Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научно-практические аспекты технологий селективной изоляции водопритоков в разработке каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Научно-практические аспекты технологий селективной изоляции водопритоков в разработке каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента"

005059682

На правах рукописи

ВЕЛИЕВ МУБАРИЗ МУСТАФА ОГЛЫ

НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ТЕХНОЛОГИЙ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В РАЗРАБОТКЕ КАВЕРНО-ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ГРАНИТНОГО ФУНДАМЕНТА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

1 в иди ¿(113

Уфа 2013

005059682

Работа выполнена в Совместном предприятии «Вьетсовпетро» (СП «Вьетсовпетро») и в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»).

Научный консультант — доктор технических наук, профессор

Владимиров Игорь Вячеславович

Официальные оппоненты: — Пономарев Александр Иосифович,

доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»

— Уметбаев Виль Гайсович,

доктор технических наук, профессор, ОАО НПФ «Геофизика», главный научный сотрудник

- Вафиы Риф Вакилович,

доктор технических наук, генеральный директор ЗАО «Алойл»

Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ

Ведущая организация

Защита состоится 20 мая 2013 г. в Ю30 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 19 апреля 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы. В настоящее время разрабатываемые месторождения СП «Вьетсовпетро» находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется снижением уровня добычи нефти, ростом обводненности добываемой продукции. Рост обводненности добываемой продукции является одной из причин, способствующих выходу скважин из действующего фонда.

Несмотря на широкие масштабы проведения водоизоляционных работ их успешность при креплении и эксплуатации скважин в условиях залежи каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента недостаточно высокая. Задача повышения успешности этих работ требует создания материалов, не только восстанавливающих герметичность заколонного пространства, но и максимально снижающих проницаемость наиболее интенсивно обводнившегося пропластка для исключения поступления воды из него.

Анализ обводненности скважин до и после водоизоляционных работ показывает, что используемые технологии по изоляции в открытом стволе методом отсечки нижней части трещиноватого пласта малоэффективны. Причинами этого является то, что выбранные изоляционные составы не подходят к геолого-техническим условиям фундамента месторождений СП «Вьетсовпетро» из-за высокой пластовой температуры и небольшой глубины проникновения изоляционных составов в пласт (не более 10... 15 см). Кроме того, периоды гелеобразования и термостабильности предложенных составов недостаточно продолжительны.

Борьба с обводнением скважин в трещиноватых коллекторах путем проведения водоизоляционных работ является труднорешаемой задачей. Остаточная нефть, в основном, находится в таком состоянии, что доизвлечение ее обычными методами разработки практически невозможно. Из опыта работ ведущих нефтегазодобывающих компаний в этом направлении видно, что, несмотря на внедрение усовершенствованных способов и новых методов водоизоляции, проблема остается не решенной.

Поэтому актуальность совершенствования теории и практики водоизоляционных работ в скважинах каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента является главной задачей современной научно-технической политики нефтяных компаний Вьетнама, занимающихся добычей нефти на шельфе юга Вьетнама.

Цель работы - повышение эффективности работы скважин залежи каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента за счет совершенствования теории и технологий водоизоляционных работ в обводненных скважинах на поздней стадии разработки месторождений.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ разработки каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента;

2. Теоретические аспекты разработки каверно-трещиноватых коллекторов;

3. Исследование направления и скорости перемещения нагнетаемой воды в залежи фундамента с применением радиоактивных изотопных индикаторов;

4. Экспериментальное исследование новых составов для изоляции водопритоков на добывающих скважинах залежи фундамента;

5. Создание новых составов и технологий, ограничивающих водопритоки в добывающих скважинах залежи фундамента;

6. Прогнозирование обводненности добывающих скважин залежи фундамента месторождений;

7. Создание технологии термохимического воздействия для очистки призабойных зон скважин залежи фундамента от продуктов кольматации;

8. Определение пределов обводнения и периода рентабельной эксплуатации добывающих скважин залежи фундамента.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на теоретических исследованиях с применением _ математических моделей фильтрации флюидов в коллекторах двойной пористости, лабораторных и промысловых исследованиях с

использованием современных математико-статистических методов обработки исходной информации и анализе полученных результатов.

Научная новизна результатов работы

1. Впервые для исследования процесса обводнения скважин в трещиноватом фундаменте шельфа юга Вьетнама предложены радиоактивные изотопные трасс-индикаторы, позволяющие на основе анализа по времени характера появления в обводненных скважинах радиоактивного вещества количественно оценить направления и среднюю скорость фильтрационного потока нагнетаемой воды в залежи, а также определить распределение объема нагнетаемой воды в отдельных частях залежи.

2. Теоретически доказана эффективность применения «перекрестной» схемы перфорации добывающих и нагнетательных скважин в разработке коллекторов двойной пористости.

3. Показано, что технологическая эффективность создания простирающегося в глубь пласта водонепроницаемого экрана зависит от объема изолируемого заводненного трещинного пространства коллектора. При этом зависимость прироста извлекаемых запасов нефти от объема изолируемого трещинного пространства носит нелинейный характер.

