Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Интенсификация выработки слабодренируемых остаточных запасов нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Интенсификация выработки слабодренируемых остаточных запасов нефти"

На правах рукописи

УДК 622 276 6

ГАНИЕВ БУЛАТ ГАЛИЕВИЧ

0031В4В4

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ СЛАБОДРЕНИРУЕМЫХ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (НА ПРИМЕРЕ САБАНЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2008 £ 8 ФЕВ ?ПП8

00316464

Работа выполнена в ООО Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология». г Уфа

Научный руководитель

■ кандидат физико-математических наук Казакова Татьяна Георгиевна

Официальные оппоненты

- доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич

• кандидат технических наук Васильев Владимир Ильич

Ведущая организация

Закрытое акционерное общество «Алойл»

Заттшта диссертации состоится 14 марта 2008 г в 1130 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта знергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»), по адресу 450055, г Уфа, пр Октября, д 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ТУП «ИПТЭР»)

Автореферат разослан 8 февраля 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук ^ ^ --г" Худякова ЛП

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Эксплуатация нефтяных месторождений Татарии в 70-80-е годы, направленная, прежде всего, на достижение максимальной добычи нефти, привела сегодня к резкому возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов и снижению доли активных запасов нефти. Этому способствовали высокая неоднородность и расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, а также неравномерный охват заводнением в силу значительного различия приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин, как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов. Как известно, коэффициент нефтеотдачи нефтенасыщенных коллекторов категории трудноизвлекаемых составляет не более 20-30 % В связи с этим полнота выработки остаточных запасов не возможна без существенного совершенствования технологии извлечения остаточных извлекаемых запасов категории трудноизвлекаемых

Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки применяются все виды ГТМ, направленные на интенсификацию и стабилизацию добычи нефти, на ограничение попутно-добываемой с нефтью воды, на самое широкое применение методов увеличения нефтеотдачи пластов, на добуривание скважин в слабовырабатываемых, застойных и тупиковых зонах и т.д

Непрерывный анализ состояния выработки запасов месторождений показывает, что рациональное применение информации об объекте, полученной с помощью гидродинамических и геологических исследований скважин, может значительно повысить эффективность разработки объекта. В большей степени эффективность того или иного воздействия на пласт определяется степенью достоверности выбора участков с соответствующими геологическими и гидродинамическими характеристиками, величиной остаточных запасов

При решении комплексной задачи повышения эффективности эксплуатации месторождения, находящегося на поздней стадии разработки, актуальным является выделение участков с высокой зональной и послойной неоднородностью с повышенным содержанием остаточных подвижных запасов и выбор технологий, направленных на их оптимальную эксплуатацию.

Цель работы. Обоснование и разработка научно-методических основ выделения участков с повышенными остаточными подвижными запасами нефти и интенсификация их разработки.

Основные задачи исследований.

1 Анализ и оценка состояния информационного обеспечения базы ГИС и ГДИС объекта исследования

2 Оценка характеристик фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов

3 Детализация геологического строения и построения карт плотности начальных балансовых, подвижных и извлекаемых запасов нефти

4 Анализ эффективности реализуемой системы разработки бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения

5 Выделение участков с повышенными остаточными запасами и разукрупнение объекта эксплуатации

6 Исследование и обоснование эффективности повышения технологии выработки остаточных недренируемых подвижных запасов нефти

Методы исследований Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации по истории разработки Сабанчинского месторождения, использовании методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах с применением современных вычислительных методов, проведении промышленных испытаний созданных технологий

Научная новизна выполняемой работы.

1 Проведен анализ статистических данных результатов испытания и внедрения технологий интенсификации притока вязкой нефти с повышенным содержанием парафина и смол в пластовых условиях Определены наиболее эффективные технологии для интенсификации работы добывающих и регулирования приемистости и закачки нагнетательных скважин

2 Решены гидродинамические задачи двухфазной фильтрации в зонально-неоднородном пласте в условиях селективной изоляции заводненных объемов коллектора На основе численного эксперимента определены оптимальные условия применения потокоотклоняющей технологии Установлена зависимость коэффициента нефтеотдачи от объема оторочки и обводненности скважин, при которой использована технология

3 Методом «нечетких множеств» проведено прогнозирование возникновения внутрискважинного перетока жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим уровнем

4. Исследована технико-экономическая эффективность проведения селективной водоизоляции пластов в скважинах с высокой степенью вероятности внутрискважинного перетока жидкости

Основные защищаемые положения.

1 Методика анализа результатов внедрения технологии интенсификации притока в добывающих и регулирование приемистости и закачки в нагнетательных скважинах для повышения эффективности нефтевытеснения высоковязкой нефти

2. Методика определения геолого-технологических параметров эффективного применения потокоотклоняющих технологий на базе глинистой суспензии и спштых полимерных систем

3 Методика прогнозирования внутрискважинного перетока жидкости в скважинах, эксплуатирующих пласты с различным энергетическим состоянием.

4. Методика оценки эффективности применения технологии подавления внугрискважинных перетоков в зависимости от геологических и технологических показателей выбранного участка

Практическая ценность и реализация работы.

1 Результаты диссертационной работы используются при формировании геолого-технических мероприятий для Бавлинского, Матросского, Кандызского, Сабанчинского месторождений и Южной площади Ромашкинского месторождения.

2 Внедрение рекомендаций автора с потокоотклоняющими технологиями закачкой оторочек глинистой суспензии и сшитых полимерных систем с изменяющимися параметрами объемов закачки и давления нагнетания в неоднородные водоносные пласты с остаточной нефтенасыщенностью позволило получить технологический эффект в объеме 1840 т нефти с экономическим эффектом 2,140 млн. руб Эффект от внедрения технологий продолжается

Апробация работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г Уфа, 2004-2007 гг), научно-технических советах НГДУ «Бавлынефть» (г Бавлы 2003-2007 г г) на республиканской научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (г Альметьевск, 2006 г.)

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе 7 - научных статей, одна из которых опубликована самостоятельно, получено два

патента РФ В рассматриваемых работах автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях

Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, табличных приложений и списка литературы из 143 наименований Работа изложена на 136 страницах, в том числе содержит 5 таблиц, 64 рисунков

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, к ф -м н Казаковой Т Г, а также к т н Вафину Р В за полезные советы. высказанные в процессе выполнения диссертационной работы

Краткое содержание работы.

