработку запасов нефти использовался следующий методический подход. По данным ГИС строилась карта распространения среднего по разрезу коэффициента глинистости коллектора. На основе геолого-гидродинамической модели участка пласта АВ,1"2 Самотлорского месторождения в районе блока §07-11 (разработчик модели НПО «Нефтегазтехнология», г. Уфа) строились карты плотности начальных и текущих подвижных запасов нефти. Используя сеточные данные карт, рассчитывался показатель выработки подвижных запасов нефти:

£ _ Рподв ~ Рподв Р°

• поде

Совмещение карт коэффициента глинистости и показателя выработки запасов нефти пласта АВ11"2 выявило новую закономерность. Наибольшей выработкой характеризуются разрабатываемые участки залежей с коэффициентом глинистости менее 15 %. Для разработки мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта АВ11'2 построены карты глинистости, наложенные на карты остаточных запасов и на поверхностные коммуникации системы ППД (рисунок 9), и выбраны точки регулирования заводнения по нагнетательным скважинам.

Рисунок 9 - Схема коммуникаций системы ППД, наложенных на карту глинистости

Внедрение рекомендаций на протяжении трех лет (с середины 2008 г. по апрель 2011 г.) на участке скважины 26156 Самотлорского месторождения (пласт АВ11') без дополнительных капитальных вложений позволило дополнительно добыть 2750 т нефти при сокращении объемов добываемой воды более чем на 8.5 тыс. м3 и уменьшении объемов закачиваемой в пласт воды на 35 тыс. м3 с экономическим эффектом 4150 тыс. рублей.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Представленные в работе исследования позволяют сделать следующие выводы.

1. Распределение плотности геологических и подвижных запасов нефти по площади участка и по разрезу коллектора крайне неравномерное. Значительная доля геологических запасов нефти сосредоточена в сильно послойно неоднородных по проницаемости глинистых коллекторах, что и определяет необходимость создания новых подходов к формированию фонда скважин (горизонтальных добывающих и нагнетательных совместно с технологией ГРП), первые результаты которых при реализации по пласту АВ|1-2 дали положительный эффект.

2. Длительная разработка объекта без поддержания пластового давления и его критическое снижение повлияли на ФЕС коллектора пласта АВ/'2, что отразилось на изменении пластового давления, которое привело к изменению внутрипорового давления и, как результат этого, к изменению эффективного давления на породу. Произошли необратимые упругие (пластичные) и неупругие деформации коллектора, что характерно для коллекторов с высоким содержанием глин.

3. Массовое использование ГРП при разработке пласта АВ/'2, характеризующегося тонкослоистым глинистым строением, с одной стороны, позволило интенсифицировать приток жидкости к скважинам, но с другой, привело к преждевременному обводнению скважинной продукции из-за прорыва воды по песчаным прослоям.

4. Установлена зависимость конечного КИН от показателя глинистости коллектора. Показано, что для коллекторов с коэффициентом глинистости выше 20 % КИН стремится к нулю, что предопределяет необходимость использования для вытеснения нефти воды высокой минерализации с избирательным регулированием режимов закачки в зонах повышенной глинистости коллектора, например наложением карт глинистости на карту остаточных недренируемых запасов и систему ППД.

5. Обобщая теоретические исследования и состояние разработки объекта можно утверждать, что реализуемый на практике вариант выработки запасов - применение ГРП в добывающих горизонтальных скважинах -

оказался наиболее чувствительным к возрастанию интенсивности затухания фильтрации.

6. Сопоставление показателей эксплуатации вертикальных и горизонтальных скважин в рамках рассмотренных задач не является идеально корректным. Но на качественном уровне можно отметить, что более высокая эффективность применения ГС в выработке запасов, по сравнению с вертикальными скважинами, очевидна. Однако, как показали проведенные исследования, для повышения эффективности разработки слоистых глиносодержащих пластов необходимы: а) организация системы ППД на основе горизонтальных нагнетательных скважин, б) применение ГРП как в добывающих, так и в нагнетательных ГС.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И. Задорожный Е.В., Литвин В.В. Исследование эффективности размещения горизонтальных и вертикальных скважин в залежах слоистого геологического строения // НТЖ «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса».-М.: ВНИИОЭНГ, 2011.-№ 5. -С. 8-12.

