Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Комплекс технических и технологических решений добычи нефти из неоднородных многопластовых залежей с высоким газосодержанием

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Комплекс технических и технологических решений добычи нефти из неоднородных многопластовых залежей с высоким газосодержанием"

005059681

На правах рукописи

ГРЕХОВ ИВАН ВИКТОРОВИЧ

КОМПЛЕКС ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ МНОГОПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ВЫСОКИМ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1РАН ЛШ

Уфа 2013

005059681

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») и Государственном автономном научном учреждении «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» (ГАНУ «ИНТНМ»).

Научный руководитель

доктор технических наук, доцент Султанов Шамиль Ханифович

Официальные оппоненты:

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович,

доктор технических наук, профессор, НПО «Нефтегазтехнология», директор

- Зарипов Мустафа Салихович,

кандидат технических наук, ЗАО «Алойл», главный инженер

Ведущая организация

- ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 20 мая 2013 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 19 апреля 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук,

профессор 'Ыъ>---. Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Эффективная разработка нефтяных месторождений представляет собой сложную задачу, для успешного решения которой требуется применение комплексного подхода. Это стало особенно актуальным на современном этапе, для которого характерно существенное ухудшение структуры запасов нефти и газа. Для повышения эффективности разработки месторождений требуются создание принципиально новых и совершенствование существующих методических подходов, технических и технологических решений в области добычи углеводородов.

В настоящее время широкое распространение получили «универсальные» технологии добычи углеводородов, которые «показывают» нестабильную эффективность. Многообразие геолого-промысловых характеристик продуктивных пластов требует обоснованного выбора методов и технологий воздействия на призабойную зону скважин и продуктивный пласт для конкретных геолого-технических условий. В осложненных геологических условиях месторождений углеводородов, характеризующихся неоднородными и многопластовыми залежами, высоким газосодержанием, эффективность применения методов, направленных на улучшение фильтрационных свойств пласта, может зависеть от множества факторов. Выявление наиболее важных и значимых факторов является приоритетной задачей. Выделение преимущественных геолого-технологических особенностей пластовых систем позволяет совершенствовать, разрабатывать и научно-методически обосновывать технологии добычи углеводородов. Это особенно важно при создании методик подбора скважин, оценки эффективности и прогнозирования гидроразрыва пласта (ГРП), а также выбора технологии или способа добычи углеводородов.

Решение этих задач предполагает создание алгоритмов, позволяющих значительно повысить степень достоверности и надежности процедуры обоснования и планирования геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на скважинах с применением прогрессивных технологий.

В связи с этим разработка эффективных методик, в которых реализованы основные алгоритмы моделирования технологии воздействия на зону дренирования скважины, в частности ГРП, методами адаптации и обучения, а также совершенствование и разработка технологии добычи углеводородов для определенных геолого-технологических условий пласта являются актуальными.

Цель работы — разработка методических подходов к подбору скважин, оценке эффективности и прогнозированию ГРП, а также совершенствование и разработка новых технологий добычи углеводородов из многопластовых залежей и пластов с высоким газосодержанием.

Основные задачи работы:

• анализ технологий и способов добычи нефти из эксплуатационных объектов, характеризующихся низкой проницаемостью, высокой неоднородностью и значительным газовым фактором;

• разработка методики анализа эффективности ГРП с возможностью выбора скважин-кандидатов;

• исследование продолжительности эффекта ГРП в зависимости от геолого-физических характеристик пласта и технологических параметров ГРП;

• разработка технических устройств для реализации усовершенствованной технологии добычи нефти из многопластовых эксплуатационных объектов;

• разработка новых технологий добычи нефти с высоким газосодержанием.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач проводилось в соответствии с общепринятой методикой научных исследований, включающей анализ и обобщение известных результатов в этой области. Методы исследования - многомерный статистический анализ и теория распознавания образов, методы адаптации и обучения, методы группового учета аргументов (МГУА) и информационные технологии, оценка и анализ геолого-промысловой информации.

Достоверность результатов исследования базируется на сходимости фактических и расчетных показателей эффективности применения технологии ГРП, выполненной геолого-промысловой оценке и геолого-технологическом анализе внедрения усовершенствованных и разработанных технологий добычи углеводородов на Комсомольском, Харампурском, Тарасовском и Фестивальном месторождениях. Выводы и рекомендации обоснованы корректным применением методов обучения и адаптации и алгоритмов самоорганизации. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных ТПП «Когалымнефтегаз» и «Урайнефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь», ООО «РН-Пурнефтегаз».

Научная новизна результатов работы

1. Разработана методика анализа и оценки эффективности ГРП, предусматривающая выделение остаточных запасов нефти и исследование геолого-технологических параметров операции ГРП с использованием алгоритмов последовательного анализа.

2. На основе комбинаторного алгоритма метода группового учета аргументов для геолого-технологических условий Даниловского нефтяного месторождения определены интервалы изменения геолого-технологических характеристик пласта и технологических параметров ГРП, при которых продолжительность эффекта от ГРП может быть максимальной.

3. Создана комплексная технология отбора нефти из неоднородного эксплуатационного объекта, техническим решением реализации которой являются предварительная интенсификация притока нефти- путем гидравлического разрыва отдельных пластов и одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) с использованием усовершенствованной пакерной системы.

4. Для добычи нефти с высоким газосодержанием разработана технология, основанная на совместной работе непрерывно-дискретного газлифта (НДГ) и электроцентробежного насоса (ЭЦН) и обеспечивающая работу скважины на собственном энергетическом ресурсе - попутном газе -при минимальных эксплуатационных затратах.

Основные защищаемые положения:

• методика анализа эффективности ГРП и подбора скважин для проведения гидравлического разрыва пласта;

• методика прогнозирования продолжительности эффекта от применения технологии ГРП на основе предложенных алгоритмов;

• усовершенствованная технология одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов нефтяных месторождений;

• технология непрерывно-дискретного газлифта для добычи нефти с высоким газосодержанием.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 4: Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и

компонентов осваиваемых минеральных ресурсов.

Практическая ценность результатов работы

1. Разработанные методики анализа эффективности ГРП и подбора скважин для гидравлического разрыва пласта, а также методика прогнозирования продолжительности эффекта от применения технологии ГРП формализованы в пакет программ для отбора и оценки информативности геолого-технологических параметров процесса ГРП и для прогнозирования продолжительности эффекта от ГРП.

2. Усовершенствована технология одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов нефтяных месторождений путем разработки пакерного устройства (патент № 102675), позволяющая при больших перепадах пластового давления контролировать депрессию на различные пласты и обеспечивающая средний прирост дебита с одной скважины до 9 т/сут.

3. Разработана технология непрерывно-дискретной газлифтной эксплуатации в сочетании с погружным бесштанговым электронасосом (центробежным или винтовым) для глубоких скважин с высоким газовым фактором (патент РФ № 2457320), обеспечивающая возможность оптимальной работы скважины на собственном энергетическом ресурсе -попутном газе - при минимальных эксплуатационных затратах и вывода скважины на установившийся режим за трое суток.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на VIII и IX Всероссийских научно-практических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2009 г., 2010 г.), научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (Тюмень, 2007-2010 гг.), научно-технических совещаниях ОАО «НК «Роснефть» (Москва, 2009 г., 2010 г.).