Во введении обоснована актуальность, сформулированы цель и основные задачи исследования, приведены научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы

В первой главе рассмотрены современные представления о причинах снижения эффективности выработки нефтяных пластов в процессе эксплуатации Выделены физические и геолого-технологические причины формирования застойных зон с извлекаемыми запасами нефти, проведена оценка эффективности работы скважин на поздней стадии разработки и заводнения

Подробно рассмотрены причины неравномерной выработки запасов нефти Так из геолого-технических причин формирования застойных, слабовырабатываемых зон с извлекаемыми запасами выделены геологические - ухудшение филырационно-емкостных свойств коллектора из-за их неоднородности, геолого-технические -изменение реологических свойств остаточной нефти и свойств коллектора в процессе разработки, технические - несовершенство действующей системы разработки Отмечено, что данная проблема достаточно подробно изучена

Определенный вклад в изучение этих вопросов внесли ученые в разные годы в таких крупных научно-исследовательских организациях как ГАНГ им ИМ Губкина (ИМ. Муравьев, ИТ Мшценко, Г 3 Ибрагимов, Н И Хисамутдинов, Р Р Ибатуляин), во ВНИИнефгь (МЛ Сургучев. АТ Горбунов, ЮВ Желтов, Г Г Вахитов, Г Е Малофеев, Б Т. Башлев, Э М Симкин, О Л Кузнецов), в БашНИПИнефть (М Д Валеев, В Е Лозин, Э М Тимашев, Р X Алмаев, КС Баймухаметов, В Г Пантелеев), в ТатНИПИнефть (ИФ Глумов, Р Н Дияшев, Р А Максутов, Р X Муслимов, Р Т Фазлыев, Р Г Абдулмазигов, А Ф Блинов, В П Тронов), в УГНТУ (Ю В Антипин, М А Токарев, Ю В Зейгман), в СибНИИНП (Ю Е Батурин, Р Я. Кучумов, К М Федоров), в НИИнефтеотдача

(В.Е Андреев, Н.Ш. Хайрединов, Ю.А. Котенев), ООО «УфаНИПИнефгь» (А Г. Телин, М.М. Хасанов, А Р. Латыпов) и другие

В условиях интенсивного отбора нефти, когда основные запасы месторождения уже извлечены с применением заводнения, в застойных зонах и недренируемых интервалах продуктивного пласта с коллекторами неоднородными но проницаемости, не охваченных воздействием вытесняющих агентов, формируются остаточные запасы нефти. Даже достаточно однородное ранее поле нефтенасыщенности становится крайне неоднородным Образование целиков обусловлено, главным образом, зональной и послойной неоднородностью коллектора продуктивного пласта, что вызывает прерывание общей гидродинамической связи в зонах отбора и нагнетания При заводнении таких залежей в участках с повышенной проницаемостью возникают фильтрационные коридоры, по которым продвигается фронт вытеснения от нагнетательной скважины к добывающим При этом низкопроницаемые зоны оказываются отсеченными от воздействия вытеснения.

Ухудшение реологических свойств остаточной нефти приводит к увеличению предельного градиента сдвига, т.е к формированию более обширных застойных зон При этом неравномерность вытеснения нефти водой возрастает многократно Причинами изменения свойств нефти является, прежде всего, изменение начальных термодинамических условий - температуры и давления. При понижении температуры пласта вследствие закачки холодной воды происходит существенное увеличение вязкости пластовой нефти в результате кристаллизации тяжелых углеводородов, состоящих из парафина, церезина и других углеводородных соединений Положение ухудшается еще и тем, что процесс восстановления теплового поля пласта может занять десятки лет

Исследованиями многих авторов показано, что, несовершенство действующей системы разработки, приводящее к образованию зон неподвижной нефти, можно охарактеризовать следующими показателями

1) неполный охват воздействием сеткой действующих скважин,

2) совместная выработка высокопроницаемых и низкопроницаемых коллекторов;

3) заводнение холодным агентом,

4) использование жидкостей с минеральным составом, отличным от состава пластовой воды

Проделанный в главе анализ научно-технической литературы позволяет сделать вывод. ввод в активную разработку слабодренируемых и недренируемых запасов нефти в малопродуктивных коллекторах, застойных и тупиковых зонах, в

первую очередь, должен осуществляться комплексом ГТМ на основе действующего фонда скважин (как менее затратный). Во вторую - с использованием более дорогих, но высокоэффективных ГТМ, таких как зарезка боковых стволов, бурение новых вертикальных и горизонтальных скважин Для повышения эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи требуется детальное изучение свойств объекта воздействия и процессов, оказывающих влияние на фильтрацию жидкости в пласте, на протяжении всей истории эксплуатации месторождения

Проведенный анализ результатов состояния разработки и использование различных ГТМ на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири показал, что применение технологий в осложненных горно-геологических условиях для одних и тех же объектов дает неоднозначные результаты Отсюда следует, что выбор участков и объектов для реализации конкретных технологий является одним из главных критериев эффективности нефтеизвлечения с технологиями МУН.

Во второй главе выполнено уточнение геологической модели объекта исследования В качестве объекта исследования было выбрано Сабанчинское месторождение, расположенное в лицензионных границах ОАО «Татнефть» Дается описание геологического строения продуктивных пластов бобриковского горизонта Отмечено, что для построения геологической и гидродинамической модели важно наличие достоверной и достаточно полной информативной базы данных Первичная информация о геологическом строении залежей нефти Сабанчинского месторождения была получена от НГДУ «Бавлынефть» в удовлетворительном состоянии

Построенная по данным базы ГНС цифровая геологическая модель обладает высокой информативностью о строении и ФЕС коллекторов залежей нефти бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения Общий показатель информативности приближается к 95% (рисунок 1), что позволяет построить достоверную геолого-гидродинамическую модель залежей нефти месторождения.

Выполнено описание и построение геологической модели бобриковского горизонта При построении геологической модели были использованы научно-методические разработки НПО «Нефтегазтехнология» Последовательно были уточнены и построены структурные карты, карты эффективных толщин, карты пористости эффективных толщин, карты проницаемости эффективных толщин коллектора, карты расчлененности проницаемых пропластков в эффективной толщине горизонта, карты начальных нефтенасышенных толщин

С16611 С16Э2 С16613 С166И

Рисунок 1 - Показатель информативности базы ГИС по фильтрационно-емкостным характеристикам бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения

Исследован показатель неоднородности ФЕС коллектора. Данный показатель позволяет оценить коэффициент послойной неоднородности в скважинах, вскрывших два и более пласта, а также определить очаги заводнения с высокой зональной неоднородностью. На практике с помощью коэффициента неоднородности ФЕС коллектора можно определить зоны повышенной фильтруемости и зоны, не вовлеченные в систему разработки. В скважинах с высоким коэффициентом послойной неоднородности вскрытие нескольких пропластков ведет к снижению эффективности выработки извлекаемых запасов.

Анализ статистических распределений показывает, что на долю неоднородных по проницаемости коллекторов (неоднородность более 1) бобриковского горизонта приходится менее 1% всех коллекторов. Наиболее неоднородный по проницаемости пласт Обб'з, средняя послойная неоднородность которого составляет 0,214. Однако пласты С^бб^.з рассматриваются как единый объект разработки. Видно, что послойная неоднородность данного объекта составляет уже 0,379 (рисунок 2), что говорит о существенной неоднородности проницаемостных свойств в разрезе пластов Сбб^-з-

Приведена также физико-химическая характеристика нефти. По свойствам нефть горизонта является средней (плотность в пластовых условиях составляет 863,0 кг/м3, в поверхностных - 889,0 кг/м3), с повышенной вязкостью (22,24 мПа-с), высокосернистая (3,11 %), смолистая (14,4 %), парафинистая (3,15%).

