Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка технологии повышения коэффициента вытеснения нефти водой различной минерализации

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологии повышения коэффициента вытеснения нефти водой различной минерализации"

/ На правах рукописи

МАШОРИН ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ РАЗЛИЧНОЙ

МИНЕРАЛИЗАЦИИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

7 ОКТ 2015

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005562987

Тюмень-2015

005562987

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном

образовательном учреждении высшего образования «Тюменский

государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный руководитель - кандидат технических наук

Фоминых Олег Валентинович

Официальные оппоненты: - Мулявин Семен Федорович, доктор технических наук, Акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (АО «СибНИИНП»), заведующий отделом проектирования и анализа разработки;

- Тимчук Александр Станиславович, кандидат технических наук, Федеральное государственное унитарное предприятие «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики», ФГУП «ЗапСибНИИГТ», заместитель генерального директора по науке.

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»).

Защита состоится 22 октября 2015 года в 11.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 на базе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе и на сайте ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32; www.tsogu.ru.

Автореферат разослан 22 сентября 2015 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

^ Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

В связи с падением пластового давления и снижением дебитов скважин при освоении нефтяных месторождений на естественном режиме в конце первой стадии их разработки применяют гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. Многочисленными исследованиями доказано, что закачиваемая в эксплуатируемый объект месторождений углеводородного сырья вода по своему химическому составу должна быть максимально близка к пластовой для сохранения структуры порового пространства коллектора. Поэтому на начальных стадиях эксплуатации, когда объема попутно-добываемой (подтоварной воды) недостаточно, недропользователями используется, как правило, вода из пластов сеноманского яруса. Однако ее применением экономически менее выгодно, чем использование пресной воды при небольших (менее 4000 м3/сут) объемах закачки, в случае освоения мелких по запасам месторождений. Например, стоимость строительства «сеноманской» скважины составляет порядка 23 млн. руб, а бурение скважины на горизонты с пресной воды - около 5 млн. руб. При добыче воды из сеноманских скважин возникают осложнения, связанные с большим количеством взвешенных части (КВЧ) в добываемой продукции, в этой связи средний межремонтый период (МРП) не достигает и 100 сут. По водозаборным скважинам на пресную воду это показатель в пять раз выше.

Известно, что в верхнемеловых отложениях Западной Сибири сосредоточены значительные ресурсы нефти. Значительная часть из этих месторождений мелкие по запасам, их залежи имеют клиноформное строение. Обоснование оптимальной технологии заводнения таких залежей, зачастую, предопределяется рентабельность их разработки. Поэтому актуально исследование применимости для систем 1111Д воды из различных источников, что позволяет обосновать оптимальные технико-технологические параметры системы заводнения мелких нефтяных месторождений.

Степень разработанности темы исследования

Проблемами формирования систем 1ШД занимались многие отечественные и зарубежные ученые. Технические аспекты, проблемы и методы оптимизации систем ППД рассмотрены в работах Абызбаева И.И., Алтуниной JI.K., Горбатикова В.А., Губанова Б.Ф., Еронина В.А., Стрекалова A.B. и др. Они рассматривали поддержание пластового давления как элемент системы разработки, не учитывали влияние состава закачиваемых вод на свойства коллектора. Эта проблема рассмотрена в работах Апельцина И.Э., Валеева М.Д., Редькина И.И., Гиматудинова Ш.К., Желтова Ю.В., Тронова В.П. и др. Они приходят к основному выводу, что применением воды для ППД отличной по составу от пластовой, негативно сказывается на процессах разработки нефтяных месторождений.

Однако проблема выбора оптимального источника водоснабжения остается актуальной для месторождений с небольшим объемом закачиваемой воды, на которых оборудование водозаборов на сеноманский водоносный комплекс может значительно снизить рентабельность проекта.

Цель работы - повышение эффективности выработки запасов нефти терригенных коллекторов верхнемеловых отложений путем разработки технологии повышения коэффициента извлечения нефти водой различного состава.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является продуктивный нефтенасыщенный пласт АС10-12 Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения, разрабатываемый с поддержанием пластового давления; предметом — процессы фильтрации и вытеснения нефти при использовании пресной воды в качестве рабочего агента системы ППД.