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе 3 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получено 2 патента.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 99 наименований. Работа изложена на 131 странице машинописного текста, содержит 47 рисунков, 13 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность д.т.н., профессору Кучумову Р.Я. за помощь и полезные советы в процессе выполнения диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе рассмотрены факторы, ухудшающие эффективность добычи нефти, методы и технологии, направленные на улучшение фильтрационных свойств пласта. На примере гидравлического разрыва пласта на Повховском нефтяном месторождении выполнен анализ эффективности технологии в различных геолого-технических условиях. Освещены проблемы добычи нефти из многопластовых залежей и пластов с высоким газовым фактором.

Проблемы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов тесно связаны с состоянием околоскважинных зон добывающих и нагнетательных скважин, геологической характеристикой и энергетическим состоянием продуктивного объекта, физико-химическими свойствами флюидов, насыщающих коллектор. Исследования, позволившие глубоко изучить состояние и свойства пластовых систем, а также повысить эффективность дренирования запасов нефти, проведены многими специалистами и учеными, такими как М.Т. Абасов, В.Е. Андреев, З.С. Алиев, Ю.В. Антипин, А.Ш. Газизов, Р.Ф. Ганиев, Р.Х. Гильманова, Р.Я. Кучумов, Ш.К. Гиматудинов, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов, С.Н. Закиров, P.P. Ибатуллин, М.М. Иванова, Ю.П. Коротаев, Ю.А. Котенев, В.И. Кудинов, О.П. Кузнецов, Е.Г. Леонов, Н.П. Лесик, М.Р. Мавлютов, А.Х. Мирзаджанзаде, Н.Н. Михайлов, Р.Х. Муслимов, М.Х. Мусабиров, Р.Я. Нугаев, P.M. Тер-Саркисов, Э.М. Симкин, П.М. Усачев, М.М. Хасанов, Н.И. Хисамутдинов, Н.Ш. Хайрединов, Р.Х. Хазипов, В.Н. Щелкачев, Р.Г. Юсупов, К.Ш. Ямалетдинова. Из зарубежных специалистов можно выделить Дж. X. Ховарда, Дж. Е. Кинга, М. Хоблера, А. Вовка, И. Риджестика и др.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что в течение всего периода добычи нефти ухудшается проницаемость пород-коллекторов, особенно в призабойной зоне пласта (ПЗП). В результате величина закольматированной вскрытой эффективной толщины пласта составляет до 80 % от общей толщины продуктивного горизонта. Причинами этого

являются механическое загрязнение ПЗП, литолого-физические, физико-химические и термохимические факторы.

Для восстановления проницаемости до первоначальной величины и выше применяют ряд методов - от обработки призабойной зоны скважин до воздействия на значительную часть пласта с включением слабодренируемых участков и линз, ранее не участвовавших в работе.

В настоящее время гидравлический разрыв пласта достаточно активно применяется как на месторождениях Западной Сибири, так и Урало-Поволжья. Широкомасштабное применение ГРП показывает, что эффективность его варьируется в существенном диапазоне.

Выполненный анализ эффективности применения технологии ГРП на Повховском нефтяном месторождении по трем участкам, характеризующимся существенными изменениями диапазона геолого-технологических параметров, позволил выявить, что вне зависимости от типа коллектора результаты применения ГРП по дебиту жидкости значительно (в среднем в 3,1 раза) превосходят максимальные дебиты жидкости в период до проведения ГРП (таблица 1). Максимальные абсолютные приросты дебита нефти достигаются в достаточно однородных коллекторах, если скважины расположены в застойных зонах (участки 1 и 2). Если скважины расположены в дренируемой зоне, эффект может быть минимальным или отрицательным за счет быстрого обводнения продукции (10 скважин второго участка).

Таблица 1 - Сравнительная характеристика геологических и технологических параметров по участкам Повховского месторождения

Участок Эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая перфорацией, м Средний максимальный дебит жидкости, т/сут Средний дебит жидкости скважин с ГРП до обработок, т/сут Средний дебит нефти скважин с ГРП до обработок, т/сут Прирост среднего дебита жидкости, т/сут Прирост среднего дебита нефти, т/сут Средний максимальный дебит жидкости скважин после ГРП, т/сут Средняя обводненность скважин, %

скважины с ГРП скважины без ГРП скважины с ГРП до обработок скважины без ГРП ДО обработок после ГРП

1 6,5 11,1 26,7 83,9 б,б 6,4 58,6 46,4 90,9 3,0 19,1

2 9,5 8,9 22,2 38,7 12,8 11,4 36,5 22,9 52,4 10,8 30,3

3 8,1 7,5 17,2 22,1 6,6 6,2 27,5 21,3 34,0 5,2 19,3

В сильнонеоднородных по связанности и низкопроницаемых коллекторах близость ГРП к зоне нагнетания дает положительный результат. Так как направления трещин в скважинах после ГРП в одной зоне совпадают, этим можно эффективно пользоваться при планировании ГРП. В случае однородных коллекторов близость ГРП к зоне нагнетания и увеличение глубины обработки могут давать отрицательный результат.

Основным показателем пласта для выбора любого вида воздействия является наличие запасов углеводородов. Оценка остаточных запасов нефти проводится различными методами. В нашей работе выделение участков с невырабатываемыми запасами нефти проводилось по результатам гидродинамического моделирования продуктивных пластов Повховского месторождения.

При анализе одним из основных параметров эффективности ГРП рассматривалась продолжительность эффекта в различных геолого-технических условиях.

Результаты исследования, выполненного по трем участкам Повховского месторождения, позволяют сделать следующие выводы:

- продолжительность эффекта от ГРП колеблется от 2,5 до 7,0 лет и оценивается в среднем в 4,5 года;

- продолжительность эффекта в высокосвязанных коллекторах определяется размером застойных зон (или удельными запасами), объемом закачанного проппанта, плавностью вывода скважин на режим;

продолжительность эффекта в неоднородных достаточно проницаемых коллекторах определяется объемом закачанного проппанта и способностью системы поддержания пластового давления (ППД) обеспечить увеличение отборов.

Следует отметить, что было исследовано 62 скважины с ГРП по I участку, 30 скважин по II участку и 38 скважин по III участку.

Опыт промысловых работ показывает, что ГРП может эффективно применяться при определенных условиях, обусловленных геологическим строением пластов и состоянием их разработки. Анализ существующих разновидностей технологии ГРП, а также выполненный анализ эффективности технологии ГРП на Повховском нефтяном месторождении позволил отметить, что особое внимание следует уделять обработке промысловых данных, которые определяют эффективность технологии ГРП.

Кроме продуктивных пластов с низкими фильтрационными и неоднородными коллекторами существует множество других геологических проблем, осложняющих добычу нефти, в том числе это многопластовые

эксплуатационные объекты и залежи с высоким газовым фактором. Решение вопроса о разработке технологии или способа добычи нефти из подобных залежей является актуальным. Особую актуальность при разработке многопластовых месторождений приобрела проблема приобщения ранее не разрабатываемых или слаборазрабатываемых запасов нефти в пластах одного эксплуатационного объекта без бурения дополнительных скважин. Одним из перспективных технологических решений, широко применяемым на сегодняшний день в нефтяных компаниях, является использование специального насосного оборудования, позволяющего вести одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких пластов.

