Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Адаптация систем разработки на объектах с линзовидным строением продуктивных пластов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Адаптация систем разработки на объектах с линзовидным строением продуктивных пластов"

На правах рукописи

КОПЫТОВ АНДРЕЙ ГРИГОРЬЕВИЧ

АДАПТАЦИЯ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НА ОБЪЕКТАХ С ЛИНЗОВИДНЫМ СТРОЕНИЕМ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ (на примере среднеюрских залежей)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень — 2005

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

- доктор технических наук, профессор

Грачев Сергей Иванович

- доктор технических наук, профессор

Батурин Юрий Ефремович

- кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник

Попов Виктор Андреевич

- ООО Научно-исследовательский институт «СибГеоТех»

Защита состоится 29 апреля 2005 г. в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 29 марта 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, д-р техн. наук, профессор

В.П.Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время основное направление увеличения добычи нефти на территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) связано с вовлечением в активную разработку нефтяных залежей в сложнопостроенных и низкопродуктивных коллекторах, содержащих 28 % разведанных запасов нефти округа. Наиболее перспективными из них являются объекты среднеюрских отложений, на долю которых приходится 30 % этих запасов. Опыт разработки среднеюрских залежей невелик, из текущих извлекаемых запасов нефти в разработку введено только 20 % (кат. В+С1).

В среднем коэффициент извлечения нефти, стоящий на Государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ, составляет 21 %, что свидетельствует о низкой эффективности применения традиционных систем разработки для выработки запасов нефти из таких коллекторов, поэтому поиск вариантов эффективного вовлечения в разработку нефтяных залежей в сложнопостроенных коллекторах является важным направлением развития нефтедобывающей отрасли региона.

Основными проблемами ввода в разработку сложнопостроенных залежей являются низкая продуктивность скважин и сложность формирования регулярных систем разработки, вызванные низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пластов, сильной расчлененностью, прерывистостью и высокой зональной неоднородностью по проницаемости. Анализ мероприятий по повышению продуктивности скважин, осуществляемых на месторождениях ХМАО, позволил выделить наиболее эффективный метод - гидравлический разрыв пласта (ГРП). Однако, несмотря на большой объем проведенных в Западной Сибири операций гидроразрыва, мало изучен вопрос его влияния на выработку запасов нефти скважин в различных типах коллекторов.

В водонефтяных зонах (ВНЗ) месторождений сосредоточено от 5 до 40 %

извлекаемых запасов нефти, которые остаются не охваченными разработкой. Основными причинами слабой вовлеченности этих запасов в разработку является их низкая плотность, быстрое обводнение продукции, высокая неоднородность, слабая активность законтурной зоны, низкая продуктивность скважин. Применение жестководонапорных систем в чисто нефтяной зоне не позволяет активизировать воздействие законтурной зоны и препятствует стягиванию и выработке запасов нефти, сосредоточенных в ВНЗ. Проведение гидравлического разрыва пласта в водонефтяных зонах остается технологически сложной задачей и не всегда эффективно, поскольку его применение приводит к разрыву глинистой перемычки и разрушению цементного камня за эксплуатационной колонной, что приводит к резкому обводнению продукцию, требующей применения дорогостоящих и технологически сложных операций по изоляции заколонных перетоков.

Цель работы

Повышение эффективности разработки продуктивных пластов с линзовидным строением коллекторов путем адаптации сетки скважин и оптимизации технологии проведения ГРП.

Задачи исследования

1. Изучение условий формирования залежей линзовидного строения в среднеюрских отложениях с целью выделения различных типов коллекторов и геологических факторов, влияющих на показатели эксплуатации скважин.

2. Обоснование методики определения размеров линз с целью прогнозирования области их распространения и адаптации систем разработки с учетом зональной неоднородности для совершенствования способа разработки месторождения (залежи), учитывающего изменчивость коллекторских свойств.

3. Анализ результатов применения гидравлического разрыва пласта в среднеюрских залежах Песчаного месторождения с целью оптимизации технологии проведения ГРП в различных типах коллекторов.

4. Разработка технологических решений, по изоляции водопритока после проведения ГРП, с целью повышения эффективности извлечения запасов водонефтяных зон.

5. Разработка и внедрение программы мероприятий по повышению эффективности выработки запасов нефти на Песчаном месторождении.

Научная новизна

1. Научно обоснована методика оценки размеров линз-коллекторов по данным промысловых исследований с применением математической модели, основанной на условном разделении пласта на две зоны влияния скважины: возмущенную (приведенную зону влияния скважины) и невозмущенную. При этом процесс перераспределения пластового давления протекает в две фазы: в течение первой фазы приведенная зона влияния скважины непрерывно увеличивается до достижения естественной границы пласта, при наступлении второй фазы пластовое давление становится равномерно неустановившимся, т.е. давление понижается равномерно за одинаковые промежутки времени. Данная модель является обобщением приближенных решений Чекалюка Э.Б. и Баренблатта Г.И. для конечного и бесконечного пласта, позволяет учитывать дополнительные фильтрационные сопротивления в призабойной зоне пласта и изменение режима работы скважин.

2. Научно обоснована степенная зависимость изменения объема дренируемых запасов нефти после гидравлического разрыва линзовидных коллекторов Песчаного месторождения.

Практическая значимость работы

I. Методика оценки размеров линз-коллекторов по данным эксплуатации скважин позволяет определять протяженность коллекторов, обоснованно задавать граничные условия при гидродинамическом моделировании мелких залежей и оценивать изменения фильтрационных сопротивлений после проведения операций по интенсификации добычи нефти. Разработана

программа экспресс-оценки размеров линз-коллекторов по промысловым данным.

2. Способ разработки месторождения, учитывающий изменчивость коллекторских свойств по простиранию, позволяет корректировать очередность разбуривания и плотность сетки скважин.

3. Технология проведения ремонтно-изоляционных работ после ГРП с установкой экрана напротив продуктивного пласта и выбор интервала проведения перфорации обеспечат равномерность проникновения тампонирующего материала по всей длине трещины в цементном камне, при этом сохраняя проницаемость трещины ГРП и призабойной зоны скважины.

Внедрение результатов исследования

Результаты, полученные в диссертационной работе, были использованы при составлении проектных технологических документов на разработку, прошедших государственную экспертизу в ТО ЦКР ХМАО и на основании которых осуществляется разработка месторождений: «Технологическая схема опытно-промышленных работ Песчаного месторождения», «Проект пробной эксплуатации Западно-Пылинско го месторождения», «Анализ разработки Омбинского месторождения». На основе проведенного анализа эффективности применения ГРП на Песчаном месторождении и оценки изменения величины дренируемых запасов после операций, совместно с геологической службой АО «Арчнефтегеология», обоснованы геолого-технологические мероприятия и сделан прогноз их эффективности. Предложенная технология проведения ремонтно-изоляционных работ после ГРП применялась СК «ПетроАльянс» на добывающих скважинах Самотлорского месторождения.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: III конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского автономного округа (Сургут, 2002 г.), Международной научно-технической конференции,

посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003 г.), научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2003 г.), IV конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского автономного округа (Когалым, 2003 г.), VII научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 2004 г.), Ш Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (Москва, 2004 г.), рабочем заседании отделения мониторинга разработки нефтяных месторождений в НАЦ рационального недропользования им. В.И. Шпильмана, заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, включая 1 патент на изобретение.

Объем и структура работы

Работа состоит из введения, пяти разделов, выводов и рекомендаций, списка использованных источников. Работа изложена на 151 странице машинописного текста, включая 19 таблиц, 47 рисунков и приложения. Список использованных источников включает 106 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные направления исследований. Теоретическим и практическим вопросам разработки залежей с зональной неоднородностью посвящен целый ряд работ таких известных авторов, как А.И. Акульшин, ГА Атанов, В.А. Бадьянов, Б.Т. Баишев, Ю.Е. Батурин, В.П. Балин, К. Бил, Ю.П. Борисов, А.И. Вашуркин, В. Газеман, В.В. Гузеев, Ю.П. Желтое, М.М. Иванова, Р.К. Ишкаев, Б.С. Крафт, А.П. Крылов, P.M. Курамшин, В.Д.