По результатам предыдущих исследований проведена детализация строения залежей, расчет геологических и подвижных запасов нефти и построение карт плотности начальных геологических, начальных подвижных запасов нефти. Основная цель данных карт -

показать, где с наибольшей вероятностью выработка запасов нефти будет происходить с высокой или низкой эффективностью, а также оценить объем запасов нефти, расположенных в недренируемых или слабо дренируемых зонах. При построении использованы методики уточнения структуры геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти, применяемые различными нефтяными компаниями (например, ОАО «Татнефть», НК «Роснефть, Ж «Лукойл»), в частности, методы детализации строения нефтесодержащих коллекторов. Используемые методические приемы в большинстве случаев эффективны, позволяют оптимизировать действующие системы разработки и наметить стратегию их дальнейшего развития, но они недостаточно детализированы по отдельным пластам и пропласткам.

140 120 100 80 30 40 20 0

: ■

--

••

-- $ у

-

Ш

Частота

Интегральный %

_ ч...

04-0.6

- 100% 1 90% 4 80% 70% 60%

- 50% 40% 30%

- 20% 10% 0%

0.6-0.8

0.8-1

более 1

Интервал изменения послойной неоднородности проницаемостныж свойств коллектора, отн.ед

Рисунок 2 - Распределение скважин-пластов по интервалам изменения величины послойной неоднородности коллектора пластов С^бб^.з Сабанчинского месторождения.

Определена структура геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пластов бобриковского горизонта. Структуризация запасов проводится по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности, зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров ФЕС (рисунок 3).

Анализ структуры запасов нефти пластов бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения показывает, что пласты месторождения характеризуются сложным строением, разнородностью свойств коллекторов по пластам, значительной послойной и зональной неоднородностью. Пласты существенно отличаются друг от друга как по плотности геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти, так и по своим фильтрационно-емкостным свойствам (неоднородности ФЕС) (рисунок 3).

б>

г)

интервалы изменения проницаемости, мД

,иии более 2000 шо

интервалы измонония проницаемости, мД

проницаемости, и/|

бошю 2 ООО емости, мД

□ балансовые

□ подвижные О извлекаемые

50-200 2оа. ™ (ООО

1000

Боле«

гооо

2000

Рисунок 3 - Распределение начальных балансовых, подвижных и извлекаемых запасов нефти пластов Сибб'] (а), С^бб'г ("б), С.бб'ч (в), С,бб" (г) Сабанчинского месторождения по интервалам значений проницаемости коллектора

В третьей главе проведен анализ эффективности реализуемой системы разработки Сабанчинского месторождения, основные технологические показатели которой приведены на рисунке 4.

г 5000

1

1 5 4000

£ 2

•9-

I £ | 3000

3 г- 2 и §

1 1 2000

1

£ 1000

35000

I

| ~ 30000 ]

| 3

5 ¿25000

а

= -е-

§ * 20000

= 2 15000 » з | | 18000

8 8 5000

140000 120000 " шоооо

I 80000

| 50000 I 40000 20000

ззедвкные Б разработку кззлекеечые запасы нейтй —4— от борот МЗ

—нефть —а— *®дкость —д—закачка воды ВЖФ

—*—компексафя закачкой

П!Д

Рисунок 4 - Динамика текущих и накопленных показателей разработки бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения

Проведена оценка эффективности эксплуатации и обоснование проведения ГТМ по действующему фонду скважин Отмечено что, с целью совершенствования разработки и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения продолжаются и расширяются работы гидродинамического и физико-химического характера воздействия на пласт Всего на бобриковском горизонте с использованием методов повышения нефтеизвлечения пластов было обработано 425 добывающих и нагнетательных скважин В результате этих обработок дополнительная добыча составила около 1810 56 тыс т нефти Дополнительная добыча нефти, полученная в результате обработок нагнетательных скважин, превышает дополнительно добытую нефть на добывающих скважинах По их результатам выданы рекомендации по повышению эффективности их применения

Рассмотрен и выполнен анализ эффективности проведения ГТМ на добывающих скважинах Виды работ ГТМ на добывающих скважинах отнесены к следующим группам

• стимуляция работы скважин (67 06 %),

• ОПЗ (12 79 %),

• комплексное воздействие (стимуляция+водоограничение) (8 98 %),

• водоограничение (7 8 %),

• бурение вторых и горизонтальных стволов (3 %),

По технологическому эффекту лидирующие позиции занимает бурение горизонтальных стволов Данное мероприятие направлено на интенсификацию выработки слабо дренируемых и недренируемых зон. образованных в результате действия сложившейся системы разработки Доминирующими по количеству проводимых операций являются методы. направленные на стимуляцию отбора продукции действующими добывающими скважинами Данными методами было обработано 67 % скважин При этом в 2005 г за счет них (с учётом закачек предыдущих лет), было добыто около 13 8 тыс т дополнительной нефти

По количеству обработок среди методов стимуляции лидирующую позицию занимает ударно-депрессионное воздействие путем совмещения термо- и имплозионного воздействия С начала применения МУН в отложениях карбона Сабанчинского месторождения данным методом обработано 126 добывающих скважин, дополнительная добыча нефти по которым составила 113 85 тыс т нефти

Высокую эффективность показывает термобароимплозионное воздействие (ТБИВ) С помощью данной технологии обработано 121 скважина Дополнительно добыто 261 26 тыс т нефти

Показано, что одним из самых эффективных воздействий на призабойную зону, является метод кислотно-имплозионного воздействия При внедрении технологии используется устройство

имшхозионного типа, совмещающее щдроимпульсные волновые процессы и химическую реакцию Технология основана на использовании энергии пласта, проявляющейся при искусственном нарушении гидродинамического равновесия системы "скважина -призабойная зона - пласт" путем создания упругих волн При этом в поровом объеме коллекторов ПЗП возникают силы сдвига, направленные из пласта в скважину, что приводит к расформированию сложной многокомпонентной смеси поровых флюидов и зоны кольматации, а также к другим изменениям в самой породе (образование микротрещиноватости новых поровых каналов за счет поршневого эффекта и другие)

Периодическое повышение и снижение давления на забое скважины приводит к возникновению внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости

Проведенный анализ эффективности ГТМ на нагнетательных скважинах показал, что методы, применяемые на нагнетательных скважинах, разделяются следующим образом

• потокоотклоняющие (66 87 %),

• выравнивание профиля приемистости (17 89 %), « ОПЗ (9 67 %),

• создание оторочек с целью увеличения КБЫТ и К охв (4 27 %),

• увеличение приемистости (1 01),

• бурение вторых и горизонтальных стволов (0 28%)

