Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Интенсификация выработки запасов нефти из низкоомных карбонатных коллекторов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Интенсификация выработки запасов нефти из низкоомных карбонатных коллекторов"

УДК 622.276.76

На правах рукописи

Егоров Андрей Федорович

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НИЗКООМНЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 2 НОЯ 2012

Уфа 2012

005055629

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

Научный руководитель

- кандидат технических наук Сарваретдинов Рашит Гасымович

Официальные оппоненты: - Карамышев Виктор Григорьевич,

доктор технических наук, профессор, ГУП «ИПТЭР», главный специалист по патентной и изобретательской работе

- Сагитов Дамир Камбирович,

кандидат технических наук, ООО Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология», старший научный сотрудник

Ведущая организация

- Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

Защита состоится ноября 2012 г. в (] часов

на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 26 октября 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Большинство месторождений Урало-Поволжья эксплуатируются в течение длительного времени и характеризуются высокой выработанно-стью запасов, снижением дебитов нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. В связи с этим увеличивается доля трудноизвле-каемых запасов нефти, сосредоточенных в сложнопостроенных карбонатных коллекторах. Применение традиционных технологий разработки для таких месторождений снижает эффективность выработки такой категории запасов, увеличивая долю трудно извлекаемых даже на начальном этапе разработки.

Исследования, выполненные в последние годы по поиску дополнительных источников сырья, меняют устоявшиеся представления о строении коллекторов. Так, например, карбонатные пласты, выделенные как низкоомные, но слабо нефтенасыщенные с анизотропией по фильтраци-онно-емкостным свойствам коллектора, ранее практически не учитывались в подсчёте запасов и проектных работах. Однако в настоящее время они начинают приобретать практическую значимость как требующие дальнейших исследований на нефтенасыщенность.

В Урало-Поволжском регионе, например, залежи нефти верхнетур-нейского подъяруса — после залежей терригенного девона - занимают значительное место по запасам нефти и первое среди возвратных объектов разработки. Однако ввиду незначительного числа исследований, посвященных изучению геологического строения и проблемам ввода в разработку нефтенасыщенных низкоомных карбонатных коллекторов, должного внимания не уделялось, хотя отдельные случаи вскрытия таких коллекторов указывали на наличие нефтенасыщенности.

К одним из основных объектов месторождений Татарстана, подлежащих дальнейшему изучению, следует отнести пласты верхнетурней-ского подъяруса (кизеловский и черепетский). Нефтенасыщенные коллекторы с низким сопротивлением (НС) в верхнетурнейском подъярусе при подсчёте запасов традиционно интерпретировались как водонасы-щенные. Вместе с тем, новые геофизические исследования (С/О каротаж), результаты опробования этих низкоомных пластов, опыт практической разработки доказывают перспективность дальнейшего изучения и ввода запасов нефти из низкоомных коллекторов. Представленная работа направлена на изучение данной проблемы, она востребована и актуальность её очевидна.

Цель работы - уточнение геологического строения низкоомных коллекторов верхнетурнейского яруса Алексеевского месторождения на нефтенасыщенность, поиск и научное обоснование ввода запасов нефти путем использования комплексных технологий интенсификации притока нефти.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ существующих представлений о низкоомных нефтена-сыщенных карбонатных коллекторах, изучение особенностей разработки таких залежей;

2. Определение причин низких сопротивлений в нефтенасыщен-ных коллекторах;

3. Определение по данным анализа керна и геофизических исследований скважин (ГИС) нижнего граничного значения сопротивления этих пород;

4. Исследование зависимости эффективности выработки запасов нефти из низкоомных коллекторов от геолого-физических параметров пластов;

5. Разработка технологии интенсификации отбора нефти из низкоомных коллекторов комплексного действия на нефтенасыщенный коллектор.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на изучении геолого-геофизической базы данных о строении низкоомных коллекторов нефти, анализе состояния разработки выбранного объекта, результатах промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации при помощи математического моделирования многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний различных технологий разработки низкоомных нефтенасыщенных коллекторов.

Научная новизна результатов работы

1. В результате экспериментальных исследований состава нефти, проведения многовариантных геофизических и гидродинамических исследований скважин в пробуренном фонде установлено, что в низкоомных коллекторах, подмоченных водой, существуют значительные запасы нефти, распределенные по объему и разделенные на отдельные пропласт-ки, не учитываемые ранее как нефтенасыщенные.

2. Теоретически исследован процесс первичного накопления и вторичного нефтенасыщения трещиноватого коллектора в процессе разработки примыкающих низкоомных коллекторов к ранее нефтенасыщен-ным за счет образованной трещинной системы в вертикальном направлении и перетоков нефти в водонасыщенный коллектор.

3. Разработана и апробирована методика определения направления трещиноватости коллектора путем возбуждения сейсмических волн от источника возбуждения, расположенного на удалении от скважин под различными азимутальными углами, и по отношению амплитуд в эллипсе определяют направление и коэффициент анизотропии пласта.

4. Ввод запасов нефти из низкоомных коллекторов в разработку необходимо осуществлять путем первичного вскрытия пласта перфора-

цией с дальнейшей интенсификацией притока нефти за счет применения технологий комплексного действия, например обработкой интервала перфорации растворителями или кислотными составами, или созданием упругих колебаний ультразвуковой частоты, или спуском дренажно-депрессионного спаренного штангового насоса, выбор которых определяется характеристикой объекта (патенты РФ № 2304698, 2296215, 2296217, 2261986, 2206725).