Основные задачи исследования

1. Анализ опыта применения воды различных источников для системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений.

2. Лабораторные исследования влияния минерализации воды на процесс вытеснения нефти из коллекторов верхнемеловых отложений.

3. Промысловые исследования влияния минерализации воды на процесс вытеснения нефти из коллекторов верхнемеловых отложений Верхне-Шапшинского месторождения.

4. Промысловая апробация технологии внутрикустового поддержания пластового давления закачиванием пресной воды для на объекте АСю-^Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлено, что применение пресной воды приводит к набухаемости глинистого цемента и снижению проницаемости до 23,5 %. Однако, использование смеси пресной воды с сеноманской и подтоварной водой снижает эффект набухания глин и, соответственно проницаемости. Эффект набухаемости проявляется при содержании пресной воды выше 75 %.

2. Заводнение с использованием пресной воды после эксплуатации системы ППД сеноманской и подтоварной водой, после достижения обводненности 60 % позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти на 7%.

2. Установлено, что при использовании в качестве агента поддержания пластового давления пресной воды на 7,7 % увеличивается коэффициент вытеснения нефти на терригенных коллекторах верхнемеловых отложений.

Теоретическая значимость работы

1. Лабораторными и промысловыми исследованиями влияния закачиваемой в пласт пресной воды на фильтрационно-емкостные свойства коллектора и коэффициент извлечения нефти доказано положительное влияние на нефтеотдачу продуктивных пластов, приуроченных к верхнемеловым отложениям, использование для ППД пресной воды.

2. Раскрыты существенные особенности процесса применения пресной воды при котором снижается проницаемость пласта и происходит повышение коэффициента вытеснения нефти.

3. Исследованием факторов, оказывающих влияние на процесс вытеснения нефти пресной воды, установлены причинно-следственные связи между повышением коэффициента вытеснения нефти и изменением структуры порового пространства коллекторов.

3. Проведена модернизация существующих математических моделей вытеснения нефти пресной водой, обеспечивающая получение новых результатов по теме диссертации - описание влияния минерализации и последовательности закачивания воды различного состава для ППД на процесс вытеснения нефти.

Практическая значимость работы

1. Для месторождений, продуктивные пласты которых представлены верхнемеловыми отложениями, обоснована целесообразность применения пресных вод (подземных источников) для поддержания пластового давления при объемах закачки до 5000 м3/сут.

2. Результаты выполненных исследований легли в основу проектирования системы поддержания пластового давления при составлении «Дополнения к технологической схеме разработки Приобского месторождения в границах Верхне-Шапшинского лицензионного участка.

3. Для поддержания пластового давления на объекте АСю-12 Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения обосновано строительство скважин на водоносный горизонт атлымской свиты нижнего олигоцена. Экономический эффект в размере 2,5 млн. руб. достигнут за счет увеличения межремонтного периода водозаборных насосов со 100 до 550 сут, и экономии капитальных затрат в размере 18 млн.

Методология и методы исследования

Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания — лабораторные и промысловые эксперименты, статистические методы обработки результатов лабораторных экспериментов, современные технические средства гидродинамических исследований скважин, программные продукты трехмерного гидродинамического моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1. Результаты лабораторных исследований по изучению применимости пресных вод в качестве агента поддержания пластового давления нефтяных месторождений продуктивные пласты которых приурочены к верхнемеловым отложениям.

2. Влияние закачиваемой пресной воды на технологические показатели разработки объекта АСШ-12 Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения.

3. Результаты промысловых исследований влияния минерализации воды на процесс вытеснения нефти из коллекторов верхнемеловых отложений Верхне-Шапшинского месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 2 - «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Степень достоверности результатов работы

Достоверность научных положений подтверждена сходимостью теоретических, экспериментальных и промысловых данных, подтвержденной с помощью методов математической статистики. Авторские результаты согласуются с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации. Выполнен анализ теоретических работ и практических результатов по применению воды различной минерализации для поддержания пластового давления. Результаты работ внедрены при реализации системы поддержания пластового давления на объекте АСю-12 Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения, которые подтвердили достоверность теоретических и лабораторных исследований.