Лысенко, Дж. Льюис, М. Маскет, Р.И. Медведский, Н.М. Николаевский, В.Н. Поляков, А.А. Ревенко В.М., М.М. Саттаров, А.А. Севастьянов, В.П. Сонич, М.Е. Стасюк, А.П. Телков, А.С. Трофимов, К.М. Федоров, М.Ф. Хокинс, И.А. Чарный, А.Х. Шахвердиев, А.Н. Юрьев, А.К. Ягафаров и др.

В первом разделе проводится оценка применяемых систем разработки и технологий выработки запасов пластов тюменской свиты на месторождениях Шаимского района (Лазаревское, Ловинское, Мансингьянское, Убинское, Филипповское и Шушминское), имеющих наиболее продолжительную историю разработки. На данных месторождениях реализуются преимущественно активные площадные системы разработки с плотностью сетки скважин 25-16 га/скв, средним дебитом по жидкости от 5 до 20 т/сут. Анализ выработки запасов нефти показал, что разработка производится с низкой эффективностью: при 40 % обводненности продукции текущий коэффициент нефтеизвлечения изменяется от 0,05 до 0,08, при 60 % обводненности продукции текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,10-0,12 д.ед.

Для оценки потенциально извлекаемых запасов нефти по эксплуатационным объектам, совместно с Севастьяновым А.А. и Коровиным К.В., проведен анализ промысловых данных с использованием обобщенной характеристики вытеснения, разработанной Медведским Р.И. Проверка достоверности результатов осуществлялась методом Камбарова Г.С. Анализ результатов по всем объектам показал, что при существующем состоянии разработки потенциально достигаемый коэффициент извлечения нефти (КИН) будет меньше проектного на 20-40 %.

По всем объектам система разработки расформирована, коэффициент использования фонда изменяется от 0,5 до 0,7 д.ед., а текущий коэффициент охвата пласта дренированием по разбуренной части составляет всего 0,3-0,6 д.ед. Все это свидетельствует о неэффективности применяемых регулярных систем разработки, не адаптированных к реальным геолого-фильтрационным условиям продуктивных пластов. На слаборазведанных месторождениях при

недостаточной исходной информации о геологическом строении пластов целесообразнее проектировать не регулярную, а адаптивную систему разработки, сочетающую промышленную разработку и доразведку, позволяющую оперативно учитывать изменения геологической обстановки.

Анализ причин образования большого бездействующего фонда эксплуатационных скважин показал, что из-за низкой продуктивности остановлено от 18 до 47 % скважин, причем многие из них расположены в краевых и водонефтяных зонах. Проведение ГРП в этих зонах является технологически сложной задачей и не всегда эффективно.

В результате применения ГРП на пластах с различной проницаемостью выявлено, что наилучшее влияние метода на конечную нефтеотдачу достигается на пластах с проницаемостью не более 10-15 мД. На объектах с большей проницаемостью основной целью проведения мероприятия является повышение продуктивности скважины, сниженной загрязнением призабойной зоны пласта из-за действия промывочной жидкости при бурении или во время глушения при подземных и капитальных ремонтах.

Во втором разделе на примере Песчаного месторождения рассмотрены геологические и гидродинамические особенности среднеюрских пластов, учет которых позволяет предложить основные направления оптимизации ввода их в разработку.

Выбор этого месторождения обусловлен тем, что оно находится на этапе разбуривания, и корректировка ковра бурения с учетом геологического строения позволит избежать ряда ошибок, допущенных при разработке среднеюрских пластов на месторождениях-аналогах, а также повысит экономическую эффективность ввода месторождения в разработку.

На месторождении выделено два эксплуатационных объекта: ЮК2-3 и КЖ4. По типу залежи - пластово-сводовые, частично литологически экранированные. Пласты расчленены, в них встречаются до 12 пропластков коллекторов, хотя по разрезу встречаются участки с монолитным строением

песчаных тел. Эффективная толщина пластов варьирует от 3 до 20 м. Оба объекта характеризуются сильной зональной неоднородностью по проницаемости: для объекта ЮК^.з она изменяется от 0,5 до 50 мД (в среднем составляет 7,8 мД, коэффициент вариации - 0,85), для объекта ЮК4 проницаемость изменяется от 1,3 до 60 мД (в среднем - 13,3 мД, коэффициент вариации - 0,6). Начальные дебиты скважин в среднем составляют 8,2 м3/сут по объекту ЮК2.з и 10 м3/сут по объекту ЮК4.

Такая зональная неоднородность геологического строения повлияла на различие в отборах нефти. На объектах можно выделить по три района максимальных отборов: на объекте ЮК23 - р-он скв. 403, 107, р-он 618 скважины и р-он 502 скважины, на объекте ЮК4 - р-он 108 скважины, р-он 308 скважины и р-он 623 скважины. Эти районы приурочены к центральным областям относительно монолитных песчаных тел, к периферии которых отборы нефти заметно снижаются.

Неоднородность геологического строения пластов приводит к неравномерной выработке запасов как по площади, так и по разрезу. В монолитных участках выработка происходит равномерно, тогда как в сильно расчлененном разрезе пропластки с наименьшей проницаемостью вообще не вовлекаются в разработку. В случае с тюменской свитой, неоднородность коллекторов обусловливается генезисом осадконакопления, а именно континентальной аллювиально-озерной обстановкой. Фациальный анализ показывает, что коллекторы приурочены к палеоруслам меандрирующих рек, пескам разливов, включающим в себя внутреннюю и внешнюю поймы; верх тюменской свиты представлен переходными фациями от континентальных к мелководным морским отложениям. Все это предопределяет низкие значения коллекторских свойств и высокую геологическую неоднородность.

Для таких объектов необходимо подбирать такую систему разработки, которая позволит равномерно вовлечь в процесс выработки все участки продуктивных залежей и повысит коэффициент охвата пласта разработкой.

Различные типы коллекторов по-разному влияют на показатели эксплуатации скважин, поэтому выделение и прогноз их распространения даст возможность обосновать выработку подвижных запасов нефти по объектам и позволит избежать бурения нерентабельных скважин. В аллювиальных отложениях, по данным электрометрии, было выделено четыре основных типа коллекторов:

о к I типу отнесены русловые отложения, которые характеризуются хорошей выдержанностью по разрезу, сложены хорошо промытым материалом с проницаемостью от 30 до 80 мД. Продуктивность скважин, вскрывших этот тип коллектора, составляет более 2 т/сут*МПа; о ко II типу отнесены отложения боковых русел и меандрирующих рек, характеризующиеся худшей выдержанностью по разрезу и меньшей отсортированностью песчано-алевролитовых осадков с проницаемостью от 10 до 25 мД. Продуктивность изменяется от 0,8 до 2 т/сут*МПа; о к III типу отнесены отложения песков разливов внешней поймы, для которых характерна слабая отсортированность песчано-алевролитовых осадков с сильной расчлененностью. Проницаемость изменяется от 1 до 5 мД. Коэффициент продуктивности до 0,8 т/сут*МПа; о к IV типу отнесены отложения внутренней поймы, образованной отложениями временно заливаемых участков, пойменных озер и болот. Эти отложения сложены тонкозернистыми алеврито-глинистыми частицами, обладают экранирующими свойствами с проницаемостью до 1 мД.

Сравнение показателей работы эксплуатационных скважин с проведенными в них ГРП показало, что значения дебитов скважин зависят от типа коллектора, который они эксплуатируют. На рисунке 1 показана динамика средних дебитов жидкости после ГРП (по обоим пластам) в скважинах, вскрывших различные типы коллекторов.

Рисунок 1 - Динамика средних дебитов жидкости после ГРП по типам

коллекторов

В скважинах, вскрывших первый тип коллекторов, входной дебит жидкости после ГРП составляет около 50 т/сут, через год он снижается на 50 %. Скважины, вскрывшие второй тип коллекторов, вводятся в работу с дебитом 45 т/сут, через год он снижается на 74 %. Скважины, вскрывшие третий тип коллекторов, вводятся с дебитом около 35 т/сут, через год он снижается на 86 %. Основной причиной быстрого снижения дебитов во II и III типе коллекторов является более быстрое снижение пластового давления из-за худшей гидродинамической связанности коллекторов.