Однако наличие высокого газового фактора (более 300 м3/т), характерное для некоторых месторождений Западной Сибири, серьезно осложняет добычу нефти механизированным способом или вовсе делает ее невозможной.

Анализ опубликованных в печати научных, научно-технических и практико-промысловых работ позволил определить несколько геологических и техногенных причин неудовлетворительной добычи углеводородов, являющихся предметом научных исследований диссертационной работы:

- низкие и ухудшенные фильтрационные свойства продуктивного пласта в зоне дренирования скважины;

- неоднородные и многопластовые залежи;

- высокий газовый фактор.

Поэтому автор ставит задачу соединения вышеперечисленных проблем в единую систему с целью создания комплексных технологий отбора нефти по указанным признакам, «обеспечивающим» низкую эффективность ранее применяемых технологий.

Вторая глава посвящена изучению и анализу эффективности применяемых технологий ГРП. Для этого была разработана методика анализа эффективности гидравлического разрыва пласта с использованием комплекса статистических методов. Выполнена оценка результатов ГРП по различным вариантам, определена возможность раннего диагностирования эффективности технологии с учетом подбора критериев, благоприятствующих повышению эффективности ее применения.

Выбор скважины для проведения ГРП — сложная и многогранная задача, требующая методического обоснования с анализом и прогнозированием эффективности ГРП. Вопросы формализации подбора скважин-кандидатов решаются различными методами, среди которых наиболее активно используемыми являются методические подходы с

применением вероятностно-статистических методов обработки геолого-технологической информации.

Одним из путей решения задачи прогнозирования эффективности геолого-технологических мероприятий является использование вычислительных методов распознавания. Одним из таких методов распознавания является последовательная диагностическая процедура. В её основе лежит метод последовательного анализа, разработанный Вальдом. Данный метод основан на рассмотрении упорядоченных рядов признаков в сравниваемых группах.

Разработанная методика анализа эффективности гидравлического разрыва пласта включает несколько последовательных процессов. Предварительный отбор информативных признаков производится с помощью критерия Вилкоксона-Манна-Уитни. После того как по непараметрическому критерию определены информативности признаков, отбрасываются малоинформативные признаки, и осуществляется расчет информативности по более сильному методу Кульбака. В данном методе информативные признаки данных разбиваются на интервалы. Происходит своеобразное деление на подклассы, которые впоследствии связываются между собой при помощи метода сглаженной частотности. Это дает возможность плавного, более «размазанного» перехода расчетов между интервалами, а также появляется возможность получения более адекватного для общего набора данных диагностического коэффициента (ДК) для каждого отдельного интервала. На основе значений диагностических коэффициентов проводится анализ зависимостей эффективности ГРП от геологических параметров.

Данные диагностической таблицы используются для прогнозирования исхода планируемых работ на вновь выбранном объекте. Таблица строится по результатам анализа, проведённого указанным методом, по обучающей выборке объектов. В нашем случае обучающими выборками скважин являются сформированные выборки анализируемого ГРП.

Для объективной оценки эффективности разработанной методики было рассмотрено четыре варианта набора данных. Наборы данных представляют собой таблицы с основной информацией о скважинах, предоставляемой при проведении ГРП. Так как предоставляемая информация не стандартизирована, она может представлять собой совершенно разнящиеся по типу и содержанию данные. Разработанная методика не зависит от типа задаваемых данных. Она направлена именно на вьивление информативности, то есть статистически значимых объектов в предоставленных наборах данных.

В качестве данных одного из вариантов использовалось 40 скважин со следующими характеристиками: дебит жидкости (т/сут); накопленная добыча жидкости (т); удельный дебит жидкости на метр перфорированной толщины пласта (т/м); обводненность (%); дебит нефти (т/сут); накопленная добыча нефти (т); общая проницаемая толщина пласта (м); перфорированная толщина пласта (м); проницаемость (мкм2); коэффициент нефтенасыщенности (%); остаточные запасы нефти по скважине, которые определялись численно (тыс. т.)

С использованием метода Кульбака и критериев Вилкоксона-Манна-Уитни была предложена первичная таблица диагностических коэффициентов и информативных параметров (таблица 2).

Необходимо отметить, что малоинформативные, по критерию Манна-Уитни, такие признаки, как дебит жидкости, накопленная добыча жидкости, коэффициент проницаемости, коэффициент нефтенасыщенности. Остальные признаки показали довольно высокое значение критерия Манна-Уитни. Самое большое значение имеет общая проницаемая толщина пласта, затем следует перфорированная толщина пласта и т.д. (таблица 2).

Анализ данных показал, что удельный дебит жидкости на метр перфорированной толщины пласта имеет высокий положительный диагностический коэффициент в интервале от 2,0 до 2,3 т/м. В интервалах более 2,3 т/м диагностические коэффициенты и информативность параметра равны нулю. Положительные ДК отмечаются и в интервалах 1,25... 1,60 т/м и 1,60... 1,95 т/м. Они равны соответственно 0,81 и 3,27. Таким образом, полученные данные указывают на то, что для обеспечения эффективности технологии ГРП необходимо выбрать под обработку скважины, имеющие удельный дебит жидкости от 1,25 до 2,30 т/м.

Обводненность продукции скважин имеет меньшую информативность, чем удельный дебит жидкостей (в 2 раза ниже). Анализ показал, что благоприятные значения фактора обводненности для обеспечения высокой эффективности метода находятся в пределах от 82 % и более. Этим значениям обводненности и соответствуют наибольшие значения информативности (7,43 и 9,83).

Методика позволяет:

- проводить предварительную оценку информативности факторов, влияющих на эффективность ГРП, и их отбор для последующего анализа с применением статистики Манна-Уитни;

- определять интервалы изменения геолого-технологических факторов, обеспечивающих высокую эффективность применения технологии ГРП;

- проводить классификацию объектов выборок, подчиняющихся любым законам распределения, и диагностирование эффективности ГРП методом потенциальных функций и процедурой Вальда. Точность прогноза составляет 81... 83 %.

Таблица 2 - Таблица диагностических коэффициентов и информативностей параметров

Признак Интервал ДК Информативность

Удельный дебит жидкости на метр перфорированной толщины пласта, т/м 0,20...0,55 - 1,77 6,97

0,55...0,90 - 1,31 3,93

0,90... 1,25 -0,79 1,50

1,25...1,60 0,81 0,94

1,60... 1,95 3,27 8,67

1,95...2,30 9,83 24,88

2,30...2,65 0 0

Суммарный - - 46,89

Обводненность, % 12,66...24,25 -0,59 0,48

24,25...35,84 0,45 0,40

35,84...47,43 -0,64 0,94

47,43...59,02 - 1,00 1,64

59,02... 70,62 -1,54 2,69

70,62...82,21 -0,13 0,02

82,21...93,80 3,25 7,43

93,80...105,39 5,06 9,83

Суммарный - - 23,43

Дебит нефти, т/сут 3,85...10,32 -0,29 0,08

10,32...16,79 -0,93 1,17

16,79...23,26 -2,16 8,44

23,26...29,73 -0,83 1,44

29,73...36,20 0,81 1,31

36,20...42,67 0,86 1,11

42,67... 49,14 2,44 4,34

49,14...55,61 3,46 3,71

Суммарный - - 21,62

Накопленная добыча нефти, т 13126,91...29303,19 -0,64 0,47

29303,19...45479,47 - 1,66 4,03

45479,47...61665,75 -2,47 9,43

61655,75...77832,03 -3,42 14,26

77832,03...94008,31 -0,78 0,87

94008,31...110184,59 0,99 1,50

110184,59...126360,87 4,33 26,13

126360,87...142537,20 4,92 15,22

Суммарный - - 71,92

Полученные диагностические таблицы рекомендуется использовать для раннего диагностирования эффективности технологии ГРП, а также для

определения интервалов варьирования параметров, благоприятствующих повышению эффективности технологии ГРП.