4. Экспериментально обоснованы рецептуры водоизолирующих составов, состоящих из синтетического полимера, агентов для образования геля и гель-цемента (ГЦ) на основе микроцемента в качестве закрепляющего состава для изоляции водопритока в добывающих скважинах залежи фундамента.

5. Предложена технология изоляции во до притоков в скважинах залежи фундамента, в которой предлагается с учетом теоретических исследований последовательно закачивать расчетный объем гелеобразующего состава и цементного раствора в скважину.

6. Предложен метод извлечения отсеченной нефти из недренириуемых зон залежи фундамента путем применения в качестве вытесняющего агента газлифтного газа, закачиваемого совместно с водой в нагнетательные и обводненные скважины.

7. Разработан состав и предложена технология приготовления и закачки термохимических составов для очистки пласта от продуктов внутрипоровой кольматации.

8. При помощи математико-статистических методов установлены пределы обводнения и периода рентабельной эксплуатации добывающих скважин залежи фундамента.

На защиту выносятся:

1. Метод исследования процесса обводнения скважин радиоактивными изотопными трасс-индикаторами;

2. Рецептура водоизолирующих составов, состоящих из синтетического полимера, агентов для образования геля и гель-цемента на основе микроцемента для изоляции водопритока в добывающих скважинах;

3. Результаты теоретических и лабораторных исследований технологии изоляции водопритоков в скважинах залежи фундамента, использующей многокомпонентный гелеобразующий состав и цементный раствор;

4. Метод извлечения отсеченной нефти из недренируемых зон залежи фундамента закачкой газоводяной смеси;

5. Технология приготовления и закачки термохимических составов для очистки пласта от продуктов кольматации;

6. Пределы изменения обводнения и периоды рентабельной эксплуатации добывающих скважин залежи фундамента;

7. В условиях проявления структурно-механических свойств нефти нестационарные технологии являются хорошей альтернативой водоизоляционным технологиям, т.к. наряду со значимым технологическим эффектом обладают малой стоимостью.

Практическая ценность результатов работы

1. Основные рекомендации диссертационной работы использованы при составлении «Уточненной технологической схемы разработки и обустройства месторождения «Белый Тигр»», «Генеральной схемы разработки и обустройства месторождения «Дракон»» и создании технологий изоляции водопритоков в скважинах залежи фундамента, доведенной до промышленной эксплуатации.

2. Созданы новые способы и технологии изоляции водопрнтоков и повышения производительности скважин залежи фундамента, что позволило дополнительно добыть 19.04 тыс. т нефти и получить чистую прибыль в размере 3.17 млн долларов США.

Достоверность результатов исследования основана на применении современных математико-статистических методов обработки результатов лабораторно-промысловых исследований, численного исследования на ПЭВМ и сопоставлении теоретических выводов с результатами практического применения технологий изоляции водопритоков в скважинах залежи фундамента.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на: семинарах НИПИморнефтегаз (2004-2012 гг., г. Вунгтау, Вьетнам), ГУП «ИПТЭР» (2004 г., г. Уфа, РФ); научно-технических советах СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз (2004-2012 гг., г. Вунгтау, Вьетнам); международных научно-технических конференциях (2001, 2006 и 2011 гг., г. Вунгтау, Вьетнам); научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VII, VIII Конгрессов нефтегазопромышленников России (2007, 2009 гг., г. Уфа, РФ); международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2007» (2007 г., г. Уфа, РФ); научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» в рамках VII Российского энергетического форума (2007 г., г. Уфа, РФ); Всероссийских научно-практических конференциях «Энергосбережение. Проблемы и решения» в рамках VIII-XII Российских энергетических форумов (2008-2012 гг., г. Уфа, РФ).

Публикации и личный вклад автора Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 50 научных трудах, в том числе в 20 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения технологий по термохимическому воздействию для очистки призабойной зоны скважин (ПЗС).

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 229 наименований. Работа изложена на 339 страницах машинописного текста, содержит 82 рисунка, 35 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

Первая глава посвящена анализу разработки каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента месторождений шельфа юга Вьетнама.

Основная добыча нефти в Социалистической Республике Вьетнам ведется на 7 месторождениях: «Белый Тигр», «Черный Лев», «Дракон», «Заря», «Дайхунг», «Южный Дракон - Дой Мой» и «Рубин». По величине извлекаемых запасов нефти месторождения «Белый Тигр» и «Черный Лев» относятся к крупным; «Дракон», «Заря», «Рубин» - к средним, а выявленное в последние годы месторождение «Южный Дракон - Дой Мой» - к мелким. По фазовому составу месторождения «Белый Тигр», «Черный Лев», «Заря», «Рубин» -нефтяные; «Дракон» - газоконденсатнонефтяное, однако, учитывая незначительную весовую долю газа и конденсата в объеме всех запасов, его также можно рассматривать как нефтяное.

Данные месторождения многопластовые и многозалежные. Наиболее крупные залежи нефти связаны с породами фундамента, в которых образовались массивные («Дракон», «Южный Дракон - Дой Мой») и массивно-тектонически экранированные («Белый Тигр», «Заря») резервуары.