При анализе результатов эксплуатации скважин было обнаружено, что в коллекторах первого типа после проведения ГРП наблюдается взаимовлияние скважин, выражающееся в снижении отборов жидкости по соседним скважинам, чего не наблюдается в скважинах, вскрывших другие типы коллекторов. В связи с этим, необходимо производить обоснование рациональной плотности сетки скважин для различных типов коллекторов, с учетом их гидродинамической связанности и плотности запасов нефти.

В третьем разделе обоснована математическая модель и предложена методика оценки размеров линз-коллекторов по промысловым данным, прошедшая апробацию на Песчаном месторождении. Опираясь на полученные результаты был предложен способ разработки нефтяной залежи с зональной

неоднородностью строения. Для оценки возможности разработки мелких залежей на упруговодонапорном режиме, по данной методике на основе гидродинамических исследований и промысловых данных об эксплуатации скважин, был произведен расчет размеров песчаных линз на нескольких мелких месторождениях Нижневартовского района, приуроченных к верхнеюрскому пласту ЮВ|.

Сущность предлагаемой методики заключается в отыскании радиуса контура питания скважины путем сопоставления расчетной динамики дебита и забойного давления с фактическими замерами. В основу методики положена система уравнений, состоящая из приближенных решений уравнения пьезопроводности, полученных различными авторами. Выбор формул, при данной постановке задач, осуществлялся по принципу их наименьшего расхождения с решениями уравнения пьезопроводности, предложенными Ван Эвердингеном и Херстом. Для повышения точности расчетов производится учет дополнительных фильтрационных сопротивлений путем замены радиуса

скважины Rc его приведенным радиусом К-пр.с = ^с "ехР в > где 5 - скин-фактор.

При расчете дебита используется решение Чекалюка Э.Б. для бесконечного и конечного пласта, с погрешностью аппроксимации 1 %

для пластового давления - решения Пирвердяна А.М (для первой фазы) и Баренблатта Г.И. (для второй фазы), с погрешностью аппроксимации до 5 %

где р - текущий дебит скважины по жидкости; Ро - начальное пластовое давление; РПл - текущее пластовое давление; Рс - давление на забое скважины; РСр - средневзвешенное давление на момент времени ЯК - расстояние от влияющей скважины до границы пласта; Япрс - приведенный радиус скважины; г - расстояние от влияющей скважины до рассматриваемой точки пласта; к -средняя проницаемость породы; Ъ - средняя эффективная толщина пласта; ц -вязкость жидкости; X - пьезопроводность пласта; 1 - время окончания первой фазы; 1 - номер псевдоскважины.

Методика основана на теории условного разделения пласта на две области - возмущенную (приведенную область влияния скважины) и невозмущенную, а процесс перераспределения пластового давления считается протекающим в две фазы: в течение первой фазы приведенная область влияния скважины непрерывно растет до достижения естественной границы пласта, при наступлении второй фазы состояние пластового давления становится равномерно неустановившимся, т.е. давление понижается равномерно за одинаковые промежутки времени.

Все вычисления были автоматизированы с помощью компьютерной программы, позволяющей, при задании всех необходимых параметров, в течение короткого времени оценить расстояние до непроницаемой границы. В программе производится аппроксимация фактических значений дебита и пластового давления расчетными таким образом, чтобы между ними достигалось максимальное соответствие; управляющим параметром при настройке является радиус контура питания.

Программа позволяет определять границы пласта при работе скважины,

как с постоянным забойным давлением, так и с постоянной депрессией. Поскольку в коллекторах первого типа после проведения ГРП наблюдается взаимовлияние скважин, то при расчете пластового давления в призабойной зоне одной из скважин учитывается интерференция пластового давления со стороны всех действующих скважин. Работа скважины с переменным дебитом имитируется методом суперпозиции постоянных дебитов «псевдоскважин», вводящихся в моменты изменения дебита реальной скважины.

Оценка радиуса песчаной линзы на Песчаном месторождении производилась в районе скв. 109 и составила около 2 км. Последующее разбуривание данного участка залежи позволило выявить, что радиус песчаной линзы составляет 1,5 км, и это вполне сопоставимо с полученным результатом.

Для оценки возможности разработки мелких залежей на упруговодонапорном режиме по данной методике было произведено обоснование размеров линз-коллекторов нескольких мелких залежей Нижневартовского района, приуроченных к верхнеюрскому пласту ЮВ| на Мыхлорском и Руфь-Еганском месторождениях. Результаты расчета показали, что законтурная область этих залежей имеет ограниченное простирание и оценивается в пределах 10 км, что обусловлено прибрежно-морскими условиями осадконакопления пласта ЮВ|. Используя оценку размеров законтурной зоны, был осуществлен прогноз отборов жидкости и динамики пластового давления на перспективу, позволивший обосновать систему воздействия по залежи пласта ЮВ11 Западно-Пылинского месторождения.

Для разработки нефтяных залежей, осложненных наличием зон с различной проницаемостью, предложен способ, который реализуется следующим образом: залежь, представленная породами пласта аллювиальных отложений, разбуривается по редкой сетке скважин и, основываясь на данных геофизических исследований, а также методике оценки размеров линз-коллекторов, строится карта их распространения. На основании построенной карты оцениваются объемы дренируемых запасов и определяется количество

скважин для бурения. В зонах развития прерывистых и расчлененных коллекторов сетка скважин сгущается с учетом плотности запасов. В более выдержанных по площади и разрезу коллекторах оптимальная плотность сетки скважин обосновывается с учетом площади дренирования и темпа выработки запасов. Для более равномерного охвата пласта воздействием, закачку рабочего агента предлагается формировать в зонах с пониженной проницаемостью.

Разбуривая залежь по такому принципу, при изменении геологического строения можно легко трансформировать выбранную сетку скважин в общепринятые системы разработки.

На способ разработки нефтяной залежи получен патент на изобретение № 2237155 РФ.

В четвертом разделе проведен анализ эффективности применения ГРП в различных типах коллекторов Песчаного месторождения, сделан комплексный регрессионный анализ основных геологических факторов и установлено их влияние на накопленный отбор жидкости после ГРП. Проведена оценка изменения величины дренируемых запасов по скважинам после проведения ГРП.

В коллекторах первого типа ГРП проведен в 28 скважинах, в коллекторах второго и третьего типа — в 28 скважинах. Гидроразрыв пласта по всем скважинам выполнялся по одной технологии: среднее количество закачиваемого проппанта в скважину составляло 14 тонн, его концентрация в жидкости песконосителе - «500 кг/м3, скорость закачки - 2,5-3 м3/мин. Тип жидкости разрыва в 90 % случаев - водный гель, в 10 % - гель на нефтяной основе.

Одним из основных показателей, наглядно демонстрирующим эффективность применения ГРП, является кратность увеличения дебита жидкости после проведения работ и накопленная дополнительная добыча нефти.

Средняя кратность увеличения дебитов жидкости на участках,

относящихся ко второму и третьему типу коллекторов, составила 5,4 раза, к первому типу коллекторов - 4,8 раза. Продолжительность эффекта ГРП была рассмотрена по скважинам, эффект в которых закончился или продолжался минимум полгода. По первому типу коллекторов он составил более 8 месяцев, по второму и третьему типу коллекторов эффект длился, в среднем, менее 5 месяцев. Анализ результатов обводнения продукции показал, что после проведения ГРП в ВНЗ первого типа коллекторов, обводненность продукции увеличивается в 1,3 раза, в ЧНЗ - остается без изменений. Для скважин, вскрывших коллекторы второго и третьего типа, увеличение обводненности продукции по скважинам, находящимся в ВНЗ, составляет 2,3 раза, в ЧНЗ - 1,6 раза.

Для оценки влияния геологических и технологических факторов на эффективность применяемой технологии ГРП был проведен многофакторный анализ. Для анализа использовался метод канонических корреляций, позволяющей находить максимальные корреляционные связи между двумя группами параметров. Суть метода заключается в построении новых групп параметров (канонических переменных), являющихся линейными комбинациями исходных параметров. В основе лежит линейная функция

V = АХ, + ВХ2 + СХЪ + ИХА + Е1

(3)

где У - накопленный отбор жидкости; А - геологическая переменная; В -промысловая переменная; С и Б - технологические переменные; Хх Х2

Х,

постоянные.