2. Хисамутдинов Н.И., Задорожный Е.В. Некоторые особенности разработки слоисто-неоднородных глинистых коллекторов на примере пласта АВ/'2 Самотлорского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - № 9. - С. 9-13.

3. Задорожный Е.В., Владимирова И.И. Математическое моделирование процессов нефтеизвлечения при разработке горизонтальными скважинами коллекторов с повышенным содержанием глинистых минералов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011 .-№ 1 о. - С. 24-31.

4. Ахмадуллин Ф.Ф., Задорожный Е.В., Лазеев А.Н. Определение оптимальных режимов разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами в пластах клиноформного типа // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. -№ 10. -С. 11-17.

5. Задорожный Е.В. Особенности разработки слоисто-неоднородных глинистых коллекторов пласта АВ|'"2 Самотлорского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011.-№ 12. - С. 10-14.

6. Задорожный Е.В., Мустаева Э.Р. Уточнение распределения типов пород в пласте АВ/'2 Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - № 12. - С. 9-11.

Монография

Упрощенная методика расчета показателей разработки нефтяных залежей сложного геологического строения / И.В. Владимиров, Е.В. Задорожный, И.Н. Гутуев, М.А. Кузнецов, Д.Т. Абилхаиров. -Уфа: ООО «Выбор», 2010. - 43 с.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 14.12.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 307. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Задорожный, Евгений Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

1.1. Общие положения.

1.2. Характеристика глинизированных нефтеносных коллекторов и причины изменения фильтрационных свойств при заводнении.

1.3. Экспериментальные исследования влияния глинистости коллектора на затухание фильтрации при вытеснении нефти слабоминерализованной водой.

1.4. Изучение вытеснения нефти из глинистых коллекторов на численных 23 моделях.

1.5. Методы повышения нефтеотдачи глинизированных коллекторов.

1.6. Выводы и задачи исследования.

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПЛАСТА АВ,1'2 САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РАЙОНЕ БЛОКОВ 006-10, 007-10, 007-11, 007-12, 007-13, 008-10, 008-11, 008-12.

2.1 .Общие сведения.

2.2 Геологическое строение участка пласта АВ1 ' Самотлорского месторождения в районе блоков

§06-10,

§07-10,

§07-11,

§07-12,

§07-13,

§08-10,

§08-11,

§08-12.

2.2.1. Геолого-геофизическая характеристика объекта исследования. Фильтрационно-емкостные свойства коллектора.

2.2.2. Физико-химические свойства пластовых флюидов [71].

2.2.3. Детализация геологического строения залежи. Структура запасов нефти участка пласта АВ1" Самотлорского месторождения в районе блоков

§06-10,

§07

10, §07-11,

§07-12,

§07-13,

§08-10,

§08-11,

§08-12.

2.3. Выводы к главе 2.

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫХ ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ТИПА «РЯБЧИК».

3.1. Общие положения.

3.2. Математическая модель вытеснения нефти из глинистых коллекторов.

3.3. Исследование процессов выработки запасов нефти вертикальными скважинами из слоистого глинистого коллектора.

3.4. Исследование процессов выработки запасов нефти горизонтальными скважинами из слоистого глинистого коллектора.

3.5. Применение ГРП при выработке запасов нефти горизонтальными скважинами из слоистого глинистого коллектора.

3.6. Выводы к главе 3.

ГЛАВА 4. Анализ состояния выработки запасов нефти участка пласта АВ11'2 Самотлорского месторождения в районе блоков 006-10, 007-10, 007-11, 007-12,

007-13,008-10,008-11,008-12.

4.1 Оценка состояния разработки запасов нефти участка пласта АВ1 ".

4.2. Влияние глинистости коллектора на показатели разработки пласта АВ|'"

Самотлорского месторождения.

4.3 Оптимизация режима работы нагнетательных скважин в условиях повышенной глинистости.