Методика формализована в виде программного продукта в среде программирования Borland Delphi 7 для исследования геолого-технологических параметров пласта и процесса ГРП. В программе реализованы просмотр графиков и гистограмм, построенных на основе выборок по данным и расчетным интервалам, а также вывод информации о точности распознавания данных, из которой следует точность прогноза эффективности технологии ГРП.

Третья глава посвящена разработке методики прогнозирования продолжительности эффекта от гидравлического разрыва пласта, алгоритм которой представлен в виде программного модуля. Для условий Даниловского месторождения ТПП «Урайнефтегаз» проведены исследования продолжительности эффекта ГРП в зависимости от геолого-технологических характеристик пласта и технологических параметров ГРП, таких как обводненность, депрессия, коэффициент продуктивности, проницаемость, пористость, объём закачки жидкости с проппантом и количество проппанта. Прогнозирование эффекта от ГРП целесообразно при наличии остаточных запасов нефти в зоне дренирования скважины. По нашим данным, остаточные запасы нефти должны быть не ниже (8...10) тыс. тонн.

Для определения эффективности ГРП методом группового учета аргументов в качестве входных характеристик используется таблица геолого-технологических параметров, в качестве выходного параметра - расчётная продолжительность эффекта от ГРП. Блок-схема реализации алгоритма МГУА представлена на рисунке 1 и формализована в программном модуле.

Для прогнозирования эффективности ГТМ решаются задачи по корреляции данных и диагностике эффективности ГРП методом ГУА. Оценка «тесноты» связи исходных параметров (коэффициента корреляции), а также вычисления среднего арифметического значения по параметру и среднего квадратического отклонения проводятся для каждого геолого-технологического параметра, влияющего на ГРП. Для решения задачи и вычисления искомой функции - «продолжительность эффекта от ГРП» -отображается расчётная продолжительность эффекта, а также погрешность измерения в сравнении с данными, полученными с промысла. Данный эффект просчитывается для каждой скважины.

Программный модуль позволяет выполнять графическую интерпретацию полученных результатов, т.е. получать зависимости искомой

функции от каждого из параметров, влияющих на гидроразрыв пласта, и находить доверительные интервалы с помощью метода градиентного спуска.

Начало

Вывод результата

Рисунок 1 - Блок-схема реализации алгоритма МГУА

Интерпретация зависимостей методом градиентного спуска позволила прогнозировать значения обводненности, которые положительным образом влияют на продолжительность эффекта от ГРП. Эти значения находятся в пределах от 13,0 % до 17,5 %. Промысловые данные косвенно подтверждают данные, полученные при моделировании ГРП методом ГУА. По принятой

рекомендации на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» проводят ГРП, если обводненность не превышает 20 %.

Графическая интерпретация зависимости продолжительности эффекта ГРП от депрессии показала, что высокая технологическая эффективность наблюдается в доверительном интервале 16,0... 19,5 МПа. Практические исследования, проведенные на скважинах Даниловского месторождения, указывают на интервал депрессии 15...20 МПа. Установлено, что доверительный интервал для коэффициента продуктивности находится в пределах от 0,59 до 1,09 м3/(сут-МПа). Расчетный коэффициент, используемый при разработке месторождения, равен единице. Он также попадает в интервал.

Полученные с помощью программного продукта результаты интерпретации указывают лишь на наличие зависимости продолжительности эффекта от проницаемости и пористости, однако они не позволяют однозначно установить доверительные интервалы. При проведении ГРП следует в первую очередь оценивать фильтрационно-емкостные характеристики пластов, в том числе значения функций распределения проницаемости и пористости, так как эти характеристики являются ключевыми при эксплуатации пласта.

Продолжительность эффекта от ГРП достигает своего максимального значения при объемах закачки жидкости с проппантом, равных 13... 17 м3. При больших объемах закачки наблюдается снижение проницаемости. Установлено, что продолжительность эффекта от ГРП достигает своего максимального значения (530 сут), когда в пласте находится 15... 16 тонн пропп анта.

Полученные результаты являются итогом моделирования. Для каждого геолого-технологического параметра найден «доверительный» интервал, который характеризует границы значения параметра, соответствующие наиболее оптимальному значению искомой функции. Данный интервал рекомендуется для ГРП, т.к. каждая скважина является сложным геотехнологическим объектом, и рассмотрение всех её параметров, а также структуры пластов (литологическое строение, петрофизические характеристики, ФЕС пластов) требует глубокого и тщательного анализа. Но общая тенденция принадлежности параметров, исследуемых нами в лабораторных условиях, и этих же параметров, применяемых для проведения ГРП в структурных подразделениях ТПП «Урайнефтегаз», одинакова, что является косвенным подтверждением адекватности построенной модели ГУА для ГРП.

В данной методике используются параметры, которые исключительно важны для ГРП, но полный список параметров, которые даже косвенно влияют на ГРП, составляет огромное количество пунктов. В программном модуле заложена возможность учёта всех необходимых параметров.

В четвертой главе рассматривается комплексный подход к добыче нефти, сочетающий отбор нефти из многопластовой залежи с высоким газовым фактором с использованием оборудования для раздельной эксплуатации и предварительной обработкой интервалов пласта технологией ГРП перед спуском оборудования ОРЭ. Кроме того, по данной технологии комплексного действия предусматривается использование энергии попутного газа с помощью разработанных автором технических решений (патент РФ № 102675, патент РФ № 2457320).

Достижение равномерной выработки запасов нефти из прослоев с различающимися геолого-физическими характеристиками возможно при их дифференцированном дренировании со стороны добывающих и нагнетательных скважин. Кроме этого, особую актуальность при разработке многопластовых месторождений приобрела проблема приобщения ранее не разрабатываемых запасов нефти вышележащих пластов без бурения дополнительных скважин. Одним из перспективных технологических решений, широко используемым на сегодняшний день в нефтяных компаниях, является использование специального насосного оборудования, позволяющего вести одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких пластов.

Тем не менее, данный способ эксплуатации постоянно совершенствуется. В этой связи рекомендуем рассмотреть усовершенствованную технологию ОРЭ.

Разработанная установка включает погружной электродвигатель с датчиком телеметрии; гидрозащиту; газосепаратор; насос, перекачивающий жидкость из нижнего пласта; пакерную систему, которая разобщает эксплуатируемые пласты с выходом жидкости выше пакерующего элемента; газосепаратор, принимающий жидкость с нижнего и верхнего пластов; насос, перекачивающий общую продукцию обоих пластов (рисунок 2). Среди достоинств компоновки следует отметить следующие: минимальная металлоемкость; простота конструкции; возможность использования стандартного оборудования в составе компоновки (от ЭЦН-15 до ЭЦН-700); надежная изоляция эксплуатируемых объектов; возможность создания различной депрессии на каждый пласт (суть контроля депрессии в данном случае сводится к подбору насоса необходимого типоразмера,

соответствующего дебиту пласта, а также изменению частоты вращения погружного электродвигателя - ПЭД, что, в свою очередь, влияет на напорно-расходную характеристику насосов); работа в скважинах с высокими дебитами.