В качестве геологической переменной был использован параметр характеризующий неоднородность

где

- средневзвешенная проницаемость, мД; нефтенасыщенная толщина, м; N - расчлененность.

(4)

- эффективная

В качестве промысловой переменной использовался параметр (Л), интегрально характеризующий гидропроводность пласта

11 ~ (/> _ рт) * т. [м3/(атм*сут)], (5)

где ОТ— накопленный отбор жидкости за время Т, м3; РО — начальное

пластовое давление, атм; Рт - пластовое давление на момент времени Т, атм;

Т - время работы скважины после ГРП, сут.

В качестве технологических переменных были использованы параметры: удельная концентрация проппанта в пласте

и удельное количество проппанта в пласте

где С - средняя концентрация проппанта, т/м3; Н - общая толщина пласта, м; М - масса проппанта, т.

Анализ результатов, полученных при корреляции, позволил выявить: на участках распространения первого типа коллекторов основное влияние на добычу оказывает гидропроводность пласта, при этом изменение количества проппанта и его концентрация незначительно влияет на дополнительную добычу жидкости;

на участках второго и третьего типов коллекторов основное влияние на добычу жидкости оказывает количество закачанного проппанта и его концентрация в пласте.

Для оценки влияния ГРП на нефтеотдачу пласта определялось изменение величины дренируемых запасов нефти с использованием характеристик вытеснения. Поскольку на Песчаном месторождении ГРП проводился практически сразу после ввода скважины из бурения, то по общепринятым

характеристикам вытеснения (Камбарова, Назарова-Щипачева, Казакова, Пирвердяна и Ревенко) оценить изменение дренируемых запасов нефти не представлялось возможным, поскольку эти методики более эффективно применять при больших значениях обводненности, когда характеристика принимает асимптотический вид.

В этой связи оценка дренируемых запасов нефти в продуктивных пластах Песчаного месторождения проводилась по методике Медведского Р.И. Используемая обобщенная характеристика вытеснения является, по существу, простой математической моделью разработки нефтяной залежи и после идентификации входящих в нее параметров может быть использована для кратковременного прогноза и оценки эффективности геолого-технических мероприятий, величины дренируемых запасов и динамики их выработки.

В результате анализа полученных данных была установлена связь дренируемых запасов нефти с параметром, учитывающим проводимость пласта и качество его вскрытия, который имеет следующий вид:

где к - абсолютная проницаемость пласта в зоне вскрытия его скважиной; "эф -

эффективная нефтенасыщенная толщина; Ыпр- отношение фактического коэффициента продуктивности к коэффициенту продуктивности совершенной

скважины '¡"'"у/^

Коэффициенты продуктивности определялись методами исследования скважин на неустановившемся режиме и установившихся отборов. В случае, когда коэффициент продуктивности определялся в разное время, принималось его среднее значение.

Результаты сопоставления дренируемых запасов нефти со 'значениями параметра Ч' представлены на рисунке 2, где показано, что между ними существует степенная зависимость, характеризующаяся высоким

коэффициентом достоверности аппроксимации и описывается следующими уравнениями:

для скважин, вскрывших первый тип коллекторов:

- в зонах с ППД, Q0 = 45.20 -Ц/ ''25 - в зонах без ППД; для скважин, вскрывших вторую группу коллекторов: Qn = 47.06 Л|/1,7 - в зонах с ППД, Q„ = 97.21 -vjz 116 - в зонах без ППД.

140000

ь

3 120000

0

5 юоооо

то

т

£ 80000 Л

® 60000 о.

1 40000 Ф

§ 20000 о

0 100 200 300 400 500

Обобщенный геологический параметр Ч' *1 тип коллекторов (с ППД) ■ 243 тип коллекторов (с ППД)

А1 тип коллекторов (без ППД) • 2+3 тип коллекторов (без ППД)

Рисунок 2 - Зависимость дренируемых запасов нефти от геологического

параметра Vj/

В результате проведенного анализа отмечается, что снижение коэффициента продуктивности за счет некачественного вскрытия и отсутствие системы ППД приводит к уменьшению величины дренируемых запасов. Полученные зависимости позволяют прогнозировать величину потенциальных дренируемых запасов исходя из условий качественного вскрытия пласта, а также оценить прирост дренируемых запасов за счет проведения гидроразрыва.

Анализ показателей работы скважин с ГРП свидетельствует о приросте дренируемых запасов нефти по коллекторам второго и третьего типа, более чем в 2 раза, по коллекторам первого типа - в 1,5 раза, что позволяет считать ГРП методом повышения нефтеотдачи.

ft = 74.32 -у 124

В пятом разделе проведен анализ результатов применения водоизоляционных технологий, выявивший, что основной причиной низкого качества ремонтно-изоляционных работ (РИР) является несовершенство технологии проведения изоляционных работ, не учитывающей наличие в пласте трещин ГРП. Все проводимые водоизоляционные работы по технологии делятся на 2 группы:

1. Закачивание в скважину специальных водоизолирующих растворов через перфорационные отверстия нефтенасыщенного пласта;

2. Закачивание в скважину водоизолирующих растворов через перфорационные отверстия, находящиеся в водоносном пласте.

Недостатком первой технологии является то, что при закачивании специального тампонирующего раствора через фильтр происходит оттеснение углеводорода и кольматация призабойной зоны нефтенасыщенного пласта, а это, в свою очередь, приводит не только к снижению притока воды в скважину, но и дебита нефти.

Недостатком второй технологии является то, что перфорационные отверстия продуктивного пласта не изолируются и при закачивании цементного раствора происходит его циркуляция по трещине в цементном камне из водонасыщенной части в нефтенасыщенную, а затем и в ствол скважины. При этом происходит не только кольматация трещин ГРП, но и выдавливание проппанта в ствол скважины, что приводит к уменьшению эффекта от ГРП и РИР, а также создает опасность прихвата оборудования выдавленным проппантом.

Для повышения эффективности и качества изоляционных работ в скважинах после гидравлического разрыва продуктивного пласта предлагается новый способ проведения операций РИР. Сущность предлагаемого способа заключается в том, что в перфорационных каналах продуктивного пласта устанавливают непроницаемый экран и перфорируют пласт, расположенный ниже продуктивного, после чего производится восстановление цементного

камня га эксплуатационной колонной (приоритетный номер заявки 2004113356).

Перекрытие может быть достигнуто установкой цементного моста в районе перфорационных отверстий с задавливанием цемента в пласт. Объем цемента для задавки в пласт определяют из условия последующей возможности создания перфорационных каналов между продуктивным пластом и скважиной. Затем перфорируют пласт, расположенный ниже продуктивного (например, непроницаемый пропласток между продуктивным и водоносным пластами), и через перфорационные отверстия проводят ремонтно-изоляционные работы.

Преимущества предлагаемого способа проведения РИР заключаются в том, что создание непроницаемого экрана в перфорационных отверстиях продуктивного пласта обеспечит проведение работ без проникновения тампонажного раствора в продуктивный пласт, позволит проводить закачку с большим давлением и будет способствовать равномерному проникновению тампонирующего раствора по всей длине трещины в Цементном камне. Это сохранит проницаемость в трещинах гидроразрыва и призабойной зоне пласта, что, в свою очередь, повлияет на получение необходимого эффекта как от РИР, так и от ГРП.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. При проведении адаптации систем разработки на примере линзовидных залежей Песчаного месторождения установлена необходимость выделения в среднеюрских отложениях четырех типов коллекторов: I тип -русловые отложения; II тип - отложения боковых русел и меандрирующих рек; Ш тип - отложения внешней поймы; IV тип - отложения внутренней поймы.

2. Разработана методика оценки размеров линз-коллекторов, которая позволяет, используя замеры дебитов и пластового давления, определить распространение песчаных тел, обоснованно задать граничные условия при гидродинамическом моделировании и определить изменение фильтрационных

сопротивлений после проведения операций по интенсификации притока в коллекторах различного типа.