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-технических советах ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР» (Ханты-Мансийск, 2013-2015 гг), заседаниях ЗападноСибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по У ВС (Тюмень, 2014 г), семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2014-2015 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 5 печатных работах в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 126 страницах машинописного текста, содержит 31 таблицу, 44 рисунка. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 99 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.

В первом разделе представлены результаты анализа требований, предъявляемых к агентам воздействия на нефтенасыщенные пласты и системам поддержания пластового давления.

Результаты исследований, выполненных коллективом специалистов ведущих отраслевых институтов (В.Г. Перевалов, B.C. Уголев, М.Ф. Путилов, П.М. Усачев, И.И. Малкина, Т.М. Максимова, A.M. Степанов, И.И. Редькин, У.М. Байков, Н.С. Минигазимов, Р.Ф. Гарифуллин, А.Б. Дутов, Д.А. Хисаева, А.Д. Ли, Д.М. Бриль, Н.С. Деревяшкин), позволили разработать отраслевой стандарт, в котором сформулированы требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов:

1) кислотность (рН) должна находиться в пределах от 4,5 до 8,5. Этот показатель весьма важен с точки зрения коррозионной активности среды и необходим для выбора оптимального материала изготовления нефтепромыслового оборудования;

2) фильтрационная характеристика, позволяющая проведение операций по обработке призабойной зоны (ОПЗ) в случае снижения приемистости нагнетательных скважин;

3) совместимость закачиваемой воды с пластовой и породой. Этот показатель позволяет оценить вероятность образования нерастворимых солей и изменения проницаемости коллектора;

4) допустимый размер механических частей и глобул нефти;

5) содержание нефти и механических примесей;

6) набухаемость пластовых глин — показатель определяющий опасность снижения абсолютной проницаемости коллектора вследствие разбухания глинистого материала коллектора.

Кроме перечисленных выше, к закачиваемой воде предъявляются требования по содержанию растворенного кислорода, сероводорода, сульфатвосстанавливающих бактерий и трехвалентного железа.

Согласно действующих в настоящее время правил проектирования разработки месторождений основные требования к формированию системы поддержания пластового давления регламентируются в технологических проектных документах на разработку месторождений. В них обосновывается источник воды для ППД на основе ее максимального потребного количества, а также рассматриваются различные варианты выбора агента ППД (газовое, водогазовое воздействие и др.).

В разделе представлены результаты обоснования выбора источников водоснабжения системы ППД для ряда разрабатываемых нефтяных месторождений (Вынгапуровское, Восточно-Мессояхское, Новопортовское, Калчинское, Северо-Тямкинское, Ярудейское, Орехово-Ермаковское, Зимнее и др.). В результате проведенного анализа установлено следующее.

1. В качестве рабочего агента воздействия на пласт на начальных стадиях разработки месторождений, когда подтоварной воды не достаточно, недропользователи использую воду сеноманского яруса. При этом она не всегда совместима с пластовыми водами.

2. Использование воды поверхностных источников в Западной Сибири не целесообразно в виду сложных климатических условий.

3. При составлении проектных документов некоторые из компаний рассматривали возможность использования для ППД пресных вод вышележащих горизонтов. Их применением реализовано в ООО «РН-Уватнефтегаз» и ООО «Газпромнефть - Хантос».

Наиболее остро, при проектировании разработки Приобского месторождения в пределах Верхне-Шапшинского и Средне-Шапшинского лицензионных участков вопрос выбора источника воды для ППД встал перед ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР». Это вызвано сравнительно небольшим потребным объемом агента и возникающими осложнениями при эксплуатации водозаборных скважин сеноманского яруса. Сравнительный анализ основных показателей источников водоснабжения системы ППД для ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР» приведено в таблице 1.

Таблица 1 — Основные показатели сравнения источников водоснабжения

для ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР»

Показатели сравнения Сеноманский ярус Пресные воды

Стоимость строительства скважины от 18 ООО тыс.руб от 2 500 тыс. руб

МРП насосного оборудования около 100 сут более 500 сут.