Рисунок 2 - Конструктивная схема новой установки

для одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов нефтяной залежи

Процесс добычи углеводородов месторождений Западной Сибири, таких как Тарасовское, Харампурское и Комсомольское, связан с рядом осложнений. Анализ добывающего фонда скважин показал, что каждая пятая скважина на данных месторождениях добывает продукцию с высоким газовым фактором. Средний газовый фактор составляет 450 м3/т. Около 74 % фонда скважин оборудовано установками электроцентробежных насосов, при эксплуатации которых возникают следующие проблемы: нестабильный приток нефти, интенсивное солеобразование, образование гидратов и парафина в стволах насосно-компрессорных труб (НКТ) и фонтанной арматуры. Это приводит к нестабильной работе установки, износу рабочих органов, перегреву погружного электродвигателя и оплавлению кабеля.

В настоящее время способ эксплуатации скважины, включающий спуск бесштангового насоса - глубинного центробежного насоса - на колонне насосно-компрессорных труб и откачку продукции скважины по упомянутым трубам, имеет недостаток, который заключается в том, что энергия попутного газа не используется и оказывает вредное влияние на работу глубинного насоса. Накапливающийся в кольцевом пространстве скважины попутный газ под избыточным давлением периодически стравливают через перепускной клапан на устьевой арматуре в выкидную линию скважины.

Техническим результатом разработанной технологии является повышение эффективности эксплуатации скважины за счет более полного использования энергии попутного газа при одновременном увеличении производительности скважин.

Сущность технологии заключается в том, что при эксплуатации скважины используют бесштанговый насос и естественный газлифт (газлифт на попутном газе). В качестве возможного варианта газлифтной эксплуатации скважины может быть принят вариант непрерывно-дискретной газлифтной эксплуатации.

Основными исходными величинами для расчета расстановки скважинного оборудования для технологии непрерывно-дискретного газлифта являются величина забойного давления Рзаб., МПа, конкретной скважины, величина затрубного давления Рзатр., МПа, или, в случае использования внешнего источника, величина давления рабочего агента (газа).

Рассмотрим схему установки непрерывно-дискретного газлифта (рисунок 3). Рабочий агент-газ, аккумулированный в кольцевом пространстве скважины под давлением Рзатр., оттесняет поступающую из пласта жидкость на расстояние Ьо от устья скважины, что определяет положение приведенного динамического уровня жидкости.

Глубина точки ввода газа (глубина спуска Ь скважинной камеры) определяется по уравнению:

Ь = Н - Ь[ - (10ДРВХ/рж), где Ь] = 10(Рзаб. - Рзатр.УРж! ДРВХ - перепад давления на жидкостном затворе регулятора РД-50, который может варьироваться в пределах 0,5...5,0 МПа.

В зависимости от конкретных условий месторождения и геолого-технических характеристик скважин применяют несколько вариантов расчетов установок НДГ.

На рисунке 4 показана схема установки скважинного оборудования для эксплуатации способом «НДГ + ЭЦН». Вариант непрерывно-дискретной

газлифтной эксплуатации в сочетании с погружным бесштанговым электронасосом (центробежным или винтовым) разработан для применения в глубоких скважинах с высоким газовым фактором. Электронасос выполняет функции системы пуска и после освоения скважины может быть отключен или вновь запущен на некоторое время, если скважина «глохнет», например, от скопления воды на забое. Переключение скважины с ЭЦН на режим НДГ (или наоборот) выполняется клапанным отсекателем без глушения скважины. В таком сочетании скважинного оборудования эксплуатация скважины может продолжаться длительное время. Ограничение срока эксплуатации связано с ресурсом каждого отдельного узла установки.

Рисунок 3 - Схема установки непрерывно-дискретного газлифта

Рисунок 4 - Схема установки скважинного оборудования для эксплуатации способом «НДГ + ЭЦН»

Такое решение обеспечивает возможность оптимальной работы скважины практически на собственном энергетическом ресурсе - попутном газе - в малой зависимости от внешних условий. Небольшую энергетическую подпитку используют лишь на подготовительных этапах - для пуска или перезапуска скважины или на настройку скважины на оптимальный режим при ее отклонениях от него в процессе эксплуатации. Возможность

«настройки» скважины на оптимальный режим ее работы обеспечивают циклическим режимом работы скважины, т.е. изменением производительности во времени, давления отбора продукции, периодическим отключением. Циклический режим обеспечивает необходимый перепад давления между низкопроницаемыми и высокопроницаемыми зонами пласта и существенно увеличивает массообмен между ними.

В пятой главе приведены данные о технологической эффективности разработанных технологий и технических решений.

Промысловые испытания разработанного устройства для одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов проведены на Комсомольском месторождении. Выполнен спуск пакерной системы для одновременно-раздельной эксплуатации. Испытания проводили на трех скважинах: № 6082, № 2509, № 6065.

До проведения мероприятий среднесуточный дебит по жидкости в скважине № 6082 составлял 105 м3/сут, по нефти - 5,3 т/сут, обводненность добываемой продукции скважины была 94 %. После того как в скважине № 6082 к пластам БП52 и БПб1 приобщили пласт БП4 и ввели в эксплуатацию, среднесуточный дебит по жидкости составил 173 м3/сут, по нефти — 11,6 т/сут при обводненности 92 %. Прирост составил 6,3 т/сут. Внедрение данной технологии позволило получить дополнительно по скважине № 6082 930 тонн нефти.

Подобная работа, проведенная на скважине № 2509, также показала свою эффективность. До применения пакерной системы для ОРЭ скважина характеризовалась следующими показателями: среднесуточный дебит по жидкости составлял 200 м3/сут, по нефти - 9,5 т/сут, обводненность - 94 %. После приобщения к пластам БП52 и БПб1 пласта БП22 скважина начала работать со следующими показателями: среднесуточный дебит по жидкости -280 м3/сут, по нефти - 18 т/сут, обводненность - 92 %. Дополнительная добыча нефти составила 510 тонн.

Промысловые испытания разработанной технологии на скважине № 6065 показали следующие результаты: до испытаний дебит жидкости составлял 38 м3/сут, нефти - 9,8 т/сут, обводненность - 70 %. После приобщения пласта БПг0"3 к пласту БПб1 (25.05.2010 г.) добычные возможности скважины увеличились: дебит жидкости составил 51 м3/сут, дебит нефти — 18 т/сут, обводненность продукции скважины снизилась до 64 %. Дополнительная добыча нефти составила 162 тонны.

Разработанная технология непрерывно-дискретного газлифта внедрена на Тарасовском, Фестивальном и Харампуровском нефтегазовых месторождениях.

В период с 01.12.2009 г. по 15.02.2011 г. было внедрено 12 компоновок дискретного газлифта, в том числе на скважине 190/Фест внедрена комбинированная компоновка (НДГ + УЭЦН) с целью периодической откачки воды с призабойной зоны пласта установкой ЭЦН. По состоянию на 02.03.11 г. в работе с НДГ находятся 7 скважин, переведены на другой способ эксплуатации (ЭЦН) 4 скважины, остановлена для проведения ГРП 1 скважина. Средняя наработка на отказ (СНО) скважин до внедрения -169 сут, после внедрения - 189 сут (+ 20 сут). Средняя текущая наработка -258 сут (+ 89 сут к СНО до внедрения).