Несмотря на наличие многочисленных залежей в разрезе осадочного чехла, следует особо подчеркнуть, что наиболее крупные по запасам и добывным возможностям залежи нефти на шельфе южного Вьетнама приурочены к комплексу мезозойских магматогенных образований, слагающих фундамент Кыулонгской и Южно-Коншонской кайнозойских впадин. Именно их открытие привело к резкой активизации поисково-разведочных работ на шельфе Южного Вьетнама, которые ведутся уже более 25 лет.

Следует отметить, что доля получаемой продукции из залежей фундамента месторождений СП «Вьетсовпетро» составляет около 90 % от общей добычи нефти во Вьетнаме. Кроме того, активная добыча нефти ведется только на этих месторождениях. Поэтому вопросы повышения эффективности разработки залежей нефти фундамента месторождений шельфа юга Вьетнама рассматриваются на примерах месторождений СП «Вьетсовпетро» («Белый Тигр» и «Дракон»),

По данным лабораторных исследований керна породы фундамента имеют тонкопоровое строение, в основном, с микропустотами. Крупные трещины и каверны, играющие главную роль в процессе фильтрации флюидов на образцах керна малых размеров, практически отсутствуют. Открытая пористость пород фундамента изменяется по глубине и варьируется в довольно широком диапазоне, от нескольких десятых до 20 %.

В работе приводится краткий анализ состояния разработки залежей нефти фундамента месторождений СП «Вьетсовпетро» («Белый Тигр» и «Дракон»).

Отмечается, что в настоящее время интенсифицируется процесс обводнения скважин, что привело, с одной стороны, к прекращению фонтанирования и переходу на механизированную добычу, с другой -существенно увеличило нагрузку на систему сбора.

Проанализирована система заводнения и дана энергетическая характеристика залежи фундамента.

Анализ индикаторных диаграмм, построенных по результатам исследований скважин в разные годы, позволил получить выводы о том, что основными причинами снижения продуктивности по ряду скважин фундамента

являются снижение пластового давления с начала разработки, обводнение продукции скважин, рост газового фактора и ухудшенное состояние призабойной зоны пласта. Проведение ремонтно-изоляционных работ, приобщение верхних интервалов и проведение обработок призабойной зоны пласта позволит увеличить продуктивность скважин.

Рассмотрено состояние обводнения и проведен анализ технологий изоляции водопритоков в добывающих скважинах, эксплуатирующих залежь фундамента.

Основные показатели системы заводнения по всем зонам и участкам залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Основные показатели системы заводнения залежи фундамента месторождения «Белый Тигр»

Блок Зона Количество скважин Рпл.тек, атм. Ктек? % Кнак> %

доб. нагн.

Центральный I 9 6 230 174 99

II 43 10 229 29 60

III 4 8 231 1007 109

IV б 3 250 804 287

Всего 62 27 230 103 87

Северный 15 1 45,6...158,0 58 28

Вариации коэффициента текущей компенсации показывают на существенную неравномерность распределения объемов закачиваемой воды. Наиболее высокие значения текущей компенсации наблюдаются по III и IV зонам, низкие — по II зоне.

По результатам проведенного анализа были получены следующие выводы:

- после начала закачки (первый период) наблюдался незначительный разброс значений текущей компенсации, обусловленный, в основном, вводом добывающих и нагнетательных скважин;

- второй период характеризуется относительной стабилизацией компенсации по І, II и III зонам на уровне 100... 150 % и перекомпенсацией с резким ее увеличением в 2001 г. - свыше 300 % по IV зоне;

- третий период отмечается снижением эффективности системы заводнения по зонам и залежи в целом. Компенсация на уровне 100 % характерна только по I зоне, остальные имеют существенный разброс значений: от минимальных по II зоне со значительной недокомпенсацией до максимальной до 500 % и 1500 % по IV и III зонам соответственно. Увеличение компенсации по III зоне наблюдалось еще в конце второго периода с сохранением данной тенденции до настоящего времени.

Внедрение интенсивной системы заводнения позволило достичь высоких темпов отбора от начальных извлекаемых запасов и продлить период фонтанирования добывающих скважин по сравнению с разработкой залежи на естественном режиме. В то же время реализованная на практике очагово-избирательная система заводнения с неравномерной схемой размещения скважин и задержка строительства гидротехнических сооружений на периферийных участках привели к неравномерной выработке запасов по площади фундамента и технологическим сложностям в регулировании процесса разработки. Отклонения в размещении нагнетательных скважин и несоответствие фактических интервалов закачки проектным вызвали преждевременное обводнение ряда добывающих скважин и перекомпенсацию отборов на отдельных участках.

Одним из основных моментов, затрудняющих эффективную разработку залежи фундамента, является неоправданное применение конструкций скважин с открытым забоем протяженностью до 1.5 км, что негативно сказалось на проведении ремонтно-изоляционных работ и переносе интервалов дренирования в верхнюю часть фундамента.

В настоящий момент актуальной остается проблема, связанная с применением технологий изоляции притока воды в открытом стволе скважин.