3. На примере Песчаного месторождения, по результатам многофакторного анализа результатов проведения ГРП установлено, что на участках распространения коллекторов с проницаемостью более 30 мД, основное влияние на добычу оказывает гидропроводность пласта, при этом изменение количества проппанта и его концентрация незначительно сказываются на дополнительной добыче жидкости.

3.1. Установлено, что после гидроразрыва второго и третьего типов коллекторов с проницаемостью менее 25 мД, основное влияние на добычу жидкости оказывает количество закачанного проппанта и его концентрация в пласте.

4. Установлено влияние ГРП на изменение дренируемых запасов, причем по коллекторам второго и третьего типов дренируемые запасы увеличились более чем о 2 раза, по коллекторам первого типа — в 1,5 раза, что позволяет считать ГРП методом повышения нефтеотдачи для среднеюрских залежей.

4.1. Установлено, что снижение коэффициента продуктивности из-за некачественного вскрытия пласта и отсутствие системы заводнения приводит к уменьшению величины дренируемых запасов.

5. Разработанный способ разработки нефтяных залежей (патент на изобретение № 2237155 РФ), учитывающий линзовидное строение продуктивных пластов, позволяет проектировать адаптивную систему разработки, сочетающую этап эксплуатации и доразведку пласта.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

I. Копытов А.Г. Учет фациальной неоднородности при разработке нефтяных залежей среднеюрских отложений на примере Песчаного месторождения // III конференция молодых специалистов нефтяной и

геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. тез. докл. - Сургут, 2002. - С. 66-69.

2. Пат. 2237155 РФ, Е 21 В 43/20. Способ разработки неоднородной залежи углеводородов / Копытов А.Г. (Россия). - 2003100276/03; Заявлено 04.01.2003; Олубл. 27.09.2004, Бюл. №27.

3. Копытов А.Г. Анализ применения ГРП в среднеюрских отложениях на примере Песчаного месторождения / А.Г. Копытов, Н.С. Грачева // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч. техн. конф. посвящ. 40-летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С. 123124.

4. Копытов А.Г. Влияние геологических факторов на эффективность гидроразрыва пласта в среднеюрских отложениях Песчаного месторождения / А.Г. Копытов, К.В. Коровин // Нефть и газ Западной Сибири: Тр. Междунар. науч. техн. конф. - Тюмень, 2003. - С. 82-83.

5. Копытов А.Г. Влияние геологических и технологических факторов на величину дренируемых запасов / А.Г. Копытов, К.В. Коровин // Материалы IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. тез. докл. - Уфа: КогалымНИПИнефть, 2003. - С. 72-74.

6. Копытов А.Г. Оценка влияния активности верхнеюрского водоносного комплекса на выработку запасов нефти / А.Г. Копытов, А.Н. Налобина // Материалы IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. тез. докл. - Уфа: КогалымНИПИнефть, 2003. - С. 7479.

7. Налобина А.Н. Методика оценки активности законтурной водоносной зоны продуктивного пласта / А.Н. Налобина, А. Г. Копытов // «Известия вузов. Нефть и газ». -2004. - № 1. - С. 37-42.

8. Севастьянов А.А. Комплексная оценка эффективности использования упругой энергии пласта при разработке мелких залежей / А.А. Севастьянов, А.Н. Налобина, А.Г. Копытов, В.П. Квитковская // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сб. докл. VI науч. практ. конф. - Ханты-Мансийск, 2004. - С. 45-52.

9. Севастьянов А.А. Особенности проектирования разработки мелких залежей на упруговодонапорном режиме / А.А. Севастьянов, А.Н. Налобина, А.Г. Копытов, В.П. Квитковская // Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений: Тр. Междунар. технологического симпозиума. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. - С. 195-201.

10. Севастьянов А.А. Технико-экономическая эффективность разработки мелких залежей на упруговодонапорном режиме / А.А. Севастьянов, А.Н. Налобина, А.Г. Копытов, В.П. Квитковская // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: Тр. III Всерос. науч. техн. конф. ТюмГНГУ -Тюмень, 2004. - С. 182-186.

11. Грачев СИ. Оценка прироста дренируемых запасов нефти по скважинам за счет ГРП / СИ. Грачев, А.Г. Копытов, К.В. Коровин // «Известия вузов. Нефть и газ». - Тюмень, 2005. № 2. - С. 41-46.

Соискатель А.Г. Копытов

Подписано к печати05

Формат 60x84 '/16 Отпечатано на RISO GR 3750

Бум. писч. №1

Усл. печ. л, ^ Тираж yfQp экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Копытов, Андрей Григорьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ С ЛИНЗОВИДНЫМ СТРОЕНИЕМ КОЛЛЕКТОРОВ.

1.1. Анализ выработки запасов нефти среднеюрских залежей на месторождениях Шаимского нефтегазоносного района.

1.2. Результаты применения гидроразрыва на пластах с различной проницаемостью.

2. ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СРЕДНЕЮРСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ.

2.1. Геологические особенности строения среднеюрских нефтяных залежей (на примере Песчаного месторождения).

2.2. Литолого-фациальный анализ продуктивных коллекторов Песчаного месторождения.

2.3. Анализ показателей эксплуатации скважин и систематизация результатов литолого-фациального анализа продуктивных пластов с целью выделения различных типов коллекторов.

3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ РАЗМЕРОВ ЛИНЗ-КОЛЛЕКТОРОВ.

3.1. Обоснование методики определения размеров линз-коллекторов.

3.1.1. Обзор приближенных решений задач теории упругого режима.

3.1.2. Сопоставление и оценка точности приближенных решений.

3.1.3. Методика оценки размеров линз-коллекторов.

3.2. Оценка размеров линз-коллекторов мелких залежей и использование полученных результатов при гидродинамическом моделировании.

3.3. Совершенствование способа разработки залежи с линзовидным строением пласта.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ И РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ СЛОЖНОГО СТРОЕНИЯ.

4.1. Анализ эффективности применения гидравлического разрыва в различных типах коллекторов среднеюрских отложений.

4.2. Исследование влияния геологических и технологических факторов на эффективность применяемой технологии ГРП.

4.3. Обоснование использования характеристики вытеснения Медведского для оценки величины дренируемых запасов после проведения гидроразрыва пласта.

4.4. Программа мероприятий и прогноз добычи нефти за счет применения методов воздействия на пласт.

5. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И РАБОЧИХ АГЕНТОВ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА С ЦЕЛЬЮ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ.

5.1. Анализ технологий и результатов ремонтно-изоляционных работ при разработке водонефтяных зон.

5.2. Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ после гидроразрыва пласта.

5.3. Промысловые испытания способа ремонтно-изоляционных работ после гидроразрыва пласта.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Адаптация систем разработки на объектах с линзовидным строением продуктивных пластов"

Актуальность проблемы

В настоящее время основное направление увеличения добычи нефти на территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) связано с вовлечением в активную разработку нефтяных залежей в сложнопостроенных и низкопродуктивных коллекторах, в которых содержится 28 % разведанных запасов нефти (рисунок 1) [1].

50%

28%

П Запасы нефти в сложнопостроенных и низкопродуктивных коллекторах а Запасы с обводненностью >50 Высоко и среднепродуктивные текущие запасы округа Рис. 1 - Структура текущих геологических запасов нефти в ХМАО

На среднеюрские отложения приходится 30 % этих запасов. Опыт разработки их невелик, из текущих геологических запасов нефти, в разработку введено только 20 % (кат. В+С]) (рисунок 2).

10 /0 К И 14^13=0.242

КИНУтб=0.210 КИНгек=0.183

КИНтек=0.026 С1 в разведке ■ Категория В □ С1 в разработке

Рис. 2 - Структура текущих геологических запасов нефти средней юры

В среднем коэффициент извлечения нефти, стоящий на Государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ, составляет 21 %, что свидетельствует о низкой эффективности применения традиционных систем разработки для выработки запасов нефти из таких коллекторов, поэтому поиск вариантов эффективного вовлечения в разработку нефтяных залежей в сложнопостроенных коллекторах является важным направлением развития нефтедобывающей отрасли региона [2].