Прирост дебита после внедрения составил по жидкости 81,3 м3/сут, по нефти - 39,8 т/сут.

Дебит нефти на одну скважину после внедрения составил 25,6 т/сут (+ 7,6 т/сут). Продолжительность эффекта по дебиту нефти составляет в среднем 122 сут (min - 23 сут по скважине 511 р/Фест, шах - 356 сут по скважине 169/Фест).

По состоянию на 02.03.2011 г. положительный баланс по дебиту нефти сохранили 3 скважины (скв. 625/С-Хар, 684/С-Хар, 169/Фест).

Скважины, имеющие продолжительный положительный эффект, характеризуются невысокой обводненностью (не более 25 %), высоким пластовым давлением (не ниже 270 атм) и высоким дебитом газа (не ниже 20000 м3/сут). Четыре скважины из 7 снизили дебит нефти ниже остановочных (скв. 227/С-Хар, 237/С-Хар, 288/С-Хар, 190/Фест).

Причины снижения дебита нефти в процессе эксплуатации связаны :

- с увеличением обводненности (скв. 237/С-Хар, 190/Фест);

- снижением потенциала скважин (скв. 227/С-Хар, 288/С-Хар).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана методика анализа эффективности ГРП, включающая предварительную оценку информативности факторов, влияющих на эффективность ГРП, и их отбор для последующего анализа и расчетов с применением статистики Манна-Уитни и метода Кульбака. Полученные диагностические таблицы можно рекомендовать для раннего диагностирования эффективности технологии ГРП, а также для определения

интервалов варьирования параметров, благоприятствующих повышению эффективности технологии ГРП.

2. Разработана методика прогнозирования продолжительности эффекта от гидравлического разрыва пласта, алгоритм которой реализован в виде программного модуля, позволившего для условий Даниловского нефтяного месторождения определить интервалы изменения геолого-технологических характеристик пласта и технологических параметров ГРП, при которых продолжительность эффекта от ГРП может быть максимальной.

3. Разработанное техническое устройство для усовершенствования технологии добычи нефти из неоднородных многопластовых эксплуатационных объектов позволило по трем скважинам Комсомольского месторождения получить 1602 тонны дополнительной нефти.

4. Разработанная технология непрерывно-дискретной газлифтной эксплуатации в сочетании с погружным бесштанговым электронасосом (центробежным или винтовым) для глубоких скважин с высоким газовым фактором направлена на повышение эффективности эксплуатации скважины за счет более полного использования энергии попутного газа и увеличение производительности скважин. Технология позволила получить прирост дебита нефти 7,6 т/сут на одну скважину.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Грехов, И. В. Технология выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из залежей с высоким газовым фактором [Текст] / И. В. Грехов, Ш. X. Султанов // НТЖ «Нефтегазовое дело». - 2012. - Т. 10. - № 3. - С. 812.

2. Султанов, Ш. X. Геоинформационная стратегия разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти [Текст] / Ш. X. Султанов, Ю. А. Котенев, В. Е. Андреев, А. П. Стабинскас, И. В. Грехов // НТЖ «Георесурсы». - 2012. - № 2 (44). - С. 42-45.

3. Грехов, И. В. Алгоритм и описание программного продукта для задачи диагностирования геолого-технологических мероприятий [Текст] / И. В. Грехов, Р. Я. Кучумов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - № 11. -С. 22-27.

Патенты на изобретения и полезные модели

4. Пат. 102675 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов нефтяной скважины [Текст] / Грехов И. В., Сахнов Р. В., Николаев О. С.; заявители и патентообладатели Грехов И. В., Сахнов Р. В., Николаев О. С. -№ 2010144444; заявл. 01.11.2010; опубл. 10.03.11, Бюл. № 7.

5. Пат. 2457320 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/16. Способ эксплуатации скважины [Текст] / Шарапинский В. К., Грехов И. В., Сахнов Р. В. заявитель и патентообладатель ООО «Дискрит». -№ 2011111755; заявл. 29.03.2011; опубл. 27.07.12, Бюл. № 21.

Прочие печатные издания

6. Грехов, И. В. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов [Текст] / И. В. Грехов, Р. В. Сахнов, О. С. Николаев // Производственно-технический журнал «Инженерная практика». — М.: ООО «Издательство «Энерджи Пресс», 2011. - № 3. - С. 22-23.

7. Грехов, И. В. Анализ интерференции скважин после гидроразрыва при различных системах их расстановки [Текст] / И. В. Грехов // Матер. VIII Всеросс. научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - С. 35-38.

8. Грехов, И. В. Исследование интерференции скважин после гидроразрыва при семиточечной расстановке [Текст] / И. В. Грехов // Матер. VIII Всеросс. научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - С. 38-41.

9. Грехов, И. В. Алгоритмизация задачи притока к одиночной трещине конечной проводимости, расположенной в центре кругового пласта с удаленным контуром питания [Текст] / И. В. Грехов // Матер. VIII Всеросс. научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - С. 41-43.

10. Грехов, И. В. Исследование зависимости безразмерного дебита скважин после операции гидроразрыва от проницаемости трещины при различных системах заводнения [Текст] / И. В. Грехов, А. С. Матвеев // Матер. IX Всеросс. научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 48-52.

11. Грехов, И. В. Программно-информационное обеспечение диагностирования эффективности геолого-технологических мероприятий [Текст] / И. В. Грехов // Матер. X Всеросс. научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 58-61.

12. Грехов, И. В. Системный анализ • точности прогнозирования эффективности гидроразрыва пласта [Текст] / И. В. Грехов, Р. Р. Кучумов // Матер. X Всеросс. научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 62-64.

13. Галиева, М. X. Кластеризация скважин по геолого-технологическим параметрам с целью прогнозирования гидравлического разрыва пласта [Текст] / М. X. Галиева, И. В. Грехов, А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). - Уфа: ООО «Монография», 2012. - Вып. 1 (6). - С. 150-153.

14. Галиева, М. X. Геолого-технологический анализ гидравлического разрыва пласта в терригенных коллекторах пашийского и кыновского горизонтов [Текст] / М. X. Галиева, И. В. Грехов, А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). - Уфа: ООО «Монография», 2012. - Вып. 1 (6). - С. 154-162.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 17.04.2013 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 1,15. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 88. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Грехов, Иван Викторович, Уфа

Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» (ГАНУ ИНТНМ)

УДК 622.276.6 На правах рукописи

ГРЕХОВ ИВАН ВИКТОРОВИЧ

КОМПЛЕКС ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ МНОГОПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ВЫСОКИМ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

ф Диссертация

^ на соискание ученой степени кандидата технических наук

о „ со £

со 8

V о

Научный руководитель, #\1 со доктор технических наук, доцент Султанов Шамиль Ханифович

4 л о

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 4

1 КРАТКИЙ ОБЗОР ФАКТОРОВ УХУДШАЮЩИХ 8 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ

1.1 Анализ факторов, ухудшающих работу призабойной зоны пласта 8

1.2 Технологии улучшения фильтрационно-емкостных свойств пласта 13

1.2.1 Общая характеристика гидравлического разрыва пласта 15

1.2.2 Краткий анализ эффективности технологии ГРП на Повховском нефтяном месторождении 17