Обводненность добываемой продукции на залежи фундамента месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» закономерно увеличивается, составляя на некоторых морских стационарных платформах (МСП) и блок-кондукторах (БК) 15...80 %. Из-за роста обводненности дебит нефти

постепенно уменьшается. Анализ результатов эксплуатации скважин залежи фундамента показывает, что обводнение скважин фундамента, в основном, связано с преждевременным прорывом воды по трещиноватым зонам, развитым по субвертикальным направлениям. Основными причинами появления воды в скважинах являются:

- увеличение скорости движения (поднятие) водонефтяного контакта (ВНЕС);

- наличие связанных трещин или разломов между нагнетательными и добывающими скважинами;

- наличие трещин или разломов, связывающих нефтяную и водяную зоны;

- образование водяных конусов, или «языков» обводнения;

- обводнение пластов за счет внутрипластовых перетоков.

Кроме того, резервуар фундамента связан, в основном, с достаточно развитой системой разуплотненных трещиноватых зон. По стволу пробуренных скважин выделяются крупные зоны притока толщиной до 100...200 м. Объемным гидропрослушиванием установлена гидродинамическая связь продуктивных интервалов в скважинах в вертикальном и горизонтальном направлениях. Трещины в керне фундамента наблюдаются во всех скважинах. Повышенная трещиноватость приурочена к зонам разломов и связанным с ними зонам дробления. Ширина трещин изменяется от 0.1 до 30 мм.

Анализ обводненности скважин до и после водоизоляционных работ показывает, что используемые технологии по изоляции в открытом стволе методом отсечки нижней части трещиноватого пласта малоэффективны. На наш взгляд, причинами этого является то, что выбранные изоляционные составы не подходят по геолого-техническим условиям залежи фундамента из-за высокой пластовой температуры и небольшой глубины проникновения изоляционных составов в пласт (не более 10... 15 см). Кроме того, периоды гелеобразования и термостабильности предложенных составов недостаточно продолжительны.

В сложившихся условиях особую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений: увеличение добычи нефти, проведение индикаторных (трассерных) исследований и интерпретация их результатов с целью регулирования и контроля за процессом заводнения фундамента, снижения отбора попутных воды и газа, повышения нефтеотдачи пластов, продления жизненного цикла разработки месторождений и достижения экономической эффективности.

Во второй главе изложены результаты исследования по определению направления и скорости перемещения нагнетаемой воды в залежи фундамента с применением радиоактивных изотопных индикаторов.

Принято, что на основе данных об обводнении скважин можно построить и проанализировать динамику обводненности каждой скважины. Работа по наблюдению за изменением обводнения продукции скважин является первым источником информации о состоянии обводнения залежи. Для выбора правильного технологического решения или мероприятия необходимо провести комплекс специальных исследований с целью определения обводняющихся интервалов и причин обводнения скважин (таких как водонасыщенность, работающий интервал, плотность флюидов, термопрофиль, направление потока закачиваемой воды).

Для выяснения причин обводнения скважин, а также для оценки направления и скорости перемещения закачиваемой воды в залежи нефти фундамента использовались радиоактивные изотопные индикаторы.

С этой целью был выбран северный участок Центрального блока месторождения «Белый Тигр», включая площадь вокруг МСП-9 от БК-3 на юге до МСП-8 на севере по южно-северному направлению и от скв. № 904 на востоке до скв. № 450 на западе по восточно-западному направлению.

Из-за высокой степени неоднородности трещиноватых пород-коллекторов имеются разные каналы, по которым трасс-индикаторы движутся от нагнетательных до добывающих скважин. Это приводит к появлению нескольких разных пиковых импульсов в одной скважине в разное время. Особенно когда трасс-индикатор проходит через сильнотрещиноватые зоны,

кривая имеет многопиковый вид и эти пики располагаются рядом друг с другом по времени появления. Время появления, скорость движения или интенсивность появления зависят от проницаемости каналов и перепада давления, создающегося на них.

В мировой практике для исследования обводнения на многочисленных месторождениях с различными типами пород-коллекторов (карбонатных, песчаных и гранитных) были успешно применены три трасс-индикатора: НТО, Кзб0Со(СМ)б и К8ИС1Ч.

Анализ проведенных исследований показал, что эти трасс-индикаторы могут использоваться в эксперименте при правильном контроле их качества, количества и степени поглощения. Индикатор закачивают в скважину способом мгновенного импульса.

Ожидаемое время появления индикатора было оценено для 39 пар нагнетательных и контрольных скважины.

По данным расчетов получено, что наименьшее время движения индикатора и среднее время движения нагнетаемой воды от нагнетательной до контрольной скважины составляют от 1 недели до 6 месяцев и от 2 месяцев до 3 лет соответственно. Поэтому исходя из практических условий разработки залежи фундамента на месторождении «Белый Тигр» время для исследования было принято равным 7 месяцам (28 неделям). В зависимости от динамики появления воды в добывающих скважинах на исследуемом участке время для исследования увеличивалось.

Были закачаны три трасс-индикатора: НТО, К8|4СН и К3б0Со(СМ)6 в скв. №№ 921, 914 и 911 МСП-9.

Для определения фоновой радиоактивности было отобрано 845 проб из контрольных скважин.