Среди технологии МУН наибольшую эффективность показали методы создания оторочек с целью повышения коэффициентов охвата и вытеснения на бобриковском горизонте За счет данных методов получено 9 78% от всей дополнительной нефти, что составило 100 135 тыс т В результате комплексного анализа применения ГТМ на добывающих и нагнетательных скважинах выданы рекомендации по их дальнейшему применению

Необходимо отметить, что НГДУ «Бавлынефть» проводит достаточно большой объем работ, направленных на повышение эффективности процесса разработки и, в частности на снижение объемов попутно добываемой воды Однако некоторые показатели сформировавшейся системы разработки (высокая текущая обводненность, запасы, не вовлеченные в разработку) требуют своей корректировки

В четвертой главе разработаны усовершенствованные технологии по повышению нефтеотдачи пластов в слабо вырабатываемых зонах Выполнены теоретические исследования повышения нефтеотдачи коллекторов с высокой зональной неоднородностью и вязкой нефтью

Рассмотрен механизм создания потокоотклоняющих технологий на базе глинистой суспензии и сшитых полимерных систем Несмотря на достаточно широкую известность и применение данных технологий механизм действия вязких составов на коэффициент нефтеотдачи, связывающий объем прокачки и изменение обводненности продукции окружающих добывающих скважин от точки нагнетания, изучен недостаточно полно

Технология воздействия на пласт, предлагаемая автором, осуществляется в следующей последовательности Устанавливается концентрация глины в растворе в зависимости от проницаемости водопринимающего интервала коллектора 25, 45, 65, 85, 105 кг/м3 соответственно для 0,2-0.5, 0,5-0,75. 0,75-1. 1-1,5, более 1,5 мкм2 Добывающие скважины, находящиеся в слабо дренируемой зоне останавливаются В отличие от ранее известных технологий добывающие скважины, находящиеся в высокопроницаемой зоне работают в форсированном режиме отбора Глинистая суспензия вводится в пласт при давлении нагнетания, не допускающем образования трещин в пласте После нагнетания глинистой суспензии в пласт под давлением на 10-20% превышающим давление закачки глины в пласт закачивается вода для оттеснения оторочки от забоя нагнетательной скважины вглубь пласта Затем нагнетательная скважина и добывающие скважины, находящиеся в высокопроницаемой зоне, переводятся в обычный режим работы Остановленные добывающие скважины также возобновляют работу (Патент РФ №2226605 Е 21 В43/20, БИ № 10,2004)

Далее приводится описание математической модели, используемой для расчета объема вязкого раствора, необходимого для создания оторочки, снижающей фильтрационные свойства зонально-неоднородного коллектора, и обводненности продукции добывающей скважины, при которой проводится обработка Исследовано влияние указанных параметров на КИН

Принято, что процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т е в условиях применимости модели "black oil"

Используя известную методику (И В Владимиров, Н И Хисамутдинов, Т М Тазиев) были проведены численные исследования механизма вытеснения нефти из зонально-неоднородного по проницаемости пласта с созданием вязко-упругих оторочек в зоне фильтрации жидкости Рассмотрена девятиточечная схема расположения скважин При этом элемент системы разработки моделируется тремя добывающими и нагнетательной скважинами, расположенными в углах квадрата (рисунок 5)

Рисунок 5 - Плошадная модель зонально-неоднородного по проницаемости пласта с расположением добывающих и нагнетательных скважин. Изолиниями показано поле

проницаемости.

Основные абсолютные и относительные параметры модели соответствуют условиям залегания пласта Д1 Бавлинского месторождения. Принято, что длина пласта £х=300 м (расстояние между скважинами №№ 373 и 401), абсолютная проницаемость изменяется от 0,1 до 1 мк\Г. мощность пласта /г=5 м, пористость - 0.2 д.ед. Соотношение вязкостей нефти и воды =4- Значения

упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно равны Д, = 3.7-Ю_101/Па, ра =7.45-10"1О1/Яа, рс =4.5-Ю"101/Яо. Начальное

пластовое давление р0=1.75-10 Па, давление на забое нагнетательной скважины - 1.5р0, а в добывающих - 0.5р0. Масштаб времени: 1 отн. ед. соответствует 3.1 сут. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности добываемой продукции каждой добывающей скважиной (95 %.).

Рассмотрено 2 варианта разработки модельного пласта. При базовом варианте в пласт закачивается вода, а добывающие скважины работают до достижения предельной обводненности гфодукшш. Второй вариант - закачка вязко-упругой оторочки на базе глинистой суспензии или сшитой полимерной смеси. В пласт закачивается вода. При достижении обводненности продукции какой-либо из добывающих скважин 80 % и более в пласт через нагнетательную скважину*

закачивается глинистый раствор. снижающий проницаемость иризабойной зоны пласта на расстоянии Я от нагнетательной скважины в к раз. Закачка глинистой суспензии моделируется снижением фильтрационных свойств коллектора около нагнетательной скважины в направлении обводнившейся добывающей скважины, находящейся в высокопроницаемой зоне. При этом принято, что все показатели разработки (балансовые, дренируемые, недренируемые запасы нефти известны по главе 3).

В ходе продвижения оторочки происходит более активное вытеснение нефти из низкопроницаемой зоны пласта в направлении скважины БЗ. После закачки оторочки наблюдается снижение темпа добычи жидкости по всем добывающим скважинам. Более быстро, по сравнению с базовым вариантом, обводняется скважина Б2, При этом безводный период эксплу атации скважины ВЗ увеличивается в 1,8 раз. Темп выработки пласта падает почти в два раза, в то же время КИН увеличивается на 0,046 д.ед. и составляет 0.594 д.ед.

По результатам численных исследований изучено влияние объема закаченной суспензии на коэффициент извлечения нефти модельного пласта. Серия проведенных численных экспериментов показывает, что для рассматриваемых условий оптимальный объем закаченной суспензии равен 1750 м3. При таком объеме оторочки КИН пласта становится наибольшим и составляет 0,595 д.ед. (рисунок 6).

Рисунок б - Зависимость КИН от объема закаченной глинистой суспензии

Дальнейшее увеличение объема оторочки приводит к снижению КИН, что связано с потерей части запасов в недопромытой высокопроницаемой зоне.