На защиту выносятся:

1. Научно обоснованная стратегия выработки низкоомных нефте-насыщенных карбонатных коллекторов верхнетурнейского подъяруса Алексеевского месторождения, состоящая из методов выделения составных частей сигналов ГИС по содержанию пирита и исследования состава нефтей из низкоомных коллекторов;

2. Методика теоретических исследований перетока нефти по трещинной системе;

3. Методика определения направления трещин и анизотропии коллектора;

4. Комбинированные технологии интенсификации притока нефти из низкоомных коллекторов.

Практическая ценность результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на залежах нефти пласта с НС Алексеевского месторождения.

2. Внедрение комплекса мероприятий, включающих работы по выделению низкоомных нефтенасыщенных коллекторов и оптимальному размещению новых скважин, позволило дополнительно получить 2970 тыс. т нефти с экономическим эффектом в 3.736 млн руб.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах, проведенных в ОАО «Татнефть», ООО «ТатНИПИнефть» (г. Бугульма, 2009 г.), ООО НПФ «Востокнефте-газтехнология» (г. Уфа, 2005-20011 гг.), научно-технических советах ЗАО «АЛОЙЛ» (г. Бавлы, 2005-2011 гг.), (ГОУ ВПО «Казанский государственный университет им. В.И. Ульянова-Ленина» (г. Казань, 2006 г.).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 20 научных трудах, в том числе в 3 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 9 патентов РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка и решение задач, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 109 наименований.

Работа изложена на 108 страницах машинописного текста, содержит 3 таблицы, 48 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам ООО НПФ «Востокнефтегазтехнология», директору ЗАО «Алойл» д.т.н. Вафину Р.В. и к.г.-м.н. Морозову В.П. (ГОУ ВПО «Казанский государственный университет им. В.И. Ульянова-Ленина») за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе представлено состояние исследовательности и опыта разработки нефтенасыщенных карбонатных коллекторов. Показано, что наличие нефтенасыщения в карбонатных коллекторах имеет значительное распространение по всему миру, что и определяет общие запасы углеводородов, которые составляют свыше 40 % мировых запасов, в основном отнесенных к категории трудноизвлекаемых. Запасы нефти такой категории в общем балансе по Российской Федерации достигают около 60 %, а в Татарстане - остаточные запасы от всего объема около 80 %. Если учесть, что за весь период разработки нефтяных месторождений в Татарстане с основных высокопродуктивных коллекторов уже отобрано 93 % активных и 45.4 % трудноизвлекаемых запасов нефти, то наибольшую перспективу в дальнейшем имеют запасы в карбонатных коллекторах. Надо отметить, что карбонатные нефтенасыщенные отложения по Татарии выработаны всего лишь на 13.7 %. Так, по прогнозам Муслимова Р.Х., Тахаутдинова Ш.Ф., Хисамова P.C., Ибатуллина P.P., в 2015 г. добыча нефти из карбонатных отложений может достигнуть около 65 % от всей годовой добычи.

Перспектива добычи нефти из карбонатных отложений растет и в мировой практике, которая постоянно возрастает и может составить около 60 % мировой добычи. Надо отметить, что нефтяные месторождения и залежи нефти, приуроченные к карбонатным отложениям, распространены практически во всех крупных нефтегазодобывающих провинциях мира. Об этом свидетельствуют результаты исследований и публикаций, выполненных как специалистами России - Ашировым К.Б., Амелиным И.Д., Давыдовым A.B., Лебединец Н.П., Викториным В.П., Сафроновым С.В., Султановым С.А., Хайрединовым Н.Ш., так и Болгарии - Минчевой Р., Павловым К.; Венгрии - Шимоном Ш, Куном Т.; Польши - Балик Я., Скальба В., Шурлеем Я.; Югославии - Живковичем Д., Каповичем П.

Карбонаты характеризуются структурой пустотного пространства, определяемые по геометрическим критериям, разделенным на 3 группы: пористость (межзерновая пористость), кавернозность (межагрегативная пористость) и трещиноватость. Причем первые две характеризуют пусто-

стность матрицы, где сосредотачивается основная масса углеводородов, а трещинная система как имеющая высокую проницаемость позволяет извлекать повышенные объемы нефти. Изучением строения нефтенасы-щенных коллекторов занимались Багринцева К.И., Белоновская Л.Г., Бу-лач М.Х., Гмид Л.П., Киркинская В.Н., Смехов Е.М. и ряд других.

Отмечено, что проницаемость трещинно-поровых карбонатных коллекторов подразделяется на два вида: гранулометрическую, или поро-вую, обусловленную сообщением пор карбонатных пород; и трещинную, связанную с наличием трещин различных размеров, их раскрытостью, направлением и степенью заполнения флюидами. Характер распределения как поровой, так и трещинной проницаемости случаен.

Применительно к объекту исследования карбонатные коллекторы в верхнетурнейских залежах представляют сочетание двух пластов: верхний - с высоким сопротивлением (ВС) и нижний - с низким сопротивлением. Как правило, коллекторы с высоким сопротивлением имеют соответственно высокую проницаемость коллектора и повышенное нефтесо-держание, а пласты с низким сопротивлением в промысловых условиях геофизическими методами изучения нефтенасыщенности интерпретируются как водонасыщенные. Однако многочисленными исследованиями автора и работников ТатНИПИнефть отмечено наличие нефтенасыщения и в низкоомных карбонатных коллекторах, отнесенных также к третьей группе. На наш взгляд, это происходит потому, что в низкоомных коллекторах водная фаза в основном распределена в матрице, а нефть - в трещинах, поэтому геофизические приборы отбивают низкое сопротивление в матрице и пласте. На базе этих измерений эти коллекторы интерпретируют как водонасыщенные, поэтому этот факт требует достаточно глубокого изучения и обоснования.

Во второй главе проведена оценка степени изученности объекта исследования, в частности дана характеристика объекта исследования.