Анализ полученных результатов показал, что:

- наименьшее время появления индикаторов в контрольной скважине от 12 часов и до нескольких суток в парах скважин 921-902, 921-904, 921-920, 914-902 и 914-904, а наибольшее время появления индикаторов отмечено в случае скважин 921-901 (4 мес.), где радиоактивность имеет тенденцию к росту;

- появление индикаторов происходит многоэтапно, от нескольких суток до 5 месяцев, с радиоактивностью, превышающей предел обнаружения в десятки и сотни раз;

- в некоторых скважинах обнаружены все три индикатора (скв. №№ 920, 904), два индикатора обнаружены в скв. № 60 (14С в скв. № 914 и б0Со в скв. № 911), в скв. №№ 902, 901 (14С в скв. № 914 и Н-3 в скв. № 921), в скв. № 412 (Н-3 в скв. № 921 и 60Со в скв. № 911);

- после окончания испытаний индикаторы еще появляются во многих скважинах;

- в скважинах с большим дебитом и обводненностью более 10% индикаторы появляются периодически (скв. №№ 412, 60).

Отмечено, что динамика обводненности скважин зависит от степени образования фильтрационных каналов. Анализы графиков изменения содержания воды в скважине и распределения появления индикаторов позволяют разделить процесс обводнения на 3 этапа:

- этап, когда нет воды в продукции скважины: еще не образован фильтрационный канал;

- этап, когда содержание воды в продукции постепенно растет: образование каналов происходит постепенно от канала с большей проницаемостью до канала с меньшей проницаемостью. Из-за того что каждый канал имеет свой стабильный источник, содержание воды повышается постепенно по мере образования каждого канала. Увеличение доли воды в скважине, или наклон кривых обводненности, зависит от времени образования каналов и степени участия источников;

- стабильный этап: когда все каналы между нагнетательными и добывающими скважинами созданы, источник воды постоянно действует, доля воды в потоке стабильна и кривые обводненности стабилизируются в горизонтальном положении.

Поэтому если индикатор был закачан в период, когда в скважине еще нет попутной воды, то появление индикатора в скважине будет обозначать начало процесса образования фильтрационного канала между нагнетательными и

добывающими скважинами. Если индикатор был закачан в период повышения обводненности, то ранее полученный максимум распределения радиоактивности будет отражать движение нагнетаемой воды в созданных ранее каналах, и последующий максимум будет описывать процесс образования канала. Наконец, если индикатор был закачан в стабильный период обводнения скважины, то появившийся максимум описывает движение нагнетаемой воды во всех созданных ранее каналах и полностью отражает доли водяных потоков всех каналов.

Эта работа является первым промышленным экспериментом в области использования радиоактивной изотопной техники для исследования трасс-индикаторов и может быть применена в исследованиях межскважинной

обводненности фундамента.

В третьей главе изложены теоретические основы разработки каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента.

Исследования проводились на математической модели двойной пористости, отражающей основные особенности геологического строения и разработки залежей нефти гранитного фундамента месторождения «Белый Тигр». Модель предусматривала процессы обмена между системами трещин и блоков, а также была учтена разница в коэффициентах сжимаемости породы для поровых блоков и трещин.

Ввиду значительной мощности разрабатываемого объекта (в рамках модели мощность коллектора составляет 200 м начальной нефтенасыщенной толщины) вопросы гравитационного разделения фильтрующихся фаз становятся особенно значимыми. Поэтому возникает задача о поиске оптимальных схем перфорации добывающей и нагнетательной скважин.

Изучались различные схемы перфорации нагнетательной и добывающей скважин. Оказалось, что применение неполного вскрытия пласта перфорацией в добывающей и нагнетательной скважинах приводит к более плавному изменению технологических показателей со временем, что связано с образованием в области отбора конуса воды (рисунок 1).

Нефтенасыщенность, д.ед.

0.0 0.2600 0.5000 0.7500 1.00

Рисунок 1 - Образование конуса воды в системе трещин в области отборов при неполном вскрытии пласта

Показано, что в условиях коллектора с двойной пористостью наиболее эффективным является применение «перекрестной» схемы перфорации, когда добывающая скважина перфорирована в верхней части пласта, а нагнетательная - в нижней. В рамках рассмотренной задачи применение «перекрестной» перфорации позволит увеличить коэффициент извлечения (КИН) нефти на 0.045 д.ед. (рисунок 2) и продлить срок безводной эксплуатации в 1.4 раза по сравнению с вариантом полного вскрытия пласта.

0.05

0.04

0.03

о 0.02 -

0.01 -

Рисунок 2 - Зависимость прироста КИН от степени вскрытия пласта перфорацией в добывающей и нагнетательной скважинах

степень вскрытия пласта перфорацией, д.ед.

С появлением в скважиной продукции закачиваемой воды остро встает вопрос о регулировании фильтрационных потоков. При этом широко используются методы селективной водоизоляции (СВИ) промытых областей

коллектора. В условиях разработки трещиновато-поровых коллекторов необходимо провести изоляцию трещин с максимальной водонасыщенностью, при этом сохранив проницаемость нефтенасыщенных трещин.