Максимальный отбор Не более 1 500 м3/сут не более 3 000 м3/сут

Изменение характеристик вытеснения нефти Не исследовано

Таким образом, эксплуатационные и экономические показатели по скважинам, пробуренным на горизонты с пресной водой выше. Необходимо проведение исследований влияния минерализации воды на характеристики вытеснения с целью обоснования применения ее для системы ППД. Далее в

разделе рассмотрены особенности геологического строения объекта исследований - пластов АСю.12 Приобского месторождения.

Формирование основного продуктивного горизонта АС,2 (объект исследований) происходило, в условиях некомпенсированного бассейна, заполнение которого осуществлялось путем лавинной седиментации терригенного материала в западном направлении с шельфовой зоны на дно бассейна (рис. 1). Поступление обломочного материала осуществлялось по каналам транспортировки, элементы которых можно увидеть на картах эффективных толщин, с последующим формированием конусов выноса.

Литотмлб

Рисунок 1 - Концептуальная модель осадконакопления Приобского месторождения

Залежи имеют глубокводный генезис, следовательно неоднородны по простиранию, имеют клиноформное строение, в ряде пропластках выделяются изолированные линзы.

По состоянию на 01.01.2011 г. с начала разработки по Верхне-Шапшинскому месторождению отобрано 520 тыс.т нефти и 569 тыс.т

жидкости. Текущий КИН по объекту ACi0-AC12 - 0,005, при утвержденном 0,308. Отбор от НИЗ составил 1,8 %, при обводненности - 8%. Разработка осуществляется с поддержанием пластового давления.

Отклонения в добыче нефти и жидкости незначительные, в пределах 17%. В 2010 г. разбуривание месторождения продолжено опережающими темпами. Была введена 21 добывающая скважина против 14 по проекту. Система ППД формируется путем перевода 5 добывающих скважин под закачку. Уровень добычи жидкости соответствует проектному. За счет меньшей фактической обводненности продукции скважин, а также большего фонда скважин добыча нефти выше проектной на 8.5%. Контроль энергетического состояния осуществлялся путем проведения исследований КВД и КВУ. Карта изобар по пласту АСю'"3 по состоянию на 01.01.2011 г. приведена на рисунке 2.

12175 15М5

,5907 159081й159092№15 • • •

но Ш ■ чю

15969

"Г ™.°,VS53«2'

11375 &

15944 122Й?

Рисунок 2 - Карта изобар по пласту АС10'"3 Верхне-Шапшинского месторождения

Приемистость 5-ти нагнетательных скважин находится в пределах

200-350 м3/сут. Устьевое давление поддерживается на уровне 140-165 атм. В целом, работа фонда скважин Верхне-Шапшинского месторождения удовлетворительна и по своим параметрам близка к проектной. Имеющиеся отклонения незначительны и находятся в пределах допустимых значений.

Во втором разделе приведены результаты лабораторных исследований влияния минерализации закачиваемых вод на процесс вытеснение нефти из коллекторов верхнемеловых отложений Приобского месторождения.

В рамках поставленной задачи совместно со специалистами ОАО «СибНИИНП» и ООО «Грит» были проведены исследования направленные на оценку применимости пресной воды и ее смесей с подтоварной и сеноманской водами (таблица 2).

Таблица 2 - Состав вод ЮЛТ Приобского месторождения

Содержание ионов, мг/л

Источник воды Ва-' 8г Ре общ СГ НСОз" СО, во/ Общая минерал изация

Попутно-добываемая 7211,8 188,5 52,3 9.1 12.2 0 1054 0 1119,8 0 0 19107,7

Сеноманская 5449.2 377.6 98.9 14.6 18.9 0 9193 310.3 0 0 15462.6

Пресная 41 12 4 0 0 2 71 45 0 0,3 271

Для тестирования совместимости воды с точки зрения солеотложения были проведены модельные эксперименты при смесях этих вод в следующих соотношениях (таблица 3)

Таблица 3 - Выбранные объемные соотношения подтоварной, сеноманской и пресной вод