0.6

0 500 800 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Объем глинистой суспензии, м;

3

Расчеты, проведенные для различных значений обводненности скважины D1, при которой проводится создание глинистой оторочки, показали, что оптимальным в условиях модельного пласта является проведение ГТМ при обводненности скважины D1 более 80% (рисунок 7). При более низкой обводненности эффект от выполненного мероприятия значительно снижается. Характер влияния объема закаченного глинистого раствора на коэффициент извлечения нефти при всех значениях обводненности сохраняется: КИН растет с увеличением объема раствора от 250 до 1750 м3. При дальнейшем увеличении объема закаченного раствора КИН снижается. По результатам численных исследований можно выделить две области значений объема закаченной суспензии, в которых достигается оптимальный КИН. I область - расход суспензии от 750 до 1300 м3, II - от 1300 до 2200 м3. Такое разделение объясняется тем, что для первого кратковременного эффекта повышение КИН может достигаться и при малых объемах закачки. Но по мере движения оторочки по высокопроницаемой зоне она рассасывается и дробится на отдельные зоны со снижением первоначальной вязкости, поэтому эффективность КИН падает. Для II области, характерной как для глинистой суспензии, так и для сшитой полимерной системы, объем закачки агента выше, чем в первой области, в 1,9 раза, что сдвигает время распада оторочки на отдельные зоны. Расходы вязкоупругих оторочек соответствуют данным рассматриваемой модели, в частности, значению коэффициента неоднородности в пределах принятой ячейки.

Рисунок 7 - Зависимость КИН от объема закаченной глинистой суспензии для различных значений обводненности скважины 01, при которой производится закачка глинистой

суспензии

Приведен пример расчета определения оптимальных параметров закачки на базе оторочек глинистой суспензии и СПС в

районе действия нагнетательной скважины № 1726 Сабанчинского месторождения

Серия проведенных численных экспериментов показала, что наибольший технологический эффект от создания оторочки достигается при закачке 1970 м3 глинистого раствора в скважину № 1726 после достижения скважиной № 1788 обводненности 90% Аналогично результатам, полученным для модельного пласта Бавлинского месторождения, определены 2 области значений объема закаченной суспензии, при которых КИН оптимален I при расходах 1300-2100 м3, II - 2100*2900 м3. Это подтверждает предположение, что показатели влияния расхода суспензии и обводненности скважины, при которой проводится обработка, для каждого участка разработки индивидуальны

Автором проведена оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием

Оценка вероятности возникновения внутрискважинного перетока в добывающих скважинах бобриковского горизонта, в отличие от ранее известных методик, проведена с помощью метода «нечетких множеств» Методом экспертной оценки выбирались параметры, оказывающие наибольшее влияние на возникновение внутрискважинного перетока Для каждого выбранного параметра определялся его коэффициент значимости. Результирующий коэффициент возможности возникновения внутрискважинного перетока определялся как линейная комбинация коэффициентов значимости отобранных параметров Экспертная оценка полученного результирующего коэффициента позволила определить степень вероятности возникновения внутрискважинного перетока и выделить добывающие скважины дяя изоляции обводненных пластов

После проведенного анализа промысловых данных и результатов математического моделирования были выбраны следующие параметры, оказывающие наибольшее влияние на возможность возникновения внутрискважинного перетока в добывающей скважине

• Число совместно перфорированных пластов в добывающей скважине

Г1, п> 1.

где п - количество работающих пластов

• Коэффициент проницаемости вскрытых пластов

0 = \--^Ц

К

шах

где К^ - минимальная проницаемость работающих пластов, К^ -максимальная проницаемость работающих пластов

• Толщина глинистого раздела между вскрытыми пластами.

г К, Яу/<1 где, Н-толщина глинистого раздела между пластами

• Наличие радом расположенных нагнетательных скважин, работающих на те же пласты.

8-Р- т>°'

[О, т = 0

где т - число соседних нагнетательных скважин, ведущих закачку в рассматриваемые пласты

• Число пластов, на которые нагнетательная скважина ведет закачку (рассматриваются только те пласта, на которые работает добывающая скважина):

где / - число вскрытых нагнетательной скважиной пластов, К^ -минимальная проницаемость работающих пластов, К^ -максимальная проницаемость работающих пластов

Коэффициент возможности возникновения внутрискважинного перетока в добывающей скважине определяется как

П = сс р у 6 + 01

¡»1

Для каэвдой добывающей скважины бобриковского горизонта был рассчитан коэффициент В результате исследований выделены пять групп скважин с различной степенью вероятности внутрискважинного перетока Группы скважин выбирались на основе следующей шкалы

№ Вероятность возникновения перетока Значение коэффициента О

0 Перетока нет 0-0,3

1 Слабая 0,3-0 5

2 Умеренная 0,5-0,7

4 Высокая 0,7-0,9

5 Весьма высокая более 1

По приведенной выше методике был проанализирован действующий фонд добывающих скважин бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения Отобраны скважины с обводненностью более 85 %. эксплуатирующие несколько пластов, в которых высока вероятность внутрискважинного перетока По этим скважинам рекомендовано отключение высокопроницаемых обводненных пластов, проведена оценка технико-экономической эффективности изоляции обводненного пласта

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Проведенный анализ разработки пластов Обб^.з С16611 Сабанчинского месторождения показывает, что на исследуемом объекте проводится достаточно большой объем работ, направленных на повышение эффективности процесса вытеснения нефти водой Темпы выработки запасов достаточно высоки

Наиболее эффективными являются мероприятия, проведенные в скважинах нагнетательного фонда, направленные на перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата заводнением слабо вырабатываемых зон Среди работ, проводимых на добывающих скважинах, наиболее эффективными являются комплексные методы стимуляции работы скважин

2 Реализуемые в настоящее время на месторождении водоизолирующие и потокоотклоняюшие технологии, несмотря на упомянутый эффект их применения, не достаточно действенны Анализ геолого-технологических особенностей Сабанчинского месторождения указывает на необходимость разработки более четких критериев выбора объектов для внедрения той или иной технологии, в частности, для скважин, эксплуатирующих пласты с высокой зональной и послойной неоднородностью

3 Решены гидродинамические задачи двухфазной фильтрации в зонально-неоднородном пласте в условиях селективной изоляции заводненных объемов коллектора На основе численных экспериментов определены оптимальные условия применения потокоогклоняющих технологий Установлена зависимость коэффициента нефтеотдачи от объема оторочки и обводненности скважин, при которой использована технология.

• Установлено, что применение потокоотклоняюпщх технологий в скважинах при обводненности в высокопроницаемом пласте менее 80% эффективность от ГТМ снижается

• Определены две области оптимального объема закачки вязкоутфугих составов I - от 750 до 1300 м3, П - от 1300 до 2200 м Такое разделение объясняется тем, что для первого варианта обеспечивается кратковременный эффект повышения КИН. По мере продвижения оторочки по высокопроницаемой обводненной зоне она дробится на отдельные зоны из-за неоднородности коллектора по проницаемости со снижением первоначальной вязкости, и эффективность КИН падает. Поэтому количество оторочек последовательно может увеличиваться до стабилизации прироста дебита (или его частичного снижения) реагирующих добывающих скважин

4. В скважинах с высокой послойной неоднородностью, эксплуатирующих несколько пластов высока вероятность возникновения внутрискважинных перетоков Методом «нечетких множеств» проведено прогнозирование возникновения внутрискважинного перетока жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим уровнем

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

публикациях:

1. Патент РФ №2203405, МПК Е 21 В43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Абдулмазитов Р Г, Ганиев Г.Г, Ханнанов Р.Г, Ганиев Б.Г., Хуррямов А М, Мухаметвалеев И М №2002119757/03; заявл. 29 07.2002, опубл 27.04 2003, Бюл Открытия Изобретения -2003 -№ 12 2 Патент РФ №2226605, МПК Е 21 В43/20 Способ разработки заводненных пластов с зональной неоднородной проницаемостью / Хисамов Р.С, Ганиев ГГ., Садреев АМ, Ганиев Б.Г, Нагаев М.Г, Ханнанов РГ, Гильмутдинов НА

№2003114192/03, заявл 14 05 2003; опубл 10 04 2004, Бюл Открытия Изобретения -2004 -№10

3 Хуррямов А М, Ганиев Б Г, Кузнецов В Г, Абдулмазитов Р Г, Абзяппаров А В.. Емельянова Г Г Совершенствование системы разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах Бавлинского месторождения // НТЖ. Георесурсы. - Казань КГУ - 2006. - №3 - С 11-14

4 Тюрин В В, Мухаметвалеев И М, Ганиев Б Г, Подавалов В Б Опыт применения горизонтальной технологии нефтеизвлечения на объектах НГДУ «Бавлынефть»// НТЖ, Георесурсы - Казань КГУ - 2006. - №3. - С 24-27

5 Хисамутдинов НИ, Гильманова РX, Казакова ТГ, Тазиев М М, Кожин В Н, Ганиев Б Г Исследование влияния текущей обводненности коллектора промежуточного слоя с водонефтяными зонами на характеристики вытеснения пласта// НТЖ, Нефтепромысловое дело - М ВНИИОЭНГ - 2006 -№11 -С 12-18

6 Хисамутдинов Н И, Казакова Т Г, Гильманова Р X, Тазиев М М, Кожин В Н, Ганиев Б Г Исследование влияния неоднородности коллектора переходной зоны на характеристики выработанности пласта// НТЖ, Нефтепромысловое дело -М ВНИИОЭНГ - 2006 - №11 -С 18-21

7 Владимиров И В., Владимирова И И, Тазиев М М, Кожин В Н, Ганиев Б Г Исследование влияния вязкости вытесняющего агента на процессы извлечения нефти из неоднородного по проницаемости коллектора// НТЖ, Нефтепромысловое дело -М.ВНИИОЭНГ -2006 -№11 -С 28-33

8 Казакова ТГ, Данилов ЕВ, Тюфякова ОС, Ганиев Б Г Оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием// НТЖ, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений - М ВНИИОЭНГ -2008 -№1 -С 15-19

9 Ганиев Б Г Оценка динамики изменения эффективности ГТМ в процессе разработки Сабанчинского месторождения// НТЖ, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений -М ВНИИОЭНГ -2008 -№1 -С9-12

Лицензия №223 от 01.08 2000 г. Подписано к печати 31.01.2008 г. Формат 60x84/16. Бумага типографская № 1 Компьютерный набор Печать офсетная Уел -печ^п. 136 Тираж 100 экз. Заказ № S3 Отпечатано в типографии ООО «Штайм» Республика Башкортостан, 450005, г Уфа, ул. 8-е марта, 12/1.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ганиев, Булат Галиевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПРИЧИНАХ СНИЖЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

1.1 Физические и геолого-технологические причины формирования застойных зон с запасами нефти.

1.2 Причины снижения эффективности работы скважин на поздней стадии разработки.:.

1.3 Исследование пластов и скважин с целью выявления причин снижения эффективности их выработки.

1.4 Уточнение геологического строения месторождения с целью повышения эффективности и адресности воздействия.

1.5 Геолого-технические мероприятия, направленные на повышение выработки месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

1.5.1 Методы регулирования процесса разработки через действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин.

1.5.2 Геолого-технические мероприятия по вводу ранее недренируемых запасов нефти бурением.

1 1.6 Выводы к разделу 1.

2 УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1 Геологическое строение продуктивных пластов бобриковского горизонта.

2.2 Физико-химическая характеристика нефти.

2.3 Запасы нефти продуктивных пластов Сабанчинского месторождения.

2.3.1 Детализация строения залежей нефти. Методические основы построения карт, h плотности начальных геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти.

2.3.2 Структура геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти' продуктивных пластов бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения.

2.4 Выводы к разделу 2.

3 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗУЕМОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

САБАНЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1 Анализ текущего состояния разработки объекта исследования.

3.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.

3.3 Оценка эффективности эксплуатации и обоснование проведения ГТМ по действующему фонду скважин Сабанчинского месторождения.

3.3.1 Анализ эффективности проведения ГТМ на добывающих скважинах Сабанчинского месторождения.

3.3.2 Анализ эффективности проведения ГТМ на нагнетательных скважинах Сабанчинского месторождения.

3.3.3 Обоснование проведения ГТМ по действующему фонду скважин Сабанчинского месторождения.

3.4 Выводы'к разделу 3.

4 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ В СЛАБО

ВЫРАБАТЫВАЕМЫХ ЗОНАХ.

4.1 Теоретические исследования повышения нефтеотдачи из коллекторов с высокой зональной неоднородностью и вязкой нефтью.

4.2 Математическая модель фильтрации пластовых флюидов в зонально-неоднородном пласте.

4.3 Определение оптимальных условий применения потокоотклоняющих технологий в нагнетательной скважине при разработке зонально-неоднородного пласта.

4.4 Пример расчета оптимальных условий создания вязкой оторочки на базе глинистой суспензии и СПС в нагнетательной скважине № 1726 Сабанчинского месторождения.

4.5 Оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием.

4.6 Технико-экономическая эффективность изоляции обводненного пласта в скважинах с высокой вероятностью возникновения внутриекважинного перетока.

4.7 Выводы к разделу 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Интенсификация выработки слабодренируемых остаточных запасов нефти"

Актуальность. работы. Наиболее важной научно-технической проблемой в области разработки нефтяных месторождений является повышение темпов добычи нефти при наиболее полном извлечении ее из недр. Известно, что при существующих способах освоения и разработки месторождений половина установленных запасов, а по многим месторождениям и значительно больше, остается в недрах. По мнению некоторых исследователей, за весь период разработки нефтяных месторождений мира в недрах оставлено не менее 80 млрд. т нефти. Подсчитано, что повышение нефтеотдачи на старых, уже обустроенных месторождениях страны на один процент равносильно открытию нового крупного месторождения с добычей в несколько миллионов тонн нефти в год.

Большинство месторождений Татарстана находятся в поздней стадии разработки. Эксплуатация нефтяных месторождений в 70-80-е годы, направленная, прежде всего, на достижение максимальной добычи нефти, привела сегодня! к резкому возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов и снижению доли активных запасов нефти. Этому способствовали высокая неоднородность и расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, а также неравномерный охват заводнением в силу значительного различия приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин, как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов. Как известно, коэффициент нефтеотдачи нефтенасыщенных коллекторов категории трудноизвлекаемых составляет не более 20-30 %. В связи с этим полнота выработки остаточных запасов не возможна без существенного совершенствования технологии извлечения остаточных извлекаемых запасов категории трудноизвлекаемых.