1.2.3 Продолжительность эффекта в различных геолого-технических условиях 25 1.3. Особенности добычи нефти из многопластовых залежей ' 27 1.4 Особенности разработки нефтяных залежей с высоким газовым фактором 29 Выводы к главе 1 32

2 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА КОМПЛЕКСОМ СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ 3 3

2.1 Общие положения выделения критериев эффективности геолого-технологических мероприятий 34

2.2 Методика анализа эффективности гидравлического разрыва пласта комплексом статистических методов 37

2.3 Оценка эффективности методики анализа гидравлического разрыва пласта 43

2.4 Формализация методики анализа и прогнозирования эффективности гидравлического разрыва пласта 59 Выводы к главе 2 61

3 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ЭФФЕКТА ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА МЕТОДОМ ГРУППОВОГО УЧЁТА АРГУМЕНТОВ 63

3.1 Основные алгоритмы метода группового учёта аргументов 63

3.2 Комбинаторный алгоритм МГУА 64

3.3 Блок-схема реализации алгоритма МГУА и разработка методики прогнозирования эффективности ГРП 66

3.4 Исследования продолжительности эффекта ГРП от обводненности пласта, депрессии 69

3.5 Исследование продолжительности эффекта ГРП от коэффициента

продуктивности, проницаемости и пористости 72 3.6 Исследование продолжительности эффекта ГРП от объёма закачки

жидкости с проппантом и от количества проппанта 76

Выводы к главе 3 78

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ ВЫСОКИХ ЗНАЧЕНИЙ ГАЗОВОГО ФАКТОРА,

НЕОДНОРОДНОСТИ И ОБВОДНЕННОСТИ 80

4.1 Перспективы применения современных технологий добычи углеводородов из многопластовых залежей месторождений Западной Сибири 81

4.2 Разработка технологии добычи нефти в условиях неоднородного многопластового объекта 86

4.3 Разработка технологии добычи нефти в условиях высокого газового фактора 89

4.4 Преимущества разработанных технологии добычи углеводородов 95 Выводы к главе 4 100

5 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ 101

5.1 Анализ выработки запасов нефти месторождений северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции 101

5.2 Геолого-технологический анализ внедрения технического решения

по выработки запасов нефти из многопластового объекта 107

5.3 Геолого-технологический анализ внедрения технологии добычи

нефти с высоким газосодержанием 112

Выводы к главе 5 122

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 123

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 124

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Эффективная разработка нефтяных месторождений представляет собой сложную задачу, для успешного решения которой требуется применение комплексного подхода. Это стало особенно актуальным на современном этапе, для которого характерно существенное ухудшение структуры запасов нефти и газа. Для повышения эффективности разработки месторождений требуется создание принципиально новых и совершенствования существующих методических подходов, технических и технологических решений в области добычи углеводородов.

В настоящее время широкое распространение получили «универсальные» технологии добычи углеводородов, которые показывают нестабильную эффективность. Многообразие геолого-промысловых характеристик продуктивных пластов требуют обоснованного выбора методов и технологий воздействия на призабойную зону скважин и продуктивный пласт для конкретных геолого-технических условий. В осложненных геологических условиях месторождений углеводородов, характеризующихся неоднородными и многопластовыми залежами, высоким газосодержанием эффективность применение методов направленных на улучшение фильтрационных свойств пласта может зависеть от множества факторов. Выявление наиболее важных и значимых факторов является приоритетной задачей. Выделение преимущественных геолого-технологических особенностей пластовых систем позволяет совершенствовать, разрабатывать и научно-методический обосновывать технологии добычи углеводородов. Это особенно важно при создании методик подбора скважин, оценки эффективности и прогнозирование ГРП, а также выбора технологии или способа добычи углеводородов.

Решение этих задач предполагает создание алгоритмов, позволяющих значительно повысить степень достоверности и надежности процедуры обоснования и планирования геолого-технологических мероприятий на скважинах с применением прогрессивных технологий.

В связи с этим разработка эффективных методик, в которых реализованы основные алгоритмы моделирования технологии воздействия на зону дренирования скважины в частности ГРП, методами адаптации и обучения, а также совершенствование и разработка технологии и добыча углеводородов для определенных геолого-технологических условий пласта является актуальной.

Цель работы. Разработка методических подходов к подбору скважин, оценки эффективности и прогнозирования ГРП, а также совершенствование

и разработка новых технологий добычи углеводородов из многопластовых залежей и пластов с высоким газосодержанием. Основные задачи исследований:

1. Обобщение технологий и способов добычи нефти из эксплуатационных объектов, характеризующихся низкой проницаемостью, высокой неоднородностью и значительным газовым фактором;

2. Разработать методику анализа эффективности ГРП с возможностью выбора скважин-кандидатов;

3. Провести исследования продолжительности эффекта ГРП от геолого-физических характеристик пласта и технологических параметров ГРП;

4. Разработка технических устройств, для реализации усовершенствованной технологии добычи нефти из многопластовых эксплуатационных объектов;

5. Разработка новых технологий добычи нефти с высоким газосодержанием;

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач проводилось в соответствии с общепринятой методикой научных исследований, включающей анализ и обобщение известных результатов в этой области. Методы исследования - многомерный статистический анализ и теория распознавания образов, методы адаптации и обучения, группового учета аргументов и информационные технологии, оценка и анализ геолого-промысловой информации.

Достоверность результатов исследования базируется на сходимости фактических и расчетных показателей эффективности применения технологии ГРП, выполненной геолого-промысловой оценке и геолого-технологическом анализе внедрение совершенствованных и разработанных технологий добычи углеводородов на Комсомольском, Харампурском, Тарасовском и Фестивальном месторождениях. Выводы и рекомендации обоснованы корректным применением методов обучения и адаптации и алгоритмов самоорганизации. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных ТПП «Когалымнефтегаз» и «Урайнефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь», ООО «РН -Пурнефтегаз» Научная новизна

1. Разработана методика анализа и оценки эффективности ГРП, включающая выделение остаточных запасов нефти и исследования геолого-технологических параметров операции ГРП с использованием алгоритмов последовательного анализа.

2. На основе комбинаторного алгоритма метода группового учета аргументов для геолого-технологических условий Даниловского нефтяного месторождения определены интервалы изменения геолого-технологических

характеристик пласта и технологических параметров ГРП, при которых продолжительность эффекта от ГРП может быть максимальной.

3. Создана комплексная технология отбора нефти из неоднородного эксплуатационного объекта техническим решением реализации которой, является, предварительная интенсификация притока нефти путем гидравлического разрыва отдельных пластов и отдельно-раздельная эксплуатация с использованием усовершенствованной пакерной системой.

4. Для добычи нефти с высоким газосодержанием разработана технология, основанная на совместной работе непрерывно-дискретного газлифта и электроцентробежного насоса и обеспечивающая работу скважины на собственном энергетическом ресурсе - попутном газе при минимальных эксплуатационных затратах.

Основные защищаемые положения:

1. Методика анализа эффективности ГРП и подбора скважин для проведения гидравлического разрыва пласта;

2. Методика прогнозирования продолжительности эффекта от применения технологии ГРП на основе самоорганизующих алгоритмов.

3. Усовершенствования технология одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов нефтяных месторождений.