4.4. Выводы к главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности выработки запасов нефти из тонкослоистых глиносодержащих коллекторов типа "рябчик""

Актуальность проблемы

Несмотря на высокие запасы нефти в глинизированных коллекторах пласта АВ/"2

Самотлорского месторождения текущие и накопленные объемы добытой нефти весьма низки и не соответствуют прогнозируемым темпам отбора, что характерно и для других 1 месторождений России такой категории. Коллектор пласта АВ1 " имеет низкие фильтрационные свойства, состоящие из глинистых минералов, преимущественно развит каолинит с высокой зональной и послойной неоднородностью. Охлаждение пластов в результате закачки холодной воды вызвало образование парафина, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и другие явления, что существенно отразилось на изменении фильтрационных характеристик, как правило, в сторону их

1 ") ухудшения. В процессе разработки пласта АВ1 * это привело к снижению начального пластового давления и температуры пласта. Поэтому возникла необходимость более детального изучения реализуемых систем и технологий разработки с целью определения условий эффективной выработки запасов нефти из глинистого слоистого коллектора и разработки новых направлений по интенсификации вытеснения нефти в пластовых условиях и притока к забою добывающих скважин. Поэтому поиск новых технологий и расширение теоретических исследований для данной категории пластов являются достаточно актуальными.

Цель работы - совершенствование технологий выработки остаточных запасов нефти из послойно-неоднородных глинизированных коллекторов на основе анализа результатов

1 "У теоретических исследований и практики разработки пласта АВ1 Самотлорского месторождения.

Для решения поставленной задачи были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ проблем разработки нефтенасыщенных глинистых коллекторов;

2. Оценка особенностей геологического строения и анализ состояния разработки участков пласта АВ/"2 Самотлорского месторождения в районе блоков §06-10, §07-10, §07-11, §07-12, §07-13, §08-10, §08-11, §08-12;

3. Исследование распределения геологических запасов нефти на рассматриваемых объектах в чисто нефтяной (ЧНЗ), неконтактной водонефтяной (ВИЗ), контактной (ВНЗК), неконтактной газонефтяной (ГНЗ), контактной зонах (ГНЗК) и оценить состояние их разработки;

4. Теоретические исследования процесса выработки запасов нефти вертикальными, добывающими горизонтальными (ДГС) и нагнетательными горизонтальными скважинами (НГС) с применением и без технологий гидроразрыва пласта (ГРП) и разработка рекомендаций по совершенствованию технологий выработки запасов нефти из слоистого глинистого коллектора.

Методы решения поставленных задач

При решении поставленных задач использовались современные статистические методы обработки промысловой и геофизической информации, методы математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах с применением различных вычислительных алгоритмов, а также промышленные испытания предложенной технологии.

Научная новизна результатов работы:

1. В результате численного исследования изменения полей насыщенности и давления от показателей разработки глинистого слоистого коллектора пласта АВ/"2 вертикальными скважинами при начальном отсутствии изменения полей проницаемости и его изменения во времени от закачки воды установлено, что наибольшие потери отбора нефти и низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) достигаются при снижении проницаемости глинистых пропластков от закачиваемой воды с увеличением содержания глин (при увеличении содержания глины на каждые 4 % КИН снижается на 1.6 %);

1 "У

2. Установлено, что в глинистых коллекторах пласта АВ] " наилучшие показатели достигаются в варианте, когда добывающие и нагнетательные скважины являются горизонтальными, однако фронт вытеснения по песчаным прослоям опережает фильтрацию из глинистых пропластков. Применение ГРП увеличивает показатели выработки запасов нефти в связи с образованием послойного характера движения фронта воды по всем песчаным пропласткам и при этом поддерживается оптимальный уровень пластового давления;

3. Эффект затухания фильтрации в глинизированных прослоях коллектора снижает темп обводнения, дебит по нефти особенно в безводный период, однако прорыв воды по песчаным прослоям ведет к росту обводнения и возрастанию неоднородности поля проницаемости.