Благодаря исследованиям, выполненных в разные годы в таких крупных научно-исследовательских организациях как ГАНГ им. И.М.Губкина (И.М.Муравьев, И.Т.Мищенко, Г.З.Ибрагимов, Н.И.Хисамутдинов, Р.Р.Ибатуллин), во ВНИИнефть (М.Л.Сургучев, Ю;В:Желтов, Г.Г.Вахитов; Г.Е.Малофеев, Э.М.Симкин, ОЛ.Кузнецов), в БашНИПИнефть (МД.Валеев, В.Е.Лозин, Э.М.Тимашев, Э.М.Юлбарисов, Р.Х.Алмаев, А.Ш.Сыртланов,. К.С.Баймухаметов, В.Г.Пантелеев), в ТатНИПИнефть (И.Ф.Глумов, Р.Н.Дияшев, Р.А.Максутов, Р.Х.Муслимов, Р.Т.Фазлыев, Р.Г.Абдулмазитов, А.Ф.Блинов, Р.Б.Хисамов, В.П.Тронов, А.В.Тронов), в УГНТУ (Ю.В.Антипин, М.А.Токарев, Ю.В.Зейгман), в СибНИИНП (Ю.Е Батурин, Р.Я.Кучумов, К.М.Федоров), в НИИнефтеотдача (В.Е.Андреев, Н.Ш.Хайрединов, Ю.А.Котенев), ООО «УфаНИПИнефть» (А.Г.Телин, М.М.Хасанов, А.Р.Латыпов), разработаны теоретические основы множества различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на повышение нефтеотдачи пласта. Ежегодно на месторождениях отрасли обрабатывают более 12 тыс. скважин, за счет чего добывают более 2 млн. т нефти. Однако, несмотря на достигнутые результаты, успешность этих работ остается низкой и составляет в среднем 50 %. Это объясняется тем, что в промысловой практике ГТМ часто проводят без достаточного обоснования применимости методов и учета изменений, происходящих в процессе эксплуатации. Тот или иной способ воздействия на пласт нередко выбирается без учета условий конкретного объекта, а исходя из организационных возможностей: освоенности метода в данном районе, его трудоемкости, сложности процесса, наличия техники, оборудования, материалов и т.д. При этом возможности одних методов недоиспользуют, а другие методы оказываются малоэффективными.

Приоритет в применении тех или иных методов и способов регулирования в определенной степени зависит от стадии разработки нефтяного месторождения [16, 17, 111]. Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки применяются все виды ГТМ, направленные на интенсификацию и стабилизацию добычи нефти, на ограничение попутнодобываемой с нефтью воды, на самое широкое применение методов увеличения нефтеотдачи пластов, на добуривание скважин в слабовырабатываемых, застойных и тупиковых зонах и т.д.

Непрерывный анализ состояния выработки запасов месторождений показывает, что рациональное применение информации об объекте, полученной с помощью гидродинамических и геологических исследований скважин, может значительно повысить эффективность разработки объекта. В большей степени эффективность того или иного воздействия на пласт определяется степенью достоверности выбора участков с соответствующими геологическими и гидродинамическими характеристиками, величиной остаточных запасов.

Повышение эффективности сложившейся системы разработки с помощью комбинации различных механизмов воздействия на продуктивные пласты, направленных на извлечение нефти из областей сосредоточения трудноизвлекаемых запасов, является одним из- перспективных направлений исследований в области разработки нефтяных месторождений.

При решении комплексной задачи повышения эффективности эксплуатации месторождения, находящегося на поздней стадии разработки, актуальным является выделение участков с высокой зональной и послойной неоднородностью с повышенным содержанием остаточных подвижных запасов и выбор технологий, направленных на их оптимальную эксплуатацию.

Цель работы. Обоснование и разработка научно-методических основ выделения участков с повышенными остаточными подвижными запасами нефти и интенсификация их разработки.

Основные задачи исследований.

1. Анализ и оценка состояния информационного обеспечения базы ГИС и ГДИС объекта исследования.

2. Оценка характеристик фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов.

3. Детализация геологического строения и построения карт плотности начальных балансовых, подвижных и извлекаемых запасов нефти.

4. Анализ эффективности реализуемой системы разработки бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения

5. Выделение участков с повышенными остаточными запасами и разукрупнение объекта эксплуатации.

6. Исследование и обоснование эффективности повышения технологии выработки остаточных недренируемых подвижных запасов нефти.

Методы исследований: Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации по, истории разработки Сабанчинского месторождения, использования методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах с применением современных вычислительных методов, обобщение разработанных рекомендаций и проведения промышленных испытаний созданных технологий. Научная новизна выполняемой работы.

1. Проведен анализ статистических данных результатов испытания и внедрения технологий интенсификации притока вязкой нефти с повышенным содержанием парафина и смол в пластовых условиях. Определены наиболее эффективные технологии для интенсификации работы добывающих и регулирования приемистости' и закачки нагнетательных скважин.

2. Решены гидродинамические задачи двухфазной фильтрации в зонально-неоднородном пласте в условиях селективной изоляции заводненных объемов коллектора. На основе численного эксперимента определены оптимальные условия применения потокоотклоняющей технологии. Установлена зависимость коэффициента нефтеотдачи от объема оторочки и обводненности скважин, при которой использована технология.

3. Методом «нечетких множеств» проведено прогнозирование возникновения внутрискважинного перетока жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим уровнем.

4. Исследована технико-экономическая эффективность проведения селективной водоизоляции пластов в скважинах с высокой степенью вероятности внутрискважинного перетока жидкости.

Основные защищаемые положения.

1. Методика анализа результатов внедрения технологии интенсификации притока в добывающих и регулирование приемистости и закачки в нагнетательных скважинах, для повышения эффективности нефтевытеснения высоковязкой нефти.

2. Методика определения геолого-технологических параметров эффективного применения потокоотклоняющих технологий на базе глинистой суспензии и сшитых полимерных систем.

3. Методика прогнозирования внутрискважинного перетока жидкости в скважинах, эксплуатирующих пласты с различным энергетическим состоянием.

4. Методика оценки эффективности применения технологии подавления внутрискважинных перетоков в зависимости от геологических и технологических показателей выбранного участка. ' Практическая ценность и реализация работы.

1. Результаты диссертационной работы используются при формировании геолого-технических мероприятий для Бавлинского, Матросского, Кандызского, Сабанчинского месторождений и Южной площади Ромашкинского месторождения.