Объемные соотношения

Подтоварная вода 9 4 1 1 1

Сеноманская вода 1 1 1 4 9

Содержание сеноманской воды, % 10 20 50 80 90

Подтоварная вода 9 4 1 1 1

Пресная вода 1 1 1 4 9

Содержание пресной воды, % 10 20 50 80 90

Сеноманская вода 9 4 1 1 1

Пресная вода 1 1 1 4 9

Содержание пресной воды, % 10 20 50 80 90

Тестирование проводилось при температуре 90 ОС и давлении 1 атм, в герметически закрытых склянках. Объем раствора составлял 50 мл. После выдержки в течение 1 часа раствора измеряли концентрацию ионов кальция в растворе. Массу образовавшегося осадка оценивали по снижению концентрации кальция в растворе по формуле:

2,5-(С0-С,)-К

«,.„ = • --------

Са 1000 5 (1)

где mCñ - масса выпавшего карбоната кальция, мг; Со - концентрация кальция в исходной пробе, мг/л; С¡ - концентрация кальция в пробе после выдержки 1 час при температуре 90 °С, мг/л.

На рисунке 3 представлены результаты исследования образования карбоната кальция после часовой выдержки водных растворов при 90 °С. В смеси подтоварной воды с пресной и сеноманской с пресной при 20 % содержании пресной воды более чем в 10-20 раз значительно снижается образование карбоната кальция. Дальнейшее увеличение доли пресной воды в подтоварной и сеноманской воде приводит к полному прекращению образования кальция.

40

♦ Подтоварная:Сеноманская у = 32,972е"°-021х R2 = 0,9245

■ Подтоварная:Пресная У = 36,489е°'071х R2 = 0,979

\ \ ■ \ »X Сеноманская:Пресная У = 11.31е 0058х R2 = 0,9756

\ i S

\

—-----

—* —-■-■-------,

10

20

40 50 60 70 80 90 100 Объемная доля сеноманской (пресной) воды, %

Рисунок 3 — Количество образовавшегося карбоната кальция в зависимости от объемного соотношения вод.

Исследования по оценке индекса насыщения растворов и количества выпадающего кальцита при различном количестве пресной воды произведены для всех составов (таблица 3). Например, для смеси сеноманской воды с пресной из-за малой склонности сеноманской воды к солеотложению при всех соотношениях вод в пластовых условиях (I = 92 °С, Р = 26,0 МПа) солеотложение отсутствует. При снижении давления до 5,0 МПа солеотложение незначительно (менее 45 мг/л кальцита). Эти результаты (рисунок 4) свидетельствуют о том, что смесь сеноманской и пресной воды в пластовых условиях стабильна во всем диапазоне объемных соотношений в пластовых условиях.

Объемная доля пресной воды, %

Рисунок 4 — Зависимость индекса насыщения и выпадения кальцита от объемного содержания пресной воды в сеноманской.

Известно, что при воздействии минерализованной воды на прискважинную зону пласта (ПЗП) снижается естественная проницаемость коллектора по нефти в результате ионных обменных реакций, приводящих к гидратации, набуханию и изменению агрегативной устойчивости глинистых компонентов.

С целью исследования влияния анализируемых составов воды на набухаемость пластовой породы проведены эксперименты с использованием

прибора Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. по методике Городного В.Д. Результат лабораторных экспериментов представлены на рисунке 5. Установлено, что породообразующий материал пластов АС|0.12 Приобского месторождения набухает существенно, только в пресной воде, более 6%. Набухаемость для смеси вод в соотношении подтоварная:пресная и сеноманская:пресная - 1:1, составляет 2,2%. Учитывая относительно низкую проницаемость пластов Приобского месторождения на уровне 10 мД, набухаемость кернового материала более 2 % нежелательна. Таким образом, применение в смеси с подтоварной или сеноманской водой пресной воды при содержании выше 50% нежелательно.

О 10 20 30 40

• Сеноманская

■ Подтоварная А Пресная

• Сеноманская+Пресная (1:1)

• Подтоварная-Пресная (1:1)

у = 0.19521п(х)+ 0.5696 Время, мин

11» = 0,7596

у =0.19521а(х)+0.5696 Я1 = 0,7596

у = 1.01911п(х)+ 1,8382

Я3 = 0,8876 у = 0.48991п(х)+0.3358 = 0.7614

у =0.1306111(5;)+ 0.609 Я2 = 0,7632

Рисунок 5- Набухаемость породы пласта АС12 в минерализованных водах Приобского месторождения.