Основными проблемами ввода в разработку сложнопостроенных залежей являются низкая продуктивность скважин и сложность формирования регулярных систем разработки, вызванные низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пластов, сильной расчлененностью, прерывистостью и высокой зональной неоднородностью по проницаемости [39]. Анализ мероприятий по повышению продуктивности скважин, осуществляемых на месторождениях ХМАО, позволил выделить наиболее эффективный метод - гидравлический разрыв пласта (ГРП). Однако, несмотря на большой объем проведенных в Западной Сибири операций гидроразрыва, мало изучен вопрос его влияния на выработку запасов нефти скважин в различных типах коллекторов [10-12].

В водонефтяных зонах (ВНЗ) месторождений сосредоточено от 5 до 40 % извлекаемых запасов нефти, которые остаются не охваченными разработкой. Основными причинами слабой вовлеченности этих запасов в разработку является их низкая плотность, быстрое обводнение продукции, высокая неоднородность, слабая активность законтурной зоны, низкая продуктивность скважин. Применение жестководонапорных систем в чисто нефтяной зоне не позволяет активизировать воздействие законтурной зоны и препятствует стягиванию и выработке запасов нефти, сосредоточенных в ВНЗ. Проведение гидравлического разрыва пласта в водонефтяных зонах остается технологически сложной задачей и не всегда эффективно, поскольку его применение приводит к разрыву глинистой перемычки и разрушению цементного камня за эксплуатационной колонной, что приводит к резкому обводнению продукцию, требующей применения дорогостоящих и технологически сложных операций по изоляции заколонных перетоков.

Теоретическим и практическим вопросам разработки сложнопостроенных залежей посвящен целый ряд работ таких известных авторов, как А.И. Акульшин, Г.А. Атанов, В.А. Бадьянов, Б.Т. Баишев, Ю.Е. Батурин, В.П. Балин, К. Бил, Ю.П. Борисов, А.И. Вашуркин, В. Газеман, В.В. Гузеев, Ю.П. Желтов, М.М. Иванова, Р.К. Ишкаев, Б.С. Крафт, А.П. Крылов, P.M. Курамшин, В.Д. Лысенко, Дж. Льюис, М. Маскет, Р.И. Медведский, Н.М. Николаевский, В.Н. Поляков, В.М. Ревенко, М.М. Саттаров, A.A. Севастьянов, В.П. Сонич, М.Е. Стасюк, А.П. Телков, A.C. Трофимов, K.M. Федоров, М.Ф. Хокинс, И.А. Чарный, А.Х. Шахвердиев, А.Н. Юрьев, А.К. Ягафаров и др. [13-44].

Цель работы

Повышение эффективности разработки продуктивных пластов с линзовидным строением коллекторов путем адаптации сетки скважин и оптимизации технологии проведения ГРП.

Задачи исследования

1. Изучение условий формирования залежей линзовидного строения в среднеюрских отложениях с целью выделения различных типов коллекторов и геологических факторов, влияющих на показатели эксплуатации скважин.

2. Обоснование методики определения размеров линз с целью прогнозирования области их распространения и адаптации систем разработки с учетом зональной неоднородности для совершенствования способа разработки месторождения (залежи), учитывающего изменчивость коллекторских свойств.

3. Анализ результатов применения гидравлического разрыва пласта в среднеюрских залежах Песчаного месторождения с целью оптимизации технологии проведения ГРП в различных типах коллекторов.

4. Разработка технологических решений, по изоляции водопритока после проведения ГРП, с целью повышения эффективности извлечения запасов водонефтяных зон.

5. Разработка и внедрение программы мероприятий по повышению эффективности выработки запасов нефти на Песчаном месторождении.

Научная новизна

1. Научно обоснована методика оценки размеров линз-коллекторов по данным промысловых исследований с применением математической модели, основанной на условном разделении пласта на две зоны влияния скважины: возмущенную (приведенную зону влияния скважины) и невозмущенную. При этом процесс перераспределения пластового давления протекает в две фазы: в течение первой фазы приведенная зона влияния скважины непрерывно увеличивается до достижения естественной границы пласта, при наступлении второй фазы пластовое давление становится равномерно неустановившимся, т.е. давление понижается равномерно за одинаковые промежутки времени. Данная модель является обобщением приближенных решений Чекалюка Э.Б. и Баренблатта Г.И. для конечного и бесконечного пласта, позволяет учитывать дополнительные фильтрационные сопротивления в призабойной зоне пласта и изменение режима работы скважин.

2. Научно обоснована степенная зависимость изменения объема дренируемых запасов нефти после гидравлического разрыва линзовидных коллекторов Песчаного месторождения.

Практическая значимость работы

1. Методика оценки размеров линз-коллекторов по данным эксплуатации скважин позволяет определять протяженность коллекторов, обоснованно задавать граничные условия при гидродинамическом моделировании мелких залежей и оценивать изменения фильтрационных сопротивлений после проведения операций по интенсификации добычи нефти. Разработана программа экспресс-оценки размеров линз-коллекторов по промысловым данным.

2. Способ разработки месторождения, учитывающий изменчивость коллекторских свойств по простиранию, позволяет корректировать очередность разбуривания и плотность сетки скважин.

3. Технология проведения ремонтно-изоляционных работ после ГРП с установкой экрана напротив продуктивного пласта и выбор интервала проведения перфорации обеспечат равномерность проникновения тампонирующего материала по всей длине трещины в цементном камне, при этом сохраняя проницаемость трещины ГРП и призабойной зоны скважины.

Внедрение результатов исследования

Результаты, полученные в диссертационной работе, были использованы при составлении проектных технологических документов на разработку, прошедших государственную экспертизу в ТО ЦКР ХМАО и на основании которых осуществляется разработка месторождений: «Технологическая схема опытно-промышленных работ Песчаного месторождения», «Проект пробной эксплуатации Западно-Пылинского месторождения», «Анализ разработки Омбинского месторождения». На основе проведенного анализа эффективности применения ГРП на Песчаном месторождении и оценки изменения величины дренируемых запасов после операций, совместно с геологической службой АО «Арчнефтегеология», обоснованы геолого-технологические мероприятия и сделан прогноз их эффективности. Предложенная технология проведения ремонтно-изоляционных работ после ГРП применялась CK «ПетроАльянс» на добывающих скважинах Самотлорского месторождения.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на III конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского автономного округа (Сургут, 2002 г.), на Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003 г.), на научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2003 г.), на IV конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского автономного округа (Когалым, 2003 г.), на VII научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 2004 г.), на III Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (Москва, 2004 г.), на рабочем заседании отделения мониторинга разработки нефтяных месторождений в НАЦ рационального недропользования им. В.И. Шпильмана, на заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ.

Автор считает своим долгом выразить глубокую признательность сотрудникам ГП ХМАО «НАЦ рационального недропользования им. В.И. Шпильмана» И.П. Толстолыткину, С.Е. Сутормину, Н.В. Мухарлямовой, B.C. Головачеву, В.А. Турову, В.Н. Шумаеву, М.А. Касову, А.Н. Налобиной, К.В. Коровину и др. за совместную работу по практической реализации идей и результатов проводимых исследований.

На разных этапах выполнения работы важную роль сыграли критические замечания Р.И. Медведского, А.П. Телкова, M.JI. Карнаухова, В.Н. Сызранцева, Ю.А. Медведева, К.С. Юсупова и Г.М. Копытова.

Автор искренне благодарен научному консультанту, к.т.н. A.A. Севастьянову за постоянную поддержку и внимание к работе.

Своему научному руководителю С.И. Грачеву автор приносит особую признательность и благодарность.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Копытов, Андрей Григорьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. При проведении адаптации систем разработки на примере Песчаного месторождения в продуктивных пластах среднеюрских отложений установлена необходимость выделения четырех типов коллекторов: I тип — русловые отложения; II тип - отложения боковых русел и меандрирующих рек; III тип -отложения внешней поймы; IV тип — отложения внутренней поймы.

2. Методика оценки размеров линз-коллекторов позволяет, используя замеры дебитов и пластового давления, определить распространение песчаных тел, обоснованно задать граничные условия при гидродинамическом моделировании мелких залежей и определить изменение фильтрационных сопротивлений после проведения операций по интенсификации притока в коллекторах различного типа.