В качестве объекта исследования нами было принято Алексеевское месторождение, которое состоит из трёх разобщенных между собой поднятий - Алексеевского, Фоминовского и Подгорного.

На месторождении, согласно базе координат, пробурено со вскрытием нижнего карбона 230 скважин, из них на поднятиях: Фоминовском -33 скважины, Подгорном - 69, Алексеевском - 128.

Геологическое строение месторождения изучалось по мере пополнения данных о бурении новых скважин и данных сейсмических исследований.

По новым скважинам (6063, 6064, 6086, 6091, 6092, 6093, 6097, 6098, 6119, 6325, 6327, 6332, 6337, 6340, 6341, 6344, 976, 63666), пробуренным после подсчета запасов в 2006 г., были уточнены следующие показатели:

- геологические координаты устьев и забоев скважин;

- база по перфорации;

- Ы-файлы (оцифрованные каротажные диаграммы);

- данные инклинометрии;

- результаты интерпретации в формате АСОИ ГИС.

Ревизия оцифрованной и интерпретированной базы геофизических исследований скважин показала, что ГИС и их интерпретация представлены в неполном объеме и качество не во всех скважинах удовлетворительное, поэтому база ГИС была заполнена и переработана, что позволило получить корреляционную связь между проницаемостью и пористостью в виде:

Кпр=0.00062-Кпл3.347 — для кизеловского горизонта, (1)

Кпр=0.00219-Кпл2.539 - для черепетского горизонта (2)

с построением корреляционных разрезов верхнетурнейского подъяруса Алексеевского месторождения.

Изучено влияние литологии на сопротивление нефтенасыщенных карбонатных коллекторов в переходной зоне и проведена оценка нефте-насыщенности коллекторов.

Как было показано выше, насыщение нефти в коллекторах с низким сопротивлением требует более детального изучения и обоснования. Отметим, что при длительной разработке нефтяных месторождений нередко возникает проблема несоответствия начальных извлекаемых запасов нефти и накопленной добычи. В некоторых случаях это связано с не совсем достоверным определением характера начального насыщения коллекторов, особенно в залежах нефти со сложным геологическим строением, где для детализации геологического строения и уточнения начальных извлекаемых запасов кроме стандартных методов геофизических исследований скважин требуются другие, более современные исследования ГИС, с учетом гидродинамических исследований скважин (ГДИС), а также анализа результатов исследования керна.

На практике при интерпретации ГИС выделение нефтенасыщенных и водонасыщенных прослоев проводят в соответствии с критическими значениями удельного электрического сопротивления (УЭС) пластов. В то же время встречаются случаи, когда из прослоев, отнесенных по УЭС и по ГИС к водонасыщенным, добывается нефть. Например, это имеет место в залежах нефти кизеловского и черепетского ярусов верхнетурнейского подъяруса Алексеевского месторождения Татарии. Такое явление встречается и на Султангулово-Заглядинском месторождении Оренбургской области, представленном известняками с различными уровнями водонефтяного контакта (ВНК) в разрезах скважин, фрагмент разреза которого приведен на рисунке 1.

При интерпретации ГИС коллекторы пласта Т1 верхнетурнейского подъяруса по характеру насыщения были разделены на три части по вертикали (рисунок 1):

• верхняя часть, которая отличается повышенными значениями УЭС нефтенасыщенных коллекторов (коллекторы с высоким сопротивлением - ВС);

Рисунок 1 - Фрагмент разреза турнейского яруса с высокоомными и низкоомными коллекторами Алексеевского месторождения

• выделяющаяся ниже переходная зона, для которой характерны значительно более низкие значения, сопоставимые с сопротивлением во-донасыщенных пластов (НС - низкоомные коллекторы);

• нижняя часть, состоящая из водонасыщенных известняков.

Исследуем причины несоответствия данных интерпретации ГИС и

результатов опробования. Для этого рассмотрим разрез скважин в верх-нетурнейском ярусе, где пласт Т1 разделён по вертикали на три участка и состоит из коллекторов ВС, НС и чисто водонасыщенных (В).

Для сопоставления участков между собой были введена следующие коэффициенты степени отличия сопротивлений:

• коэффициент Пь численное значение которого позволяет оценить отношение сопротивлений нефтенасыщенных прослоев ВС и НС

п1=£вс;0м.м; (3)

Рнс

• коэффициент п2 - отношение сопротивлений НС и водонасы-щенного прослоев

п2 =£^,Ом-м. (4)

Рв

Коэффициенты П1 и п2 по ряду скважин Султангулово-Заглядинского (как сходного по геологическому строению) и Алексеев-ского месторождений приведены в таблице 1.

Сопоставление коэффициентов отличия сопротивлений гп и пг на примере скважин Алексеевского месторождения показывает, что можно выделить, в основном, следующие группы скважин.

Группа 1. Характеризуется относительно невысоким превышением УЭС нефтенасыщенных коллекторов, даже на участке ВС, над водо-насыщенными. Коэффициент П1 не превышает значения 4.0 при среднем значении около 2.5. Коэффициент п2 - не выше 2.5, составляя в среднем 1.5, т.е., в основном, УЭС участка НС сопоставимо с сопротивлением водонасыщенных коллекторов.

Группа 2. Значения коэффициента п, такие же, как и в группе 1. В то же время коэффициент п2 превышает значение 3.0, что вызвано, в основном, низкими значениями УЭС водонасыщенных пластов.

Группа 3. В этой группе значения коэффициента п2 соответствуют группе 1, а коэффициент п, превышает значение 4.0 по причине больших значений сопротивления в нефтенасыщенных коллекторах ВС.