4. Технология непрерывно-дискретного газлифта для добычи нефти с высоким газосодержанием.

Практическая ценность результатов работы

1. Разработанные методики анализа эффективности ГРП и подбора скважин для гидравлического разрыва пласта, а также методика для прогнозирования продолжительности эффекта от применения технологии ГРП формализованы в пакет программ для отбора и . оценки информативности геолого-технологических параметров процесса ГРП и для прогнозирования продолжительности эффекта от ГРП.

2. Усовершенствована технология одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов нефтяных месторождений путем разработки пакерного устройства (патент № 102675) позволяющая при больших перепадах пластового давления контролировать депрессию на различные пласты и обеспечивающая средний прирост дебита с одной скважины до 9 т/сут.

3. Разработана технология непрерывно-дискретной газлифтной эксплуатации в сочетании с погружным бесштанговым электронасосом (центробежным или винтовым) для глубоких скважин с высоким газовым фактором (патент РФ № 2457320) обеспечивает возможность оптимальной работы скважины на собственном энергетическом ресурсе - попутном газе

при минимальных эксплуатационных затратах и вывода скважины на установившейся режим за трое суток.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на VIII и IX Всероссийских научно-практических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - Нефтегазовому Региону» по секции: «Моделирование и управление процессами добычи и транспортировки нефти и газа». - Тюмень, 20092010гг., научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (2007-20 Югг). научно-технических совещания ОАО «НК «Роснефть»»

Публикации. По результатам исследований опубликовано 9 печатных работ, в том числе - научных изданиях, рекомендованных ВАК России.

1 КРАТКИЙ ОБЗОР ФАКТОРОВ УХУДШАЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Решение проблемы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов тесно связано с состоянием околоскважинных зон добывающих и нагнетательных скважин, геологической характеристикой и энергетическим состоянием продуктивного объекта, физико-химическими свойствами флюидов насыщающих коллектор.

Обширные исследования, позволившие глубоко изучить состояние и свойства пластовых систем и повысить эффективность дренирования, проведены многими специалистами и учеными, такими как М.Т. Абасов, В.Е. Андреев, P.A. Аллахвердиев, З.С. Алиев, И.М. Аметов, В.А. Амиян, O.K. Ангелопуло, Ю.В. Антипин, Э.А. Бакиров, П.В. Балицкий, К.С. Басниев, СМ. Гадиев, А.Ш. Газизов, Р.Ф. Ганиев, Р.Х. Гильманова, Р.Я. Кучумов, Ш.К. Гиматудинов, С.С. Григорьян, А.И. Гриценко, В.М. Добрынин, В.П. Дыбленко, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов, С.Н. Закиров, P.P. Ибатуллин, М.М. Иванова, Ю.П. Коротаев, Ю.А. Котенев, В.И. Кудинов, О.П. Кузнецов, А.К. Курбанов, Е.Г. Леонов, Н.П. Лесик, М.Р. Мавлютов, А.Х. Мирзаджанзаде, H.H. Михайлов, Р.Х. Муслимов, М.Х. Мусабиров, Р.Я. Нугаев, Г.А. Орлов, В.Г. Подюк, В.Н. Носов, С.А. Рябоконь, Е.М. Соловьев, Э.В. Соколовский, В.М. Подгорнов, A.A. Попов, Н.Р. Рабинович, И.А. Сидоров, В.А. Сидоровский, Б.М. Сучков, P.M. Тер-Саркисов, Э.М. Симкин, П.М. Усачев, Н.Ш. Хайрединов, P.M. Хачатуров, H.A. Хисамутдинов, А.Н. Шандрыгин, Т.Ч. Шейдаев, В.Н. Щелкачев, P.M. Эйгелес, Р.Г. Юсупов, P.C. Яремийчук, A.M. Ясашин. Из зарубежных специалистов можно выделить Дж.Х. Ховарда, Дж.Е. Кинга, М. Хоблера, А. Вовка, И. Риджестика, Дж.М. Хансона, М. Кристиана, Константинеску и др.

1.1 Анализ факторов, ухудшающих работу призабойной зоны

пласта

До вскрытия бурением продуктивный пласт находится в относительно равновесном состоянии. После вскрытия бурением продуктивного пласта по всей его толщине вокруг ствола скважины образуется призабойная зона

пласта (в дальнейшем ПЗП). Размеры ПЗП изменяются от долей метров до десятков метров. В этой зоне возникают различные явления, зависящие от геолого-физической характеристики коллектора, физико-химических' свойств насыщающих его жидкостей и способа воздействия на пласт при вскрытии и эксплуатации скважины [25, 26]. В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть энергии фильтрующихся флюидов. Это предопределяет существенное снижение эффективности

нефтегазоизвлечения.

Недавние исследования [26, 31] показали, что снижение проницаемости в околоскважинной зоне может достигать 100-кратной величины и более. Поэтому для правильного обоснования технологий повышения продуктивности скважин необходимо знать радиус зоны с ухудшенной проницаемостью и степень ухудшения проницаемости в этой зоне. В то же время многочисленные исследования околоскважинных зон показывают, что имеется целая серия процессов, приводящих к ухудшению состояния околоскважинной части нефтегазового пласта.

Исследования по заканчиванию скважин и повышению их продуктивности направлены, прежде всего, на определение роли ухудшения проницаемости околоскважинной зоны при вскрытии пластов бурением и перфорацией. Практически во всех работах признается важное влияние проникновения фильтрата глинистого раствора на процессы поражения пласта [3, 4, 12, 17, 23, 24, 27, 28, 33]. Это обусловлено технологией вскрытия пластов бурением, предусматривающей создание давления в скважине, значительно превышающего пластовое.

Фильтрация промывочной жидкости и размеры зоны проникновения определяются, прежде всего, состоянием и свойствами глинистой корки [24]. От коркообразующих свойств промывочной жидкости зависит диаметр зоны проникновения. Работами В. Энгельгардта, В.А. Михеева [27] и др. показано, что проницаемость глинистых корок определяется составом исходной промывочной жидкости, действующим на корку перепадом давлений и режимом течения промывочной жидкости в стволе скважины. Толщина глинистой корки колеблется от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Размеры зоны кольматации изменяются в более широких пределах. Так, по данным лабораторных исследований В.А. Сидоровского,

глубина проникновения глинистых частиц составляет от 1 до 5 мм, в то же время, согласно исследованиям А.И. Леонидовой, она достигает 200 мм.

В промысловой литературе часто фигурирует точка зрения, что основной объем промывочной жидкости поступает в пласт, в процессе его разбуривания в результате фильтрации под долото [7, 11, 29, 30]. Исследованию этих процессов посвящено большое количество работ, проведенных на протяжении нескольких десятилетий. Таким образом, значение фильтрации из скважины в пласт через стенки скважины при формировании проницаемости околоскважинной зоны может считаться существенным.

Определенная роль при поражении пласта отводится деформационным процессам, протекающим наряду с фильтрационными. В частности, изменению проницаемости околоскважинной зоны за счет смыкания естественных трещин и уменьшения объема фильтрующих пор под воздействием локальных напряжений в околоскважинной зоне посвящены работы [28]. На основании промысловых исследований в ряде районов Западной Сибири показано, что с увеличением трещинной проницаемости влияние смыкания трещин на уменьшение проницаемости околоскважинной зоны возрастает, при этом время смыкания трещин коле