На защиту выносятся:

1. Пределы изменения КИН от содержания послойной глинистой составляющей в коллекторе пласта АВ/"2;

2. Обоснование применения горизонтальных и вертикальных скважин с ГРП для вытеснения нефти из глинизированных нефтенасыщенных коллекторов;

3. Оценка эффекта затухания фильтрации в глинизированных коллекторах и методы управления фильтрационными потоками.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработаны и апробированы в промысловых условиях мероприятия по переводу системы заводнения на минерализованную воду, предложены новые технологии размещения вертикальных и горизонтальных добывающих, нагнетательных скважин с совмещением в них технологий гидроразрыва пласта. По результатам разработанных рекомендаций за счет совершенствования только системы поддержания пластового давления (ПДД) получено дополнительно нефти в объеме 2750 т с экономическим эффектом 4.150 тыс. руб.

Достоверность полученных результатов достигалась в результате применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов численного исследования на выбранных для исследования промысловых объектах.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на конференциях ТНК-ВР (г. Москва, г. Тюмень, 2008-2011 гг.), на техсоветах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2008-2011 гг.), на XI научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (НК «Роснефть», г. Геленджик, 2011 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах, в том числе в 6 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, одна из которых является самостоятельной.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 90 наименований. Работа изложена на 138 страницах машинописного текста, содержит 71 рисунок, 12 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Задорожный, Евгений Валерьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Представленные в работе исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. Распределение плотности геологических и подвижных запасов нефти по площади участка и по разрезу коллектора крайне неравномерное. Значительная доля геологических запасов нефти сосредоточена в сильно послойно неоднородных по проницаемости глинистых коллекторах, что и определяет необходимость создания новых подходов к формированию фонда скважин (горизонтальных добывающих и нагнетательных совместно с технологией ГРП), первые результаты которых при реализации по пласту АВ11"2 дали положительный эффект.

2. Длительная разработка объекта без поддержания пластового давления и его критическое

1 ? снижение повлияли на ФЕС коллектора пласта АВ1', что отразилось на изменении пластового давления, которое привело к изменению внутрипорового давления и, как результат этого, к изменению эффективного давления на породу. Произошли необратимые упругие (пластичные) и неупругие деформации коллектора, что характерно для коллекторов с высоким содержанием глин.

3. Массовое использование ГРП при разработке пласта АВ11"2, характеризующегося тонкослоистым глинистым строением, с одной стороны, позволило интенсифицировать приток жидкости к скважинам, но с другой, привело к преждевременному обводнению скважинной продукции из-за прорыва воды по песчаным прослоям.

4. Установлена зависимость конечного КИН от показателя глинистости коллектора. Показано, что для коллекторов с коэффициентом глинистости выше 20 % КИН стремится к нулю, что предопределяет необходимость использования для вытеснения нефти воды высокой минерализации с избирательным регулированием режимов закачки в зонах повышенной глинистости коллектора, например наложением карт глинистости на карту остаточных недренируемых запасов и систему ППД.

5. Обобщая теоретические исследования и состояние разработки объекта можно утверждать, что реализуемый на практике вариант выработки запасов - применение ГРП в добывающих горизонтальных скважинах - оказался наиболее чувствительным к возрастанию интенсивности затухания фильтрации.

6. Сопоставление показателей эксплуатации вертикальных и горизонтальных скважин в рамках рассмотренных задач не является идеально корректным. Но на качественном уровне можно отметить, что более высокая эффективность применения ГС в выработке запасов, по сравнению с вертикальными скважинами, очевидна. Однако, как показали проведенные исследования, для повышения эффективности разработки слоистых глиносодержащих пластов необходимы: а) организация системы ППД на основе горизонтальных нагнетательных скважин, б) применение ГРП как в добывающих, так и в нагнетательных ГС.

131

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Задорожный, Евгений Валерьевич, Уфа

1. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.-М.: Недра, (пер. с англ.) 1982. 408с.

2. Аристов В.Н., Быков Л.А., Ильин В.М., Коптелинин Н.Д., Корчемкин В.Н., Сонич В.П. Литологическая характеристика и коллекторские свойства продуктивного пласта ABi1 Самотлорского месторождения // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень. - 1978. -выпуск 39.

3. Ахмадуллин Ф.Ф., Задорожный Е.В., Лазеев А.Н. Определение оптимальных режимов разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами в пластах клиноформного типа. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». №11. - 2011. - С.

4. Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М. и др. Исследование влияния глинистости коллектора на текущий и конечный коэффициенты нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. -№8. -2001.-С. 41-44.

5. Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М., Владимиров И.В., Буторин О.И. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу // НТЖ «Нефтяное хозяйство». №8. - 2001. - С.41-43.

6. Басин Я.Н., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным. М.: Недра, 1987.160 с.

7. Буторин О.И., Петрякова H.H. Временное методическое руководство по обоснованию коэффициента нефтеотдачи нефтяных месторождений терригенных отложений девона Татарии. Бугульма, 1980,32 с.

8. Валиханов A.B., Вахитов Г.Г., Грайфер В.И. и др. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления. Казань. Таткнигоиздат, 1971.- 356 с.

9. Валиханов A.B., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х., Суханов H.A. Разработка малопродуктивных коллекторов. Казань. Таткнигоиздат, 1970,- 91 с.

10. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ, 2007. 360 с.

11. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1975,- 343 с,

12. Денисов С.Б. Формирование массивов скважин для выполнения пересчета запасов нефти и газа длительно разрабатываемых месторождений / С.Б, Денисов, С.И, Билибин, Т.Ф. Дьяконова, Е.А Юканова, Т.Г. Исакова, А.М. Дубина // Геофизический вестник. 2001.— №6.

13. Дияшев Р.Н. и др. Особенности разработки многопластовых объектов, Экспресс-информ.ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело», 1987. - 203 с.

14. Дияшев Р.Н., Хмелевских Е.И. Особенности совместной эксплуатации нефтяных пластов при повышенных градиентах давления // НТЖ «Нефтепромысловое дело», серия Добыча. Обзор информ.ВНИИОЭНГ. М.,1979.- 56 с.

15. Дополнение к проекту опытно-промышленной разработки Умсейского нефтегазоконденсатного месторождения по состоянию на 01.01.2005 г. ОАО «СибНАЦ», г.Тюмень, рук. С.Н. Кильдышев, 2005 г.

16. Дополнение к Технологической схеме разработки месторождения Северные Бузачи (по состоянию на 01.07.2008 г.). Договор № SC09/040/00/S. АО «НИПИнефтегаз, г. Актау, ЗАО «Петролеум Технолоджис» г. Москва 2008 г., 446 с.

17. Задорожный Е.В. Особенности разработки слоисто-неоднородных глинистых1 "Уколлекторов пласта ABi " Самотлорского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-№12.-2011, С.

18. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. ВИНИТИ, 2004, 520 с.

19. Иванов И.Б. Изучение минералогического состава горных пород с помощью комплекса физико-химических методов исследования. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. Гипровостокнефть // Труды. Куйбышев.-1983.-С.91-102.

20. Каюмов М.Ш. Опыт использования результатов гидродинамических исследований для оптимизации режима работы добывающих скважин // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-М.:ВНИИОЭНГ-2002.-№5.-С. 28-32.

21. Клещенко И.И. Комплексное воздействие на прискважинную зону низкопроницаемых коллекторов. // НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 1997. № 10-11. - С.18-19.

22. Клубова Т.Т. Глинистые минералы и их роль в генезисе, миграции и аккумуляции нефти. М.: Недра, 1973. - 256 с.

23. Коцюбинский В.Л., Ошитко В.М., Суханов Н.А. Условия залегания и состояние эксплуатации слабопроницаемых коллекторов (алевролитов) горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Москва, 1968. - Вып.12. - С.146-157. - (Тр. ТатНИПИнефть)

24. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин.- М.: Недра, 1985.- 184 с.

25. Кульчицкий Л.И. Роль воды в формировании свойств глинистых пород. М.: Недра, 1976.-212 с.

26. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1987. — 247 с.

27. Муромцев В.С. Электрометрические модели фаций и палеографические реконструкции условий формирования отложений шельфов древних морей Широтного Приобья Западной Сибири // Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири / ВНИГРИ. -1984.

28. Мусабиров М.Х. Технологии комплексного воздействия на призабойную зону пласта -приоритетное направление развития методов стимуляции скважин.// Нефть Татарстана. -2002.- №2. С.22-24.

29. Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения).

30. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.- Т.1.-492 с.

31. Нестеров И.И., Высоцкий В.Н. Литолого-фациальная характеристика берриас-валанжинских седиментационно-сейсмических комплексов Среднего Приобья // Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. Тюмень, 1985.

32. Обиход А.П., Шашель В.А., Аржанов М.Ф., Владимиров И.В., Владимирова И.И Особенности заводнения глиносодержащих нефтенасыщенных коллекторов. НТЖ «Нефтепромысловое дело», №11,2006, с.38-41

33. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. Киев: изд-во АН УССР, 1961.-292 с.

34. Ошитко В.М. Анализ приемистости малопродуктивных коллекторов в нагнетательных скважинах / Ошитко В.М., Абдулмазитов Р.Г. Бугульма, 1975.- Вып.30. - С.177-182. -(Тр. ТатНИПИнефть).

35. Ошитко В.М. Анализ работы малопродуктивных коллекторов в эксплуатационных скважинах на участках очагового заводнения и дополнительного разрезания./ Ошитко В.М., Буторина Т.В. Бугульма, 1975.- Вып.30. - С.205-211. - (Тр. ТатНИПИнефть).

36. Ошитко В.М., Юдин В.М. Первые результаты промышленного эксперимента по вовлечению в разработку низкопродуктивных коллекторов.// НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1978. - № 1.- С.27-30.

37. Паховчинин C.B., Круглицкий H.H., Манк В. Произвольное поглощение и вытеснение углеводородных жидкостей из дисперсий монтмориллонита // Коллоидный журнал. М., 1981. - t.XLII. - Вып.З.- С. 48-57.

38. Пересчет запасов нефти и газа Самотлорского месторождения в пределах лицензионных участков ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК Нижневартовск» по состоянию на 01.01.2000 г. /Минэнерго РФ ОАО «Центральная геофизическая экспедиция». Москва, 2001.

39. Подсчет запасов нефти и газа пласта ABl Самотлорского месторождения Нижневартовского района Тюменской области / ГТПГУ Тюменская тематическая экспедиция; Тренин Ю.А., Ефименко В.И. и др. Тюмень, 1987.

40. Подсчет запасов нефти и газа Самотлорского месторождения Нижневартовского района Тюменской области: отчет / Главтюменьгеология; Береснев Н.Ф., Хафизов Ф.З., Ефименко В.И. и др.. Тюмень,1973. - 333 с.

41. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели. Самотлорское месторождение Ханты-Мансийского АО Тюменской области / ОАО «ЦГЭ». Москва, 2001.

42. Разработка нефтяных месторождений /Под редакцией Н.И.Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- т.1.- 240с; т.П.- 272 е.; т. III. - 149 е.; t.IV. - 263 с.

43. Рябоконь С.А. и др. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин// НТЖ «Нефтяное хозяйство»,- 2000. №2. - С. 16-22.

44. Салихов И.М. Исследование эффективности выработки нефти из глинизированных коллекторов в многопластовых объектах./ Диссер. на соиск.учен. степ.канд.техн.наук. БашНИПИнефть.- Уфа.-2001.-119 с.

45. Салихов И.М. Исследование эффективности выработки нефти из глинизированных коллекторов методом многофакторного анализа на примере Чишминской площади. // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2000. № 3. - С. 14-17.

46. Сарваров А.Р. Анализ причин преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих пласты группы AB Самотлорского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - №1. - 2009, С.22-25.

47. Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1980. - 232 с.

48. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологиям ОПЗ и стимуляции работы скважин. ТатНИПИнефть, ТатАСУнефть. Альметьевск, 1997. - 346 с.

49. Ступоченко В.Е. Влияние глинистости коллектора на полноту вытеснения нефти водой. // Геолого-физические аспекты обоснования коэффициента нефтеотдачи. М.: ВНИГНИ, 1981.- С.59-79.

50. Суханов H.A. О совместной закачке воды в многопластовый объект./Суханов H.A., Морозов A.A. // Тр.ТатНИПИнефть Бугульма, 1975. - Вып.30. -С.211-214.

51. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Д1 Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки // НТЖ «Нефтепромысловое дело. 2003. - № 12. - С.9-14.

52. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Карачурин Н.Т., Файзуллин И.Н., Салихов И.М. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 2000,- 104с.

53. Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И.,Хасанов М.М., Хакимов A.M., Бачин С.И. Регулирование процесса набухания глин в условиях заводненного нефтяного пласта.// НТЖ Нефтепромысловое дело.-1997,- № 12,- С.11-18.

54. Телин А.Г., Тахаутдинов Р.Ш., Халиуллин Ф.Ф., Файзуллин И.Н., Салихов И.М., Хакимов A.M. Влияние глинистости пласта-коллектора на его физико-гидродинамические характеристики. //НТЖ Нефтепромысловое дело.- 1999.- № И. -С.20-24.

55. Упрощенная методика расчета показателей разработки нефтяных залежей сложного геологического строения / Владимиров И.В., Задорожный Е.В., Гутуев И.Н., Кузнецов М.А., Абилхаиров Д.Т. Уфа, ООО «Выбор», 2010.43 с.

56. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения. Договор 104/89. Москва. ВНИИ Маслянцев Ю.В. СибНИИНП - Ревенко В.М. 1989 г.

57. Хавкин А.Я. и др. Особенности разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами. М.: ВНИИОЭНГ, 1990,- 60 с.

58. Хавкин А.Я. Новые направления и технологии разработки низкопроницаемых пластов // НТЖ «Нефтяное хозяйство. -1993. №3.-С.4-8.

59. Хавкин А.Я. Физико-химические аспекты процессов вытеснения нефти в пористых средах // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». -1994.-№ 7-10.-С.30-37.

60. Хавкин А.Я., Хисамов P.C. Влияние глинистости коллектора на изменение напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне// НТЖ «Нефтяное хозяйство».-1998. -№4.- С. 47-49.

61. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973. - 304 с.

62. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Проблемы сохранения продуктивности скважин и нефтенасьпценных коллекторов в заключительной стадии разработки. СПб: «ООО» Недра, 2007,232с.

63. Хисамутдинов Н.И., Задорожный Е.В. Некоторые особенности разработки слоисто-неоднородных глинистых коллекторов на примере пласта АВ/"2 Самотлорского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2011. -№ 9. - С. 9-13.

64. Цветкова М.А. Влияние минералогического состава песчаных пород на фильтрующие способности и нефтеотдачу //Тезисы института нефти АН СССР, 1954. Вып.З.- С.207-211.

65. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М.: «Недра», 1977 .- 208 с.

66. Шашель В.А. О причинах снижения притока нефти в добывающие скважины в процессе разработки Михайловско-Коханского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ 2006.- №6.

67. Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Владимиров И.В., Владимирова И.И. Исследование влияния глинистости коллектора на процессы заводнения неоднородных нефтяных пластов // НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ 2006.- №4. -С.10.

68. Hang В.Т., Ferguson W.I., Kudland Т. "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?" / Paper SPK 22929 presented at the ATCK. Dallas, 1991, Oct. 6-9.

69. Hang B.T., Ferguson W.I., Kudland Т.: "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?"/ Paper SPE 22929 presented at the ATCE. Dallas, 1991, Oct.6-9.

70. Joshi, S.D., Y.: "Horizontal well application: reservoir management"./ Paper SPE 37036 presented at the 2nd International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Nov. 1820,1996.

71. Joshi, S.D.: "Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells". // JPT, № 6, 1988,p.729-739.

72. Joshi, S.D.: "Horizontal wells: successes and failures". // Journ. Of Canad. Petrol. Technology, vol.33, №3,1994, p.15-17.

73. Joshi, S.D.: "Methods calculate area drained by horizontal wells". // Oil and Gas Journal, Sept. 17,1990, p.77-82.

74. Joshi, S.D.: Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company, Tulsa, 1991. -533 pp.

75. Yeung K., Farong Ali S.M.: "Waterflooding reservoirs with a water leg using the dynamic blocking process". // JCPT, №7, 1995, p. 50-57.