3. На примере Песчаного месторождения, по результатам многофакторного анализа установлено, что на участках распространения первого типа коллекторов основное влияние на добычу оказывает гидропроводность пласта, при этом изменение количества проппанта и его концентрация при проведении ГРП незначительно сказывается на дополнительной добыче жидкости. После гидроразрыва второго и третьего типов коллекторов основное влияние на добычу жидкости оказывает количество закачанного проппанта и его концентрация в пласте.

4. Анализ показателей разработки по скважинам с ГРП свидетельствует о приросте дренируемых запасов нефти по коллекторам второго и третьего типов, более чем в 2 раза, по коллекторам первого типа — в 1.5 раза, что позволяет считать ГРП методом повышения нефтеотдачи для среднеюрских залежей.

5. Предложенный способ разработки нефтяных залежей, учитывающий линзовидное строение продуктивных пластов, позволяет проектировать адаптивную систему разработки, сочетающую промышленный этап и доразведку пласта. /

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Копытов, Андрей Григорьевич, Тюмень

1. Толстолыткин И.П. Использование разведанных запасов на нефтяных месторождениях ХМАО / И.П. Толстолыткин, Н.В. Мухарлямова, A.A. Севастьянов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО V(2).: Материалы науч-практ. конф. г. Ханты-Мансийск, 2002.

2. Севастьянов A.A. Пути совершенствования разработки Талинского месторождения // Нефть и газ. Изв. вузов, 1997.

3. Борисов Ю.П. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / Ю.П. Борисов, З.К. Рябинина, В.В. Воинов М., Недра, 1976.

4. Лысенко В.Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений / В.Д. Лысенко, В.И. Грайфер. М.: Недра, 2001.

5. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993.

6. Муслимов Р.Х. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов. Казань: Таткнигоиздат, 1989.

7. Соколов B.C. Проблема ввода в разработку сложнопостроенных залежей в условиях недостаточной изученности. // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе. Тр. науч.-техн. конф. (ТюмГНГУ). Тюмень, 2003.

8. Закиров С.Н. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, А.И. Брусиловский, Э.С. Закиров, A.A. Огнев и др. -М.: Грааль, 2000.

9. Барков С.Л. Пути интенсификации разработки низкопродуктивныхзалежей Среднего Приобья / C.J1. Барков, О.Б. Качалов, A.B. Музыка // Нефть и газ. Известия вузов, № 6, 1998.

10. Медведе кий Р.И. Определение коэффициента продуктивности скважин после проведения ГРП. / Р.И. Медведский, A.B. Ишин // Нефть и газ. Известия вузов, № 1, 1999.

11. Бяков A.B. Опыт применения метода характеристик и его обобщения / A.B. Бяков, С.Ф. Мулявин, В.П. Нефедова // Нефть и газ. Известия вузов, № 6, 1997.

12. Середа Н.Г. Спутник нефтяника и газовика: / Н.Г. Середа, В.А. Сахаров, А.Н. Тимашев // Справочник. М.:Недра, 1986.

13. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1974.

14. Середа Н.Г. Основы нефтяного и газового дела. / Н.Г. Середа, В.М. Муравьев. М.: Недра, 1980.

15. Маскет М. Принципы размещения скважин, «Petrol, Technology», 2/3, 1939.

16. Бил К., Льюис Дж. Некоторые новые методы определения производительности нефтеносных участков. Amer. Inst. Mining Eng. Bull. № 134, 1998.

17. Газеман В., Теория расстояния между скважинами, «Traus. Inst. Min. а. Met. Eng.», 1930.

18. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами: Дисс. канд. техн. наук: 25.00.17. -ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина, 1996.

19. Закиров С.Н. Сетки скважин и нефтеотдача в изотропных и анизотропных коллекторах. / С.Н. Закиров, В.И. Пискарев // Нефтяное хозяйство, 1994. № 11/12.

20. Закиров Э.С. К эффективной разработке слоисто-неоднородных коллекторов. // Геология нефти и газа, 1996. № 9.

21. Борисов Ю.П. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений / Ю.П. Борисов, В.В. Воинов, З.К. Рябинина — М., Недра, 1970.

22. Герольд С. Определение расстояния между скважинами при различных режимах нефтяных месторождений и при различных способах эксплуатации. Труды 1 Всесоюзного съезда ВНИТО нефтяников, вып. 2, Москва, 1934.

23. Юрен J1.C. Обзор работ по размещению скважин, «Petrol. Eng.», IX, XI, 1943.

24. Чарный И.А. О наивыгоднейшей расстановке скважин в нефтяных пластах с водонапорным режимом, «Известия» ОТН, АН СССР. № 1, 1945.

25. Закиров С.Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, Э.С. Закиров и др. // Тр. междунар. технол. симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (РАГС при президенте РФ). - Москва, 2004.

26. Грайфер В.И. Адаптивная система разработки малопродуктивных нефтяных месторождений / В.И. Грайфер, В.Д. Лысенко // Тр. междунар. технол. симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (РАГС при президенте РФ). - Москва, 2004.

27. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Проектирование разработки / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.:Недра, 1983.

28. Крафт Б.С. Прикладной курс добычи нефти / Б.С. Крафт, М.Ф. Хокинс -М.:, Гостоптехиздат, 1963.

29. Асадов А.Ш. Некоторые методы интерпретации кривых восстановления давления галерей и скважин / А.Ш. Асадов, Г.Г. Гумбатов, С.Д. Мустафаев // Нефть и газ, изв. вузов, 1990. № 2.

30. Зайцев Ю.В., Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Зайцев, Ю.А. Балакиров М.:Недра, 1986.

31. Билибин В.В. О влиянии расстояния между скважинами на их дебит,1. АзГОНТИ, Баку, 1932.

32. Крылов А.П. Принципы рационального размещения скважин. Вопросы техники добычи нефти и бурения на промыслах Второго Баку, Гостоптехиздат, 1943.

33. Борисов Ю.П., Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / Ю.П. Борисов, З.Х. Рябинина, В.В. Воинов — М.: Недра, 1976.

34. Кузнецов C.B. Проблемы освоения и разработки нефтяных месторождений. // Тр. первой науч.-практич. конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности». Когалым, 2001.

35. Ревенко В.Н. Проблемы разработки месторождений Западной Сибири и пути их решения// Материалы совещания: Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения, г. Альметьевск, сен. 1995.-М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

36. Трофимов A.C. Повышение нефтеотдачи юрских залежей на ранней стадии разработки (На примере Западно-Асомкинского месторождения) / A.C. Трофимов, H.H. Андреева и др. // Нефть и газ. Известия вузов, № 6, 2002.

37. A.c. 356344 РФ. Способ разработки зонально неоднородных по коллекторским свойствам залежей нефти / В.И. Грайфер, А.И. Комаров, В.Д.1. Лысенко и др.

38. Исхаги Х.М. Теоретические предпосылки оптимальной разработки нефтяного или газового месторождения / Х.М. Исхаги, О.Б. Колентьева, Р.И. Кулиев, М.Г. Багиров // Нефть и газ. Известия вузов, № 9, 1990.

39. Краснов И.И. Технология выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из сложнопостроенных нефтегазовых месторождений. // Нефть и газ. Известия вузов, № 2, 2003.

40. Тулубаев С.А. Прогноз нефтеносности юрских отложений в Среднем приобье на основании сравнительного анализа истории развития Красноленинского, Срургутского и Нижневартовского сводов. // Проблемы развития нефтяной промышленности (СибНИИНП). Тюмень, 2003.

41. С.И. Филина. Литология и пелеография юры Среднего Приобья. М.: 1976.

42. М.С. Бурштар. Основы теории формирования залежей нефти и газа. -М.:1973.

43. Алексеев В.П. Фации и циклы в отложениях тюменской свиты Шаимского нефтегазоносного района / В.П. Алексеев, Ю.Н. Федоров и др. // Материалы междунар. науч.-техн. конференции «Нефть и Газ Западной Сибири». Тюмень, 2003.

44. Черняев A.B. Особенности построения геологических моделей сложно построенных залежей / A.B. Черняев, В.М. Александров // Проблемы развития нефтяной промышленности (СибНИИНП). — Тюмень, 2003.