Группа 4 - промежуточная группа. Коэффициент п, изменяется от 2.5 до 3.5...4.0 при среднем значении 3.3. Значения коэффициента п2 находятся в пределах 2.5.. .3.5 при среднем 2.8.

Рассматривая скважину № 6062 (коэффициенты отличия сопротивлений П] = 2.33, п2= 0.76) и соседние скважины № 6093 (п, = 1.90) и № 6104 (п, = 2.14, п2= 1.03), можно прийти к выводу, что они относятся к группе 1.

В соответствии с анализом данных таблицы 1 можно прийти к выводу, что начальные извлекаемые запасы должны быть больше, чем под-

считанные, а снижение УЭС в коллекторах НС в переходной зоне связано не с понижением содержания углеводородов во флюиде, а с литологиче-скими особенностями пласта.

Таблица 1 - Коэффициенты степени отличия сопротивлений П| и п2

№ скважины Характер сопротивления УЭС, Ом-м "1 "2 Группа СКВ.

Алексеевское месторождение

ВС 28.4

6062 НС 12.2 2.33 0.76 1

В 16.0

ВС 37.4

6093 НС 19.7 1.90

В

ВС 20.5

6104 НС 9.6 2.14 1.03 1

В 9.3

ВС 79.0

117 НС 25.1 3.15 1.85 1

В 13.6

ВС 161.2

360 НС 61.0 2.64

В

ВС 137.1

381 НС 30.8 4.45 0.61 3

В 50.1

ВС 88.5

382 НС 42.3 2.09

в

ВС 78.7

381 НС 58.2 1.35 1.50 1

в 38.9

ВС 102.6

394 НС 37.4 2.74 5.12 2

в 7.3

Султангулово-Заглядинское месторождение

ВС 712.8

511 НС 62.8 11.35 0.61

в 103.6

ВС 256.3

416 НС 144.0 1.78 5.20

в 27.7

Очевидно, в данном случае основной причиной, вызывающей уменьшение УЭС в нефтенасыщенных коллекторах, является присутствие в них минералов-полупроводников (сульфидов (пирита), окислов титана (лейкоксена) и гидроокислов железа). Из литературы известно, что пиритизация и деградация гидрослюд приводит к резкому снижению электрического сопротивления нефтенасыщенного пласта. Установлено, что с

увеличением концентрации электропроводящих минералов уменьшается удельное электрическое сопротивление, увеличивается значение потенциалов вызванной поляризации и объемной плотности. В связи с этим необходимо учитывать включения электропроводящих минералов, иначе искажаются результаты электрометрии, что приводит к ошибочной оценке характера насыщения флюидами порового пространства. Доказательством вышесказанного является минерало-литологический анализ керна скважины № 6750 Алексеевского месторождения, где в разрезе скважин верхне-турнейского яруса выделяются нефтенасыщенные коллекторы с НС.

Данные анализа керна показывают, что окремнение известняков на границе кизеловского и черепетского горизонтов проявляется в полном замещении исходных пород вторичным халцедоном (8Ю2). Вторичный халцедон образует резкие границы с вмещающими известняками. Халцедон является электропроводящим минералом, и его присутствие влияет на показания методов сопротивления.

Наиболее эффективными геофизическими методами для обнаружения электропроводящих (тяжелых) минералов в составе однородных нефтенасыщенных коллекторов являются акустический и гамма-гамма-каротаж по плотности. Эти методы позволяют успешно устанавливать присутствие электропроводящих минералов в толщах, не содержащих большие концентрации углистого материала, но эти методы в комплексе ГИС часто отсутствуют, а минерало-литологический анализ керна проводится в редких скважинах.

При отсутствии вышеуказанных методов ГИС и анализа керна рекомендовано использовать введение коэффициентов отличия сопротивлений щип2и анализ принадлежности к группам пробуренных скважин, что позволяет уточнить отнесение пород к нефтенасыщенным коллекторам, как было сделано на примере скважин Алексеевского месторождения.

Приведены данные исследования нефтенасыщенных коллекторов высокого и низкого сопротивления по результатам изучения керна.

Из такого подробного анализа характеристик коллекторов по керну можно заключить, что пласты ВС и НС Алексеевского месторождения имеют сходный литолого-минералогический состав, данные ГИС по НС и ВС, которые могут интерпретироваться по единым зависимостям, поэтому предлагается использовать полученные зависимости по «родному» месторождению для составления проектных документов в пластах с НС и ВС.

Аналогичные сходные признаки, например связи между пористостью и проницаемостью, были получены по месторождениям Самарской области и Татарии.

На основе полученных зависимостей уточнены алгоритмы расчета проницаемости и нефтенасыщенности пластов низкого и высокого сопротивления (НС и ВС) (рисунки 2, 3). Проведено сопоставление параметров по керну и ГИС в интервалах отбора керна. По сравнению с ранее принятыми зависимостями, уточнены алгоритмы, существенно повысив оценку

нефтенасыщенности в пластах НС, которые показывают наличие в них нефтнасыщенных коллекторов и лучше согласуются с данными керна.

Однако в ряде скважин при наличии промышленного притока нефти из пласта НС ни по данным ГИС, ни по данным керна наличие нефте-насыщенного коллектора не зафиксировано. В этом случае напрашивается предположение о ведущей роли трещиноватости, и необходимо провести специальные геофизические, гидродинамические и теоретические исследования по изучению трещиноватости коллекторов.

пористость, %

Рисунок 2 — Статистическая зависимость параметра пористости от пористости для Алексеевского месторождения

остаточная водонасыщенность, %

Рисунок 3 - Зависимость параметра насыщения от остаточной

водонасыщенности для Алексеевского месторождения

В третьей главе рассмотрена роль системы трещин в формировании притока нефти из низкоомных коллекторов, для этого вначале проведены теоретические исследования вероятности нефтенасыщения низкоомных коллекторов.