В соответствие с поставленными в работе задачами проведено исследование изменения коэффициента вытеснения нефти при использовании воды различного состава. Результаты экспериментов представлены на рисунке 6. Установлено, что для заводнения продуктивных пластов Приобского месторождения максимальное содержание пресной воды в смеси с сеноманской не должно превышать 25 -30 %. Использование пресной воды в чистом виде возможно на заключительной стадии разработки при высоких значениях обводненности (более 60%). В этом случае пресная вода будет играть роль регулирующего фильтрацию вытесняющего агента. При закачке пресной воды в зоны с пониженной начальной нефтенасыщенностью возможно отсекание значительных запасов нефти. Для этих зон рекомендуется использовать смесь пресной воды с сеноманской или подтоварной водой с содержанием пресной воды до 20 %.

0.25

0.245 8

0.225

40 60

Доля пресной воды, %

Рисунок 6 — Зависимость коэффициента вытеснения и остаточной

нефтенасыщенности от состава закачиваемой воды. Таким образом, установлено:

1. Применение пресной воды приводит к набухаемости глинистого цемента и снижению проницаемости до 23,5 %. Использование смеси пресной

воды с сеноманской и подтоварной водой снижает эффект набухания глин и, соответственно проницаемости. Эффект набухаемости проявляется при содержании пресной воды выше 75%. Однако заводнение с использованием пресной воды после заводнения сеноманской и подтоварной водой и роста обводненности до 60% позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения на 7%.

2. Добавка до 25- 30 % пресной воды к сеноманской и подтоварной (попутно-добываемой) воде незначительно сказывается на процессе вытеснения нефти. Коэффициент вытеснения нефти водой, содержащей 20 - 30% пресной воды снижается на 1-2%, что не может рассматриваться как решающим основанием для отказа использования пресной воды для целей ППД.

В четвертом разделе представлены результаты промысловых исследований по внедрению технологии внутрикустового поддержания пластового давления с использованием пресной воды.

Проведен анализ результатов интерпретации гидродинамических исследований разведочных (таблица 4), эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Таблица 4 - Результаты гидродинамических исследований продуктивных

пластов в разведочных скважинах Верхне-Шапшинского месторождения

Скважина Пласт Скважина Вид исследования Коэффициент продуктивности, м'-10/Ссут-МПа) Гидропро-водность, 1мкм2см1/ (мПа-с) Проницаемость, (10') мкм2 Дебит нефти, м3/сут

6vsh AC,»1"' 6 КВУ 0,08 4,46 17,6 25,9

7vsh AC,о'"5 7 КВУ 0,59 9,2 58,2 3,1

440vsh AC,»1'1 440 КВУ 0,28 4,4 28 13,7

440vsh ACio4 440 КВУ 0,58 9,04 16,6 6,6

5vsh ac123"3 5 КВУ 1,53 23,4 111 8,8

5vsh Ami 5 КВУ 0,23 4,1 13 3,2

218vsh Ач, + Ач2 218 КВУ 0,75 7,5 35 6,8

17vsh Ю0 17 КВУ 0,125 2,1 1 2,6

Средние значения 0,58 8,87 39,91 9,73

В зависимости от величины притока применялись разные виды исследований. При устойчивом фонтанировании использовался метод "установившихся" отборов, регистрировалась индикаторная диаграмма (ИД). После последнего максимального режима работы скважины снималась кривая восстановления давления (КВД). Если приток из пласта не позволял получить устойчивого фонтанирования, то регистрировалась кривая восстановления уровня (КВУ). Изменение давления на забое регистрировалось глубинными автономными манометрами. Манометр обычно устанавливался выше кровли испытываемого объекта. Для обработки результатов гидродинамических исследований скважин в актах испытаний применялись следующие методы. Кривые восстановления уровня обрабатывались по методу И.М. Муравьева -А.П.Крылова, позволяющему определять коэффициент продуктивности скважины. Кривые восстановления давления после остановки фонтанирующих скважин обрабатывались методом касательной (методом полулогарифмических координат). В ряде случаев использовался метод Хорнера, позволяющий учитывать конечное время работы скважины с постоянным дебитом.