45. Малышев А.Г. Перспективы применения ГРП для разработки месторождений с низкопродуктивными коллекторами / А.Г. Малышев, Г.А.

46. Малышев, В.Ф. Седач, В.Н. Журба // Тр. междунар. технологич. симпозиума -«Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (РАГС). — Москва, 2004.

47. Гусев С.В. Опыт и перспективы применения гидроразрыва пласта фирмой «Юганскфракмастер» на месторождениях АО «Юганскнефтегаз».

48. Вагнер A.M. Анализ проведения ГРП на примере месторождений Ноябрьского района / A.M. Вагнер, A.A. Телишев // Нефть и газ. Изв. вузов, 1997.

49. Кокорин A.A. Особенности разработки юрских отложений Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта / Кокорин A.A., Заболотнов А.Р. // Нефтяное хоз-во, 1997, № 10.

50. Алексеев Г.А., Оценка эффективности ГРП по месторождениям ТПП "Лангепаснефтегаз" / Г.А. Алексеев, Б.Г. Алексеев // Нефть и газ. Изв. вузов, 1997.

51. Малышев А.Г. "Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" / А.Г. Малышев, Г.А. Малышев и др. // Нефтяное хоз-во, 1997, №9.

52. Малышев Г.А. Методика выбора скважин для проведения гидроразрыва пласта. // Нефть и газ. Изв. вузов, 1997.

53. Грачевский М.М., Корреляция разнофациальных толщ при поисках нефти и газа / М.М. Грачевский, Ю.М. Берлин и др. Москва, 1969.

54. Бузинов С.Н., Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин М.: Недра, 1984.

55. Долицкий В.А. Геологическая интерпретация материалов геофизических исследований скважин. Москва, 1966.

56. Геологический словарь, 2т. Отв. редактор акад. К.Н. Паффенгольц. М.-1973.

57. Иванова М.М. Методы изучения неоднородности продуктивных пластов, разрабатываемых с применением заводнения / М.М. Иванова, И.П. Чоловский, И.С. Гутман М., ВНИИОЭНГ — нефтепромысловое дело, 1981, № 3.

58. Щелкачев В.Н. Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных систем, АзГОНТИ, Баку, 1939.

59. Налобина А.Н., Методика оценки активности законтурной водоносной зоны продуктивного пласта / А.Н. Налобина, А.Г. Копытов // «Известия вузов. Нефть и газ». Тюмень, 2004. №1. - С. 37-42.

60. Баренблатт Г.И. О приближенном решении задач одномерной нестационарной фильтрации в пористой среде. Прикладная математика и механика, т. 18, вып. 3. — 1954.

61. Пирвердян A.M. Приближенное решение задач о фильтрации жидкости при упругом режиме. Докл. АН Азерб. ССР, № 1. 1950.

62. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. Гостоптехиздат, 1959.

63. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984.

64. Чекалюк Э.Б. Об эффективном радиусе влияния скважины. НХ, №4,1950.

65. Щелкачев В.Н. Обобщение представления о радиусах влияния скважин. -НХ, №2, 1948.

66. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.

67. Щелкачев В.Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. М.: Гостоптехиздат, 1948.

68. Елисеев В.Г. Модели перспективных верхнеюрских залежей восточных районов Западной Сибири. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. — Ханты-Мансийск, 1998.

69. Van Everdingen A.F., Hurst W. The application of the Laplace Transform to Flow Problems in Reserviors. // Trans., AIME 186 (1949) 305-24.

70. Fanchi J.R. Analytical Representation of the van Everdingen-Hurst Aquifer Influence Functions for Reservoir Simulation. // Society of Petroleum Engineers J. -1985. №6.

71. Севастьянов A.A. Особенности проектирования разработки мелких залежей на упруго-водонапорном режиме / А.А. Севастьянов, А.Н. Налобина,

72. A.Г. Копытов, В.П. Квитковская // Тр. Междунар. технологического симпозиума. «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». — Москва, 2004. С. 195-201.

73. Патент РФ № 2003789. Способ разработки нефтяного месторождения /

74. B.В. Шеляго, В.Ю. Алекперов.

75. Патент РФ № 2060367. Способ разработки нефтяной залежи / Г.Ю. Шовкринский, В.А. Казаков и др.

76. Патент РФ № 2054535. Способ размещения скважин в анизотропном пласте / С.И. Зайцев.

77. Патент РФ № 2191255. Способ разработки нефтяной залежи / Н.И. Хисамутдинов, P.C. Нурмухаметов и др.

78. Патент РФ № 2235867. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта / И.М. Бакиров, А.И. Бакиров, A.JI. Кульмамиров и др.

79. Патент РФ № 2184216. Способ разработки нефтяной залежи / Н.И. Хисамутдинов, Н.Г. Ибрагимов и др.

80. Патент РФ № 2237155. Способ разработки неоднородной залежи углеводородов / А.Г. Копытов.

81. Кучумов Р.Я. Математические методы обработки статистической информации на ЭВМ. / Р.Я. Кучумов, P.P. Кучумов Тюмень. Изд-во ТюмГНГУ, 1995.

82. Козлов С.Г. Анализ применения технологии гидравлического разрыва пласта на низкопроницаемых нефтяных пластах юрских отложений. // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири (СибНИИНП). Тюмень, 2001.

83. Бухаров A.B. Влияние геологических и технологических факторов на кратность увеличения дебитов после гидроразрыва пласта на месторождениях Шаимского района. // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири (СибНИИНП). Тюмень, 2001.

84. Медведский Р.И. Вывод функциональной зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости из залежи / Р.И. Медведский, A.A. Севастьянов // Изв. Вузов Тюмень: ТюмГНГУ, Нефть и газ. 2002. № 6.

85. Медведский Р.И. Способ определения параметров обобщенной характеристики вытеснения / Р.И. Медведский, A.A. Севастьянов // Изв. Вузов — Тюмень: ТюмГНГУ, Нефть и газ. 2002. № 1.

86. Грачев С.И. Оценка прироста дренируемых запасов нефти по скважинам за счет ГРП / С.И. Грачев, А.Г. Копытов, К.В. Коровин // «Известия вузов. Нефть и газ». — Тюмень, 2005. №2.

87. Курочкин Б.М. О перспективе применения способов изоляции водоносных пластов в открытом стволе в продуктивной толще. — «Нефтяное хозяйство», №1, 2001.

88. Телков А.П. Особенности разработки нефтегазовых месторождений / А.П. Телков, С.И. Грачев и др. ООО НИПИКБС-Т.- 2000.

89. Ягафаров А.К. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной-Сибири / А.К. Ягафаров, P.M. Курамшин, С.С. Демичев —Тюмень, 2000.

90. Нурбаев Б.А., Применение смолы ТС-1 для ремонтно-изоляционных работ в скважинах на Правдинском месторождении. Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Сибири // Б.А. Нурбаев, В.А. Турбин //Тр. СибНИИНП.- 1977, вып. 8.

91. Ульянов Н.Е. Некоторые результаты водоизоляционных работ на Западно-Сургутском месторождении. // Нефтяное хозяйство.- 1989, №5.

92. Хосроев Д.В. Ограничение водопритоков составами АКОР / Д.В. Хосроев, Ю.А. Янковский и др // Нефтяное хозяйство.- 1989, №9.

93. Моляренко A.B. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири / A.B. Моляренко, Ю.В. Земцов М., ВНИИОЭНГ.- 1987. Серия: Нефтепромысловое дело, вып.1 (Обзорная информация).

94. Моляренко A.B., Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири / A.B. Моляренко, Ю.В. Земцов М., ВНИИОЭНГ.- 1987. Серия: Нефтепромысловое дело, вып. 1 (Обзорная информация).

95. Федотов А.К., Эффективные технологические схемы водоизоляционных работ. Серия: Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи / А.К. Федотов, Э.И. Порфишев и др. //.- М: ВНИИОЭНГ.- 1990, вып. 12.

96. A.c. на полезную модель № 18700 Камерный питатель для вентилирования и пневмотранспорта сыпучих материалов / Копытов А.Г.