Отмечено, что низкоомные коллекторы во многом сходны с высо-коомными нефтенасыщенными коллекторами, включая и показатель гид-рофильности породы. При этом, как показали исследования, низкоомные коллекторы обладают более низкими пористостью и проницаемостью.

Промысловые испытания на приток нефти из данного вида коллекторов показали, что пласты дают промышленный уровень притока, зачастую с нулевой начальной обводненностью, и при этом в ряде скважин ни по данным ГИС, ни по данным керна наличие нефтенасыщенного коллектора не определено.

Сопоставляя данные факты и помня о том, что пласты турнейского яруса относятся к трещиноватым коллекторам, можно сделать предположение, что в формировании промышленного притока из низкоомных коллекторов основную роль играет система трещин. При этом нефтена-сыщенной является только трещинная система, а пористая матрица содержит воду. Это предположение не противоречит ни одному известному факту. Действительно, лабораторные исследования керна указывают на водонасыщение породы. Геофизические исследования также показывают повышенное содержание воды в пласте. В коллекторах данного типа основным транспортным каналом является система трещин, при этом суммарный вклад в общую пустотность коллектора у трещин мал. Порода матрицы является гидрофильной, т.е. плохо «отдает» воду. Поэтому наблюдаемый в промысловых условиях приток нефти из низкоомных коллекторов более вероятно связан только с нефтенасыщением трещинной системы пласта.

Ввиду высокой проницаемости трещин и их субвертикальной ориентации можно предположить, что замещение воды нефтью первоначально происходит в системе трещин, состоящих из водонасыщенных пористых блоков, разделенных нефтенасыщенными трещинами. Для проникновения нефти в пористый блок матрицы необходимо, чтобы давление в нефтяной фазе было больше, чем в водной.

Необходимое условие для нефтенасыщения пористого блока высотой Ь имеет вид:

ДР = (рв-рн)8Ь-Ркап>0, (5)

где рв, рн, — плотности соответственно воды и нефти; g — ускорение свободного падения; Ркап - капиллярное давление (для гидрофильных коллекторов положительное, для гидрофобных — отрицательное). Для гидрофобных коллекторов данное условие выполняется всегда. Для гидрофильных - зависит от величины капиллярного давления на границе «трещина — пористый блок». С другой стороны, необходимо помнить, что нефть является вязкопластичной жидкостью и ее течение в пористой

среде, особенно в низкопроницаемой, имеет в общем случае неньютоновский характер.

Тогда условие (5) с учетом неньютоновского характера течения нефти примет вид:

^ = (6)

где УРШ,„„ - градиент динамического давления сдвига (ГДДС). Известно, что ГДДС возрастает с уменьшением проницаемости пористой среды и зависит от предельного напряжения сдвига жидкости, основываясь на исследованиях А.Х. Мирзаджанзаде. Эти величины связаны друг с другом соотношением:

VPcдвиra=Cт0K-0•^ (7)

где С - постоянная, имеющая порядок 10"2; г0 - предельное напряжение сдвига; К — проницаемость среды.

С учетом (7) выражение (6) примет вид:

(Рв-Р„)8-^->СХ„К-05. (8)

Капиллярное давление связано с радиусом капилляра г соотношением:

2ссоз9

(9)

г

где а — коэффициент межфазного натяжения; 9 — краевой угол смачивания.

Уравнение Козени для идеального грунта, связывающее величины проницаемости и характерного радиуса капилляров, имеет вид:

К = ——т, (Ю)

4БТ '

где К - абсолютная проницаемость; ш - открытая пористость; Т - электрическая извилистость; г - радиус поровых каналов; Б - коэффициент, отражающий форму порового сечения канала изменяющийся в небольшом диапазоне и равный 2.0 для круга, 2.5 - для эллипса.

Выражая радиус капилляра через проницаемость и подставляя выражения (9) и (10) в (8), получим условие для проницаемости матричного блока, при котором будет происходить его насыщение нефтью;

л/пг-особЭ

К>

ЬТл/Г)

(Р,-Рн)8

(П)

Численные исследования на модели пласта формулы (11) полностью подтвердили гипотезу о том, что переток нефти и его миграция могут происходить только по трещинам.

В результате численных исследований получено, что показатели разработки трещинной и поровой систем в основном схожи, что говорит

о решающей роли системы трещин в формировании технологических показателей работы скважины.

Представленная выше модель нефтенасыщения низкоомных коллекторов продемонстрировала свою жизнеспособность тем, что она не противоречит ни одному из известных фактов. Получение промышленного притока нефти из такого рода пластов связано или с нефтенасыщением трещинной системы коллектора, или с возможными перетоками нефти из вышележащих нефтенасыщенных пластов по системе трещин.

Далее приведены данные исследования процессов вторичного нефтенасыщения трещиноватых коллекторов в процессе разработки.

В соответствии с вышеизложенным (глава 3.1), о решающей роли трещиноватости пласта в возникновении притока нефти из водонасы-щенного пласта с низким сопротивлением указывает его перспективность возможного накопления углеводородов в примыкающих пластах. В связи с этим были достаточно скрупулезно изучены основные сведения о коллекторах карбонатного типа (порового, трещинно-порового, трещинного типов) по опубликованным работам, касающимся определения характеристик карбонатных коллекторов Урало-Поволжья, что определило постановку задачи исследования. В частности, рассмотрены гидродинамические задачи, связанные с исследованиями изменения полей нефтена-сыщенности и технологических показателей разработки коллекторов с двойной пористостью с учетом образованной системы.