Из результатов ГДИ разведочных скважин видно, что проницаемость значительно изменяется по пластам. Объектом исследования в работе является пласта АСю_12. В этой связи рассмотрим результаты ГДИ в добывающих скважинах с целью определения фильтрационных свойств пласта, продуктивности скважины, оценки энергетического состояния и обнаружения, при наличии, граничных условий (различных типов) оценки изменения проницаемости пластов в процессе разработки месторождения. Проведено испытание пласта АС^3'5 посредством записи давления с датчика на приёме насоса скважины № 2137 (таблица 5). Обводненность продукции в период испытания в среднем составляла всего ~4%, поэтому при анализе принято допущение, что флюид представлен нефтью.

Было проведено испытание пласта АС^' в скважине № 2141, которая эксплуатировалась после КРС, с начальным давлением цикла КСД -16,72 Мпа, приведенной на кровлю перфорации АС^1.

За время регистрации кривой стабилизации давления (КСД), Рзаб (по датчику) снизилось с 15,16 до 2,35 МПа.

Пласт характеризуется низкой проницаемостью, фазовое её значение по жидкости - 1.44 мД. Эффективная гидропроводность составила 1.5 Д*см/сПз. Значение интегрального скин-фактора отрицательное - «-4», что объясняется проведённым ГРП.

Таблица 5 - Протокол результатов исследований скважины № 2137.

Параметры Результаты интерпретации

Тип модели пласта Радиальный гомогенный пласт

Тип границ Неограниченная

Коэффициент ВСС (цикл КСД),м3 /(кг/ см2) 0.07

Проницаемость, мД 3.8

Коэффициент гидропроподности,Д* см/сПз 2.7

Скин-фактор -5.6

Коэффициент продуктивности, м3сут/атм. 0.47

Первоначальное давление цикла КСД на кровлю пласта АС 12-3-5 , кг/см2 239.46

Аналогичные исследования были проведены и в других скважинах, сводные результаты исследований проницаемости пластов представлены в таблице 6.

Таблица 6 — Сводные результаты гидродинамических исследований

скважины.

№ скв ГРП Проницаемость, мД

2137 + 3,8

2138 + 0,88

2141 + 1,44

2211 + 4,8

2535 + 4,1

2641 + 1

2670 + 2,7

Среднее значение 2,67

Анализ полученных результатов позволил сделать вывод о снижении фазовой проницаемости породы по нефти в процессе разработки месторождения. В этой связи выполнена интерпретация и анализ результатов исследований нагнетательных скважин до и после начала закачки пресной воды.

В период с 19.04.14 по 05.05.14 геологической службой ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР» с целью выполнения поставленных в работе задач на скважине № 2222 (нагнетательная, закачивает пресную воду) были проведены исследования по регистрации кривой падения давления (КПД) глубинным манометром на глубине 600 м. На основе модели скважины «Трещина-равномерный поток» с изменяющимся ВСС получен диагностический график (рисунок 7).

-1-1—1 1 1 Г 1 1

1 1

//.......... /Г /у

\ s/./T

Диагноотммкий граф* : p-pOdt«0 и прои«олн, и» («гУс и"2) ■ шисш. от AM

Рисунок 7 — Диагностический график (давление - время) в билогарифмических координатах.

В результате интерпретации результатов проведенных исследований было установлено, что основное течение в призабойной зоне идет по системе трещин. Выявлена трещина длиной 337 м. Обоснована радиапьно-композитная модель пласта. Выявлено, что проницаемости первой радиальной зоны 22.30 мД, а пласта 2.17 мД. Изменение проницаемости пласта после начала закачки пресной воды составило 0,5 мД (средняя проницаемость пласта по скважинам с

ГРП 2,67 мД) или 18,72 %. Это соответствует данным лабораторных исследований - снижение проницаемости на керне составило 23,4 %. Следовательно, при продолжении закачивания пресной воды обеспечится увеличения коэффициента вытеснения нефти, в соответствие с результатами лабораторных исследований.