2. Внедрение рекомендаций автора с потокоотклоняющими технологиями закачкой оторочек глинистой суспензии и сшитых полимерных систем с изменяющимися параметрами объемов закачки и давления нагнетания в неоднородные водоносные пласты, с остаточной^ нефтенасьпценностью позволило, получить технологический* эффект в объеме 1840 т. нефти с экономическим эффектом^, 140 млн. руб. Эффект от внедрения технологий продолжается.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2004-2007 гг.), научно-технических советах НГДУ «Бавлынефть» (г. Бавлы 2003-2007 г.г.) на республиканской научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (г. Альметьевск, 2006 г.)

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе 7 научных статей, из них 3 - в изданиях, входящих в перечень ВАК, одна опубликована самостоятельно, получено два патента РФ. В рассматриваемых работах автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, табличных приложений и списка литературы из 143 наименований. Работа изложена на 136 страницах, в том числе содержит 5 таблиц, 64 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ганиев, Булат Галиевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведенный анализ разработки пластов C166V3, С16611 Сабанчинского месторождения показывает, что на исследуемом объекте проводится достаточно большой объем работ, направленных на повышение эффективности процесса вытеснения нефти водой. Темпы выработки 'запасов достаточно высоки.

Наиболее эффективными являются мероприятия, проведенные в скважинах, нагнетательного фонда, направленные на перераспределение фильтрационных потоков и. увеличение охвата заводнением слабо вырабатываемых зон. Среди работ, проводимых на добывающих скважинах, наиболее эффективными являются комплексные методы стимуляции работы скважин.

2. Реализуемые в настоящее время на месторождении водоизолирующие и потокоотклоняющие технологии, несмотря на упомянутый эффект их применения, не достаточно действенны. Анализ геолого-технологических особенностей Сабанчинского месторождения указывает на необходимость разработки более четких критериев выбора объектов для внедрения той или иной технологии, в частности, для скважин, эксплуатирующих пласты с высокой зональной и послойной неоднородностью.

3. Решены гидродинамические задачи двухфазной фильтрации в зонально-неоднородном пласте в условиях селективной изоляции заводненных объемов коллектора. На основе численных экспериментов определены оптимальные условия применения* потокоотклоняющих технологий. Установлена зависимость коэффициента нефтеотдачи от объема оторочки и обводненности скважин, при которой использована технология.

• Установлено, что применение потокоотклоняющих технологий в скважинах при обводненности в высокопроницаемом пласте менее 80% эффективность от ГТМ снижается.

• Определены две области оптимального объема закачки вязкоупругих составов: I — от 750 до 1300 м3, II - от 1300 до 2200 м3. Такое разделение объясняется тем, что для первого варианта обеспечивается кратковременный эффект повышения КИН. По мере продвижения оторочки по высокопроницаемой обводненной зоне она дробится на отдельные зоны из-за неоднородности коллектора по проницаемости со снижением первоначальной вязкости, и эффективность КИН падает. Поэтому количество оторочек последовательно может увеличиваться до стабилизации прироста дебита (или его частичного снижения) реагирующих добывающих скважин.

4. В скважинах с высокой послойной неоднородностью, эксплуатирующих несколько пластов высока вероятн<эсть возникновения внутрискважинных перетоков. Методом «нечетких множеств» проведено прогнозирование возникновения внутрискважинного перетока жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным' энергетическим уровнем.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ганиев, Булат Галиевич, Уфа

1. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976. - 216 с.

2. Алмаев Р.Х. и др. Влияние минерализации воды на реологические свойства раствора полиакриламида // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 10. - С. 41-42.

3. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994 - 308 с.

4. Амирханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 48 с.

5. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Нугайбеков и др. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах: Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997.-137 с.

6. Ахметов Н.Г. Уточнение геологического строения и подсчет запасов нефти Сабанчинского месторождения ТАССР. ТатНИПИнефть. Бугульма, 1980.

7. Ахметов Н.З., Фадеев В.Г., Салихов М.М. и др. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны добывающих скважин во времени по Восточно-Сулеевской площади // Нефтепромысловое дело. 2003. - № 12. - С. 31-35.

8. Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М. и др. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу //Нефтяное хозяйство-2001. -№8 С. 41-43.

9. Бабалян Г.А. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. — М.: Недра, 1983. — 216 с.

10. Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев В.Г. и др. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1976. — 143 с.

11. Бадьянов В.А. Методика корреляции продуктивных пластов в условиях значительной фациальной изменчивости // НТС ВНИИ. Сер.Добыча. № 24. - 1964.

12. Бадьянов В.А., Порман Ю.С. Об оптимальном расчленении и корреляции горизонта Д1 Ромашкинского месторождения // Тр. ТатНИПИнефть.-Вып.10.-Л.:Недра. 1967.

13. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Карпова Т.И. Исследование эффективности методов регулирования процесса разработки / НТС по добыче нефти. ВНИИ! 1971. - Вып. 40.-С. 160-170.

14. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978.-С.197.

15. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш и др. Геологическое строение и разработка Туймазинского месторождения. Уфа: Китап, 1993.-280 с.

16. Баренблагг Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 208 с.

17. Березин В.М., Гизатуллина В.В., Шутихин В.И. и» др. Остаточная, нефтенасьпценность продуктивных песчаников девона // Нефтяное хозяйство. — 1982. -№ 6. С.34-37.

18. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановивщихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости // Труды ВНИИ, Гостоптехиздат, 1959. Вып. XIX.

19. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М. Недра, 1964. -154 с.

20. Бородин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного * воздействия для увеличения нефтеизвлечения // Нефтяное хозяйство-1990. №7 — С.27-29.

21. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. -М.: Недра, 1984. 269 с.

22. Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х., Хамадеев Ф.М. и др. Повышение нефтеотдачи пластов. Казань: Таткнигоиздат, 1978. - 120 с.

23. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. — М.: Недра, 1996.-382с.

24. Буторин О.И, Владимиров И.В., Файзуллин И.Н. и др. Анализ эффективности ОПЗ, проводимых в добывающих скважинах горизонта Д1 Абдрахмановской площади с целью стимулирования работы продуктивных пластов // Нефтепромысловое дело. — 2002.-№7.-С. 18-20.

25. Валиханов А.В., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х. и др. Разработка-малопродуктивных коллекторов. Казань: Таткнигоиздат, 1972. - 92 с.

26. Васильевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М.: Недра, 1973. - 342 с.

27. Вахитов Г.Г., Кузнецов O.JL, Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М.: Недра, 1978. - 216 с.

28. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ВНИИОЭНГ, 2004. — 216 с.

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

30. Владимиров И.В., Каюмов М.Ш. Причины снижения дебита добывающей скважины, вскрывшей многопластовую систему коллекторов // Нефтепромысловое дело. -2002. -№ 3. С. 8-14.

31. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997. - С. 73-80.

32. Ганиев Б.Г. Оценка динамики изменения эффективности ГТМ в процессе разработки Сабанчинского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2008. - №1. - С. 9-12.

33. Гилязов P.M. Бурение нефтяных и газовых скважин с боковыми стволами. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. 255 с.39.