Исследования керна и численное исследование изменения технологических показателей разработки коллектора с двойной пористостью также указывают на его низкое нефтесодержание. Однако опробование пласта (которое является решающим в определении характера нефтенасыщения) показывает наличие притока нефти (с разным содержанием воды, что зависит от конкретного случая). В этом случае возможно возникновение ошибки в установлении характера нефтенасыщения опробуемого пласта.

Второй момент, на котором необходимо заострить внимание, это перетоки нефти в водоносный пласт, что приводит к вторичному нефте-насыщению коллектора и к техногенному формированию нефтенасыщенных областей коллектора. Очевидно, что эти процессы происходят повсеместно, поэтому исследования в данном направлении являются крайне актуальными, предполагая, что первичное накопление в низкоомных коллекторах определенного количества углеводородов все же существовало. Но они были незначительны, почему и не были обнаружены методами ГИС. Отметим, что сегодня низкоомные коллекторы дают стабильный приток нефти.

Далее разработана методика определения направления трещиноватости и анизотропии карбонатного коллектора с возбуждением сейсмических волн (патент РФ № 2206725).

Вначале исследовано состояние изученности проблемы. Даны научно-методические основы метода, суть которого состоит в том, что в

анизотропной среде в трещиноватых коллекторах возбуждают сейсмические волны по методу непродольного вертикального сейсмического профилирования (НВСП), и по изменению расположения пикеров волн и азимутальных углов изучают изменения отношения осредненной амплитуды отраженной PS-волны к осредненной амплитуде Р-волны (PS/P волн) (рисунок 4).

Р-волна PS — волна

Рисунок 4 - Волновое поле прямой Р-волны и отраженной РБ-волны (скв. № 404, ПВ-2, Алексеевское месторождение)

Вследствие того что угол падения Р-волны и угол отражения РБ-волны разные, радиус исследований несколько сокращается. Интенсивность отраженной РБ-волны, вычисленная таким образом для каждого пикета взрыва (ПВ), откладывается в виде векторов на схему наблюдений по разным азимутам к пикетам взрывов. Эллипс, огибающий эти векторы, характеризует направление доминирующей трещиноватости и коэффициент анизотропии. Направление, перпендикулярное к большой оси эллипса, указывает на доминирующее направление трещиноватости, а отношение большой оси к малой оси - коэффициент анизотропии.

По результатам проведенных исследований строят карту направления трещиноватости и коэффициента анизотропии карбонатного коллектора (рисунок 5), которую как наиболее важный документ используют при составлении комбинированных геолого-технических мероприятий и регулированию систем заводнения.

Установлено, что на формирование промышленного притока нефти из низкоомных нефтенасыщенных карбонатных коллекторов определяющее влияние оказывает наличие системы трещин. При этом нефтена-сыщенной является трещинная система, а пористая матрица по показателям ГИС содержит воду.

Условные обозначения:

° номер скважины,

. Доминирующее направ-1- 4 ление трещиноватости,

Коэффициент анизотропии

Рисунок 5 - Карта районирования залежи на блоки (блок І, II, III с направлением трещиноватости и анизотропией коллектора)

Численными исследованиями на модели карбонатного пласта с трещинной системой (двойной пористостью) установлено, что при вскрытии нефтенасыщенного пласта в призабойной зоне образуются разделы между нефтью и водой (водяные конусы) как в трещинной системе, так и матрице с возрастанием по мере отбора нефти объема воды в трещинной системе, затем происходит переток нефти в водоносный пласт и вторичное нефтенасыщение.

Предложена новая методика определения направления трещинова-тости и коэффициента анизотропии карбонатного коллектора, основанная на возбуждении сейсмической волны от источника по численным значениям отношения отраженной волны к продольной сейсмической волне (PS/P волн), возбуждаемых под разными азимутальными углами. В результате их обработки находят коэффициент анизотропии и направление трещиноватости коллектора.

В четвертой главе описаны создание и испытание эффективных технологий отбора нефти из низкоомных нефтенасыщенных коллекторов.

В соответствии с результатами теоретических исследований и созданной методикой изучения трещиноватости карбонатных коллекторов в работе решались следующие вопросы эффективного освоения запасов нефти из низкоомных нефтенасыщенных коллекторов, которые разделены на 4 направления (рисунок 6):

1. Вскрытие пластов с технологией заканчивания скважин путем использования облегченного полимерно-мелового раствора (рисунок 6, а);

2. Совместная эксплуатация низкоомного нефтенасыщенного пласта с основным нефтенасыщенным пластом (рисунок 6, б);

3. Раздельная эксплуатация пластов (рисунок 6, в);

4. Интенсификация притока нефти путем комплексных технологий обработки пласта, которая разделена на 3 части:

4.1 обработка призабойной зоны совместно эксплуатируемых пластов с одновременной интенсификацией притока нефти (рисунок 6, г);

4.2 раздельная обработка верхнего пласта призабойной зоны пласта (рисунок 6, е);

4.3 раздельная обработка нижнего пласта (рисунок 6, д).