Изучены условия оптимального применения водоизоляционных технологий в разработке коллектора с двойной пористостью. Рассмотрены следующие варианты разработки залежи. При базовом варианте вскрыта перфорацией вся толщина пласта в добывающей и нагнетательной скважинах. В первом варианте предусмотрено последовательное отключение заводненных интервалов пласта в добывающей скважине в результате подъема искусственного забоя. Второй вариант задачи предусматривает отключение заводненного интервала пласта с продавкой тампонирующего состава в глубь пласта. Третий, четвертый, пятый и шестой варианты отличаются от второго объемами изолируемой зоны трещинного пространства пласта.

Показано, что уже простое последовательное отключение обводненных интервалов пласта позволяет увеличить КИН на конец расчетного периода на 0.035 д.ед., а применение изолирующих составов становится эффективным только при больших объемах изолируемого трещинного пространства. Сопоставляя КИН для первого и второго вариантов, можно отметить, что изоляция трещин в призабойной зоне скважины позволит увеличить КИН только на 0.0044 д.ед. Для более эффективного применения технологии селективной водоизоляции необходимо применение больших объемов тампонирующих составов. Закачка больших объемов тампонирующего состава позволяет снизить обводненность до нуля и увеличить дебит нефти до начального значения.

Закачка тампонирующих составов для изоляции обводненных трещин происходит последовательно по мере обводнения интервалов пласта. В рамках рассмотренной модели подъем искусственного водонефтяного контакта происходит снизу вверх. Всего производится восемь закачек тампонирующего состава с разными объемами агента в зависимости от варианта. Данные по параметрам технологии по шести из них приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Данные вариантов применения технологии СВИ

Вариант Объем тампонирующего состава, м3 Среднее снижение обводненности, д.ед. Средний прирост дебита нефти, м3/сут Прирост КИН, д.ед.

для одного ГТМ всего за период разработки

2 320 2560 -0.002 1.20 0.004

3 2880 23040 -0.008 4.95 0.020

4 8000 64000 -0.016 9.80 0.036

5 15680 125440 -0.038 13.96 0.053

6 38720 309760 -0.039 19.50 0.074

На рисунке 3 представлена зависимость прироста КИН за счет применения изолирующих составов от величины объема изолируемой области трещин. Зависимость прироста извлекаемых запасов нефти от объема изолируемого трещинного пространства носит нелинейный характер. Так как при закачке тампонирующих составов основной затратной составляющей является стоимость агента, то экономические затраты на проведение геолого-технических мероприятий растут линейно с увеличением объема закачиваемого агента. Очевидно, что существует оптимальный с точки зрения экономики объем изолируемой области трещинного пространства.

0.08

0.07 -

0.06 1

Рисунок 3 - Зависимость прироста 4 01 ч 0.05 -

КИН и накопленного чистого 0.04 -

дисконтированного дохода о о о. г 0.03 -

(НЧДД) при применении а, с 0.02 ■

технологии СВИ от объема 0.01

изолируемого трещинного

пространства 0

100000 200000 300000 400000 объем изолируемой области трещин, м3

Предложена методика расчета оптимального объема закачиваемого тампонажного агента. На совмещенном рисунке 3 представлена зависимость прироста NPV относительно первого варианта разработки для разных объемов закачиваемого тампонирующего агента. Таким образом, установлено, что технология имеет максимальный экономический эффект при определенном объеме закачиваемого тампонирующего агента (оптимальный объем).

Рассмотрено влияние структурно-механических свойств (CMC) нефти на выработку запасов из трещиновато-поровых коллекторов. Известно, что в условиях сверхнизких значений проницаемости в поровых блоках начинают проявляться структурно-механические свойства нефти. Предполагалось, что' при значениях градиента давления ниже некоторой пороговой величины нефть не движется. Полученные зависимости конечного КИН от величины градиента динамического давления сдвига (ГДДС) показывают, что структурно-механические свойства нефти существенно сказываются на выработке запасов нефти. Чем больше величина ГДДС, тем меньше конечный КИН, быстрее происходит рост обводненности добываемой продукции.

Основной проблемой при проявлении CMC нефти является выработка низкопроницаемых блоков породы. Для усиления процесса замещения нефти водой в блоках необходимо создавать значительные градиенты давления на границе «трещина — матрица». Такой возможностью обладают нестационарные методы воздействия.

В работе рассмотрено влияние нестационарной (периодической) закачки воды на эффективность нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов в условиях проявления CMC нефти. Исследования проводились на математической модели, описанной выше.

Рассмотрены две серии вариантов задачи. Первая серия содержит три варианта разработки залежи при стационарном режиме работы скважин: первый - разработка без учета CMC нефти, второй и третий содержат условия первого варианта, но с разными значениями ГДДС. Вторая серия - при условии

нестационарной работы нагнетательной скважины с полупериодом простоя и работы, равным 30 суткам.

На рисунке 4 представлены зависимости абсолютного и относительного приростов конечного КИН за счет нестационарной работы нагнетательной скважины в зависимости от величины ГДДС. Видно, что чем выше значение ГДДС, тем больший прирост КИН дает нестационарная закачка воды в пласт.