Исследовано изменение проницаемости пласта при фильтрации воды сеноманского горизонта, закачиваемой через скважину № 2638. В результате интерпретации результатов регистрации КПД глубинным манометром на глубине 2406 м выявлено, что основное течение в призабойной зоне идет по системе трещин. Она образовалась в результате техногенного разрыва пласта в связи с пониженным пластовым давлением в следствие отработки скважины на нефть перед переводом в нагнетание. Следует отметить, что в зоне ее влияния расположены добывающие скважины №№ 2137, 2579, 2637. Работа нагнетательной скважины оценивается как эффективная в связи с низкой обводненностью продукции указанных скважин.

Таким образом, проницаемости пласта после начала закачки воды сеноманского яруса увеличилась на 2,73 мД (49,4 %). Однако увеличение проницаемости вызвано тем, что скважина перед переводом в нагнетательный фонд работала в качестве добывающей на режиме форсированного отбора, что привело к изменению структуры порового пространства и изменению проницаемости. Таким образом, использование в качестве агента подержания пластового давления сеноманской воды не приводит к значительному изменению проницаемости пласта.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. В результате анализа опыта разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления установлено, что использование воды поверхностных источников затруднено в связи со сложностями её подготовки. Применения пресной воды ограничено относительно низким дебитом водозаборных скважин и малой изученностью её влияния на процесс

вытеснения нефти. В этой связи используется вода сеноманского водоносного комплекса, которая по своему состава близка к пластовой.

2. В лабораторных условиях выявлено, что применение пресной воды приводит к набухаемости глинистого цемента и снижению проницаемости до 23,5 %. Использование смеси пресной воды с сеноманской и подтоварной водой снижает эффект набухания глин и, соответственно проницаемости. Эффект набухаемости проявляется при содержании пресной воды выше 75%. Однако, заводнение с использованием пресной воды после заводнения сеноманской и подтоварной водой и роста обводненности до 60% позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения на 7%.

3. В результате промысловых гидродинамических исследований разведочных, добывающих и нагнетательных скважин установлено, что применение пресной воды приводит к снижению проницаемости коллектора в не более чем на 19%, что согласуется с результатами лабораторных исследований.

4. Для поддержания пластового давления на объекте AC]0-i2 Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения обоснована эксплуатация водозаборных скважин на водоносный горизонт атлымской свиты нижнего олигоцена. При этом зафиксирован рост добыче нефти, связанный с увеличением коэффициента вытеснения нефти, снижение темпа падения добычи нефти на 5 %. Экономический эффект в размере 2,5 млн. руб. достигнут за счет увеличения межремонтного периода водозаборных насосов со 100 до 550 сут, и экономии капитальных затрат в размере 15,5 млн. за счет бурения водозаборной скважины на водоносный горизонт атлымской свиты нижнего олигоцена

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ

1. Машорин В.А. Исследование влияние минерализации закачиваемых вод на проницаемость коллекторов Верхне-Шапшинского месторождения / В.А.

Машорин, O.B. Фоминых // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 12. - С. 120-121. < -

2. Машорин В.А. Исследование влияние жидкости глушения на проницаемость коллекторов Верхне-Шапшинского месторождения / В.А. Машорин, О.В. Фоминых. O.A. Жарова // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 1. -

3. Машорин В.А. Обоснование закачки пресных вод для поддержания пластового давления на Верхне-Шапшинском месторождении / В.А. Машорин, О.В. Фоминых, М.А. Черевко // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 6. - С. 7-

4. Машорин В.А. Исследование вытесняющей способности смеси вод различных источников для поддержания пластового давления на примере Приобского месторождения / В.А. Машорин, О.В. Фоминых. М.А. Черевко // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 7. - С. 13-15.

5. Машорин В.А. Обоснование применения пресных вод для поддержания пластового давления нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. 2014. - № 10. - С. 27-31.

С. 84-85.

10.

Соискатель

В.А. Машорин

Издательство «Вектор Бук» Подписано в печать 21.08.2015 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 214. Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.