По результатам научных и опытно-промышленных исследований интенсификации выработки запасов нефти из низкоомных карбонатных коллекторов создано 7 крупных комбинированных технологий интенсификации притока нефти к забою скважин, одна научно-методическая разработка и конструкция насосной установки, которые подтверждены 9 патентами России, в том числе:

1. Технология вскрытия продуктивного горизонта на базе использования облегченного полимерно-мелового раствора (патент РФ № 2304698);

Патент РФ №2304698

} и

Полимерно-меловой рартвор

а)

Патенты РФ № 2296215 и К» 2261986

/

б)

Патент РФ №2315175

]

в)

Патент РФЖ2244808

Патент РФ№2261986

т

д)

Патент РФ№2296217

е)

Рисунок 6 - Комбинированные технологии интенсификации притока нефти к забою скважин

2. Научно-методическая разработка по определению направления трещиноватости и коэффициента анизотропии карбонатного коллектора путем проведения непродольного вертикального сейсмического профилирования и возбуждения отраженных PS-волн и продольной сейсмической волны Р, а по отношению PS/P волн определяют направление и анизотропию коллектора (патент РФ № 2206725);

3. Технология раздельной эксплуатации низкоомного и высокоом-ного нефтенасыщенных коллекторов с техническим решением его осуществления (патент РФ № 2315175);

4. Технология комплексной обработки призабойной зоны скважины для интенсификации притока нефти к забою на базе современных операций по очистке стенок обсадной колонны и зоны перфорационных отверстий, заполненных химически активной средой (водным раствором соляной кислоты), за счет создания слабых депрессионных импульсов (патент РФ № 2244808);

5. Конструкция дренажно-депрессионного штангового насоса для очистки призабойной зоны и подъема продукции в малодебитных скважинах, откачивающих вязкую нефть (полезная модель РФ № 55049);

6. Технология повышения нефтеотдачи пласта путем подвода электрического (переменного или импульсного) тока посредством установки электродов, выведенных в обсадную колонну и пласт через дополнительно сформированное перфорационное отверстие, а нулевая фаза от переменного тока размещена в соседней скважине, в результате которого обеспечиваются прогрев и снижение вязкости добываемой нефти в залежи (патент РФ № 2241118);

7. Технология обработки призабойной зоны скважины для интенсификации притока нефти путем спуска в ствол спаренного штангового насоса с механическим ультразвуковым генератором, разобщенного па-кером межтрубного пространства выше интервала перфорации с возбуждением ультразвуковых колебаний в среде с раствором кислоты и откачки продуктов обработки, в котором механический ультразвуковой генератор срабатывает при прохождении через него струи жидкости в одном направлении, а ультразвуковое воздействие при подаче жидкости насосом в четвертом цикле работы насоса (патент РФ № 2296215);

8. Технология обработки призабойной зоны скважины, осуществляемой путем спуска дренажно-депрессионного штангового спаренного насоса, ультразвукового генератора, пакера для разобщения с обсадной колонной, а возбуждение ультразвуковых колебаний производят в среде растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений в зоне интервала перфорации со знакопеременным движением жидкости в интервале перфорации и депрессионных импульсов (патент РФ № 2261986);

9. Технология обработки призабойной зоны скважины, состоящая из спуска модульного отсекателя с гидромониторными насадками в нижнюю часть для предохранения проникновения тампонажного раствора, в верхней части которого размещены магниевые заглушки, при прокачке раствора кислоты часть которых расходуется на расплавление магниевых заглушек, а часть кислоты вытекает через гидромониторные насадки и проникает в продуктивный пласт для реагирования с породой (патент РФ № 2296217).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На примере обобщения лабораторных исследований керна, многовариантных обработок данных ГИС и ГДИС, а также теоретических исследований фильтрации нефти в карбонатных коллекторах, поделенных на четыре группы по коэффициентам степени отличия сопротивлений в низкоомных и высокоомных коллекторах, делается вывод о том, что в низкоомных коллекторах, ранее принятых как водонасыщенные, образование и насыщение нефтью произошло за счет миграции нефти по трещинам.

2. Разработана и предложена методика определения трещиновато-сти и коэффициента анизотропии карбонатного коллектора путем создания на залежи сейсмических волн по методике непродольного вертикального сейсмического профилирования с расположением пикета волн в виде эллипса и с возбуждением отраженных волн (PS-волн) и продольной сейсмической волны (Р), определяют направление трещиноватости и коэффициент анизотропии коллектора по отношению численных значений (PS/P волн) в точках с разнонаправленными азимутальными углами пикетов волн.

3. Численно исследован процесс вторичного нефтенасыщения на модели трещиноватого коллектора в процессе разработки залежи, и установлено, что возрастание обводненности и снижение дебита нефти по скважинам в коллекторах с двойной пористостью вызвано процессом образования «обратного конуса», что влечет насыщение нефтью ранее во-донасыщенного интервала пласта за счет разделения нефти и воды как в трещинной системе, так и в матрице.

4. Предложены научно-методические основы выбора технологий интенсификации притока нефти к забою скважин путем предварительных исследований низкоомных и высокоомных пластов, разрабатываемых совместно, по разделению численных значений коэффициента продуктивности и проницаемости на низкоомные и высокоомные, а при их близких значениях характеристик выбирается комбинированная совместная обработка, при значительном расхождении — раздельная.

5. Разработаны семь технологий интенсификации притока нефти к забою скважин, представленных неоднородными карбонатными коллекторами, реализация которых в промысловых условиях позволила получить 37.373 млн руб., в т.ч. доля автора составляет по дополнительной добыче 2970 т нефти, а экономический эффект 3.736 млн руб.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Львова И.В., Рылов Н.И., Вафин Р.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф. Технология заканчивания скважин с формированием разуплотненной призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивных пластов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - № 12. -С. 22-26.

2. Гильманова Р.Х., Егоров А.Ф., Кротов С.А., Зиятдинов P.P. Влияние литологии на сопротивление нефтенасыщенных карбонатных коллекторов в переходной зоне и их разработка // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№ 1. - С. 84-89.

3. Егоров А.Ф., Сарваретдинов Р.Г. Исследование процессов вторичного нефтенасыщения трещиноватых коллекторов в процессе разработки // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№ 10.-С. 7-9.

Патенты на изобретения

4. Пат. 2206725 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / М.Ш. Марданов, A.M. Хуррямов, Б.Г. Ганиев, В.А. Горбун, А.Ф. Егоров, Р.В. Вафин, А.И. Иванов, Р.Г. Ханнанов (РФ). - 2002126307/03; Заявлено 03.10.2002, Опубл. 20.06.2003. Бюл. 17.