0.05

ь-а>

" 0.04 ■ го

п

1 S

ь , 0.03

О

о

% 4

а. го

1 002 ■

15 х

2

§ 0.01 о ю го

0 '

0 0.005 0.01

ГДДС, ятм/м

Таким образом, в условиях проявления CMC нефти нестационарные технологии могут стать хорошей альтернативой водоизоляционным технологиям, т.к. наряду со значительным технологическим эффектом обладают малой стоимостью.

В четвертой главе рассматриваются результаты экспериментальных исследований и опытно-промышленных испытаний разработанных новых составов и технологий, ограничивающих водопритоки в добывающих скважинах залежи фундамента.

Отмечено, что в массивных трещиноватых залежах поступление воды в скважины связано с поднятием водонефтяного контакта и быстрым прорывом воды по системе трещин. Поэтому необходимо обеспечить заполнение трещин высокопрочным тампонирующим материалом с максимально возможным

Рисунок 4 - Абсолютный и относительный приросты конечного КИН за счет нестационарной работы нагнетательной скважины в зависимости от величины ГДДС

радиусом проникновения в обводнившуюся зону и минимальным проникновением реагента в продуктивную (нефтяную) часть.

Изоляция подошвенных вод в добывающих скважинах может быть осуществлена закачкой водоизолирующего состава как через весь существующий интервал перфорации, так и направленно через обводнившийся интервал с отсечением интервала закачки при помощи пакеров.

С этой целью проведены лабораторные испытания составов для изоляции водопритоков на добывающих скважинах фундамента. Лабораторным испытаниям были подвергнуты изолирующие составы, состоящие из высокомолекулярных полимеров, агентов для образования геля и растворителя.

Объектом тестовых испытаний являлся состав композиции: синтетический полимер Polyacrylamide (ПАА) 0.3... 1.5 %, высокомолекулярный полимер, агенты для образования геля и растворитель - дистиллированная вода. Композиции представляют собой маловязкий водный раствор, который под действием химических реакций образует структуру с регулируемым гидродинамическим сопротивлением для воды.

Также проведены лабораторные исследования цементного состава, предназначенного для совместного использования с гелеобразующим составом.

В ходе лабораторных работ было проведено 13 экспериментов. Результаты исследований свидетельствуют о том, что состав из синтетического полимера Polyacrylamide и агентов для образования геля соответствует техническим требованиям по показателям: время начала гелеобразования, время продолжительности гелеобразования и термостабильности при высокой температуре (Т = 150 °С), но не соответствует требованиям по прочностным характеристикам, а состав из высокомолекулярного полимера и агентов для образования геля не соответствует техническим требованиям по времени начала гелеобразования и времени продолжительности гелеобразования, но соответствует прочностным характеристикам при высокой температуре (Т= 150 °С).

Поэтому предложена технология водоизоляцнн последовательной закачкой двух вышеуказанных составов в призабойную зону скважин с помощью охлаждающего эффекта от закачки. Закачка состава из синтетического полимера Polyacrylamide и агентов для образования геля обеспечивает глубокое проникновение системы в естественно-трещиноватый фундамент, а последующее применение при температуре до 120 °С состава из высокомолекулярного полимера и агентов для образования геля обеспечит образование прочного, жесткого геля в призабойной зоне скважин.

Проведено испытание ряда закрепляющих составов и технологии изоляции водопритоков, заключающейся в том, что после охлаждения интервала изоляции до температуры не более ] 20 °С путём закачки морской воды последовательно закачивается глубокопроникающий состав и далее закрепляющий состав.

В ходе лабораторных работ было проведено около 60 экспериментов.

На основе полученных результатов по первому и второму этапам лабораторных испытаний для продолжения поиска закрепляющих составов и совершенствования технологии водоизоляции предложена технология использования в качестве закрепляющего состава гель-цемента (микроцемента). Технология заключается в том, что закачка микроцемента должна обеспечить глубокое проникновение состава в трещиноватый фундамент, а последующая закачка закрепляющего состава обеспечивает прочное блокирование первого состава в призабойной зоне.

В технологии обработки призабойной зоны добывающей скважины предлагается последовательно закачивать в скважину гелеобразующий состав и цементный раствор. Через 10 часов при постепенном повышении температуры до 140 °С гелеобразующий состав образует умеренно текучий гель, который может быть задавлен в водонасыщенную зону фундамента. Последующая закачка цементного раствора обеспечит образование в водонасыщенных трещинах прочного, устойчивого цементного камня.

Лабораторным испытаниям был подвергнут цементный раствор, *

состоящий из микроцемента, пеногасителя - 0.44 %, диспергатора - 1.43 %, замедлителя - 1.20 %, понижателя водоотдачи —31.7 %, высокотемпературного стабилизатора — 3.26 % и пресной воды — 32.49 % от веса цемента.

Результаты лабораторных испытаний цементного раствора как одного из составов для изоляции водопритоков в добывающих скважинах залежи фундамента показали, что все показатели цемента в качестве закрепляющего состава соответствуют техническим требованиям.

По результатам лабораторных исследований было сделано заключение о том, что из составов, которые испытывались в лаборатории, комплекс-гель (на основе морской воды) и микроцемент в наибольшей степени соответствуют техническим требованиям. Технология изоляции водопритоков основана на глубоком проникновении первого состава в обводнённый интервал трещиноватого фундамента и последующей закачке цементного раствора в качестве закрепляющего состава.

Технология водоизоляции на основе полученных результатов лабораторных испытаний прошла апробацию на двух обводненных добывающих скважинах, эксплуатирующих залежь фундамента месторождения «Белый Тигр».

При разработке технологии проведено численное моделирование распределения закачиваемых составов в призабойной зоне скважины. Для фундамента отношение проницаемостей по вертикальному и горизонтальному направлениям равно единице. Расстояние между обработанной зоной и самой близкой нефтяной зоной составляет 64 м (от 3982 до 4046 м). Таким образом, закачиваемый гелеобразующий состав не может поступить в верхние нефтяные зоны при закачке состава в пласт на глубину проникновения 20 м.

В соответствии с расчетами, объем геля составляет V = 270 м3. Однако фактический объем уточнен после определения приемистости зоны нагнетания водоизолирующего состава.

С целью контроля за поглощением жидкости затрубным пространством и перетока геля вверх через пакер (или за пакером) предложена технология двойной закачки.

Для повышения нефтеотдачи залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» проведены лабораторные исследования по разработке методов воздействия на продуктивные пласты нефтяных залежей с применением различных реагентов. На основе изученных научных публикаций и опыта промысловых испытаний других компаний для проведения лабораторных исследований были выбраны алюмохлорид, карбонат натрия, тринатрийфосфат, гидроксид натрия и щелочные стоки капролактама.

Особенностью реакции взаимодействия хлорида алюминия с карбонатом натрия является образование густого твердого состава (ГТС) гидроксида алюминия, который высокоэффективен для создания экрана в пласте. На основе лабораторных исследований для приготовления ГТС определены соотношения объемов водных растворов , ИагСОъ, МаОН и хлорида алюминия.

Результаты лабораторных исследований по определению объема образующегося ГТС при различных концентрациях хлорида алюминия, взятых в эквивалентных соотношениях, показывают, что при использовании раствора А^^СОз концентрацией 150 г/л оптимальное объемное соотношение хлорида алюминия и реагента составляет 1:2.2. При этом образуется максимальное количество ГТС. При повышении температуры до 60 °С через 12 часов он начинает загустевать, а при температуре 80 °С и выше состав через 10 часов переходит в твердое состояние. Далее в опытах добавляли растворы порошка горячего цемента различных концентраций. Результаты экспериментов показали, что при добавлении в раствор горячего цемента в количестве 12... 15 % объема получается жидкая масса с растекаемостью не менее 20 см. При нагревании до температуры 80 °С и более он полностью переходит в твердое состояние. Образец находился в водяной ванне 5 суток, при этом не разлагается и не растворяется в воде. Одним из положительных факторов эксперимента является выделение углекислого газа при загустевании и твердении состава. На основании проведенных лабораторных экспериментов

составлена упрощенная технологическая схема закачки растворов ГТС и ГТСА + ГЦ в обводненные скважины залежи фундамента для создания изолирующего экрана с целью увеличения нефтеотдачи.

При закачке в пласт раствора в поровых каналах образуется неподвижный ГТС, который адгезионно закрепляется на поверхности пор пласта и уменьшает сечение водоносных каналов. Создается экранирующая зона между нефтяным и водяным прослоями.

Отмечено, что во время загустевания и затвердевания ГТС и ГТСА + ГЦ из них выделяется углекислый газ, который накапливается между нефтенасыщенной и изолирующей зонами. Газ способствует лучшему освобождению капиллярных каналов от пластовой или закачанной воды, а также движению нефти к призабойной зоне скважины.

По мере разработки залежи фундамента месторождений, роста числа нагнетательных скважин и объема закачиваемой воды произошло заполнение всех нижних макротрещин, и начался подъем и выравнивание ВНЕС. Кроме того, по всей образующей кровли залежи фундамента имеются локальные поднятия и выклинивания. Все эти недренириуемые зоны, ориентированные вверх и ограниченные непроницаемой породой, после полного заводнения залежи остаются заполненными нефтью.

С целью извлечения отсеченной нефти предложено применение в качестве вытесняющего агента газлифтного газа, закачиваемого совместно с водой, в нагнетательные и обводненные скважины с низкими буферными давлениями и хорошей приемистостью.

Технология экологически безопасна и не требует значительных трудовых, финансовых и материальных затрат. Закачка воды производится по заданному расходу из системы поддержания пластового давления, а газа - из системы газлифта в одну и ту же скважину.

Результаты расчета экономической эффективности показывают, что дополнительная добыча нефти из скважин фундамента месторождения «Белый Тигр», расположенных в районе действия нагнетательной скв. № 484, путем

закачки газоводной смеси составит 22.1 тыс. т, а чистая прибыль СП «Вьетсовпетро» - 4.29 млн долларов США.