5. Пат. 2241118 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/24. Способ разработки нефтяной залежи / М.Ш. Марданов, Р.В. Вафин, А.Ф. Егоров, И.М. Гимаев (РФ). -2003132785/03; Заявлено 11.11.2003, Опубл. 27.11.2004. Бюл. 33.

6. Пат. 2244808 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/16. Способ обработки приза-бойной зоны скважины / В.И. Лыков, Р.В. Вафин, И.М. Гимаев, А.Ф. Егоров, М.Ш. Марданов (РФ). -2004104429/03; Заявлено 17.02.2004, Опубл. 20.01.2005. Бюл. 2.

7. Пат. 2261986 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/18, 37/06. Способ комплексной обработки призабойной зоны скважины / М.Ш. Марданов, Р.В. Вафин, И.М. Гимаев, А.Ф. Егоров, В.И. Лыков, М.С. Зарипов (РФ). -2004133919/03; Заявлено 22.11.2004, Опубл. 10.10.2005. Бюл. 28.

8. Полезная модель 55049 РФ, МПК F 04 В 47/00. Дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос / Р.В. Вафин, И.М. Гимаев, А.Ф. Егоров, М.С. Зарипов, М.Ш. Марданов, В.И. Лыков (РФ). -2005118702/06; Заявлено 17.06.2005, Опубл. 27.07.2006. Бюл. 21.

9. Пат. 2296217 РФ, МПК Е 21 В 43/27, 33/13, 37/00. Способ обработки призабойной зоны скважины / Р.В. Вафин, И.М. Гимаев, А.Ф. Егоров, М.Ш. Марданов (РФ). - 2005119611/03; Заявлено 23.06.2005, Опубл. 27.03.2007. Бюл. 9.

10. Пат. 2296215 РФ, МПК Е 21 В 43/18. Способ обработки призабойной зоны скважины / В.А. Толстогузов, Р.В. Вафин, А.Д. Салихов, А.Ф. Егоров, И.М. Гимаев, М.Ш. Марданов, В.И. Лыков (РФ). -2006109827/03; Заявлено 29.03.2006, Опубл. 27.03.2007. Бюл. 9.

11. Пат. 2304698 РФ, МПК Е 21 В 33/138, 43/32. Способ обработки призабойной зоны скважины / Р.В. Вафин, Н.И. Рылов, И.М. Гимаев, А.Ф. Егоров, М.Ш. Марданов, С.М. Рудненко (РФ). - 2006127119/03; Заявлено 26.07.2006, Опубл. 20.08.2007. Бюл. 23.

12. Пат. 2315175, МПК Е 21 В 43/00, 47/00. Устройство для одновременной эксплуатации нефтенасыщенных пластов скважины / Р.В. Вафин, И.М. Гимаев, А.Ф. Егоров, М.Ш. Марданов, В.А. Шестаков, Е.А. Халимонов, A.A. Суворов (РФ). - 2006140130/03; Заявлено 14.11.2006, Опубл. 20.01.2008. Бюл. 17.

Прочие публикации

13. Марданов М.Ш., Вафин Р.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф. Определение доминирующего направления трещиноватости пород по материалам НВСП // НТЖ «Интервал». - Самара: Изд-во ЗАО «Росинг», 2002. -№ 10.-С. 16-18.

14. Петров Г.А., Мифтахов Ф.И., Егоров А.Ф., Вафин Р.В. Неосвоенный углеводородно-сырьевой потенциал сакмар-артинских отложений юго-востока Татарстана // Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения. Тр. научн.-практ. конф. 5-8 сентября 2001.- Казань, 2001. - С. 28-31.

15. Утопленников В.К., Самигуллин Х.К., Вафин Р.В., Гимаев Я.М., Егоров А.Ф. Выявление залежей нефти в нижнепермских отложениях на юго-востоке Татарстана и особенности использования потоко-метрических методов для повышения эффективности работ по интенсификации притока и освоения скважин // Проблемы и перспективы применения современных геофизических технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Матер. Междунар. научн.-практ. конф. - Уфа, 2002. - С. 22-27.

16. Марданов М.М., Вафин Р.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф., Саб-линИ.В. Влияние явления кавитации на работу штанговых глубинных насосов // НТЖ «Интервал». - Самара: Изд-во ЗАО «Росинг», 2003. - № 5. -С. 22-24.

17. Марданов М.Ш., Егоров А.Ф., Вафин Р.В., Гимаев И.М. Способ электрофизического воздействия на пласт через электроды, выведенные за эксплуатационную колонну // НТЖ «Интервал». - Самара: Изд-во ЗАО «Росинг», 2004. - № 2-3. - С. 14-15.

18. Вафин Р.В., Иванов Б.Н., Фомин Г.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф. Электродинамика пластового флюида // НТЖ «Интервал». -Самара: Изд-во ЗАО «Росинг», 2005. - № 10. - С. 22-27.

19. Мусин K.M., Газеева Ф.М., Юдинцев Е.А., Егоров А.Ф. Природа пластов низкого и высокого сопротивлений турнейского яруса Алексеевского месторождения // Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения. Матер, научн. конф. -Казань, 2005.

20. Марданов М.Ш., Вафин Р.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф., Кузин В. А., Резепова О.П. Комплексирование геофизических методов разведки для геологического изучения и разработки месторождений на примере Алексеевского месторождения // НТЖ «Интервал». - Самара: Изд-во ЗАО «Росинг», 2006. - № 10. - С. 4-8.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 22.10.2012 г. Бумага писчая. Заказ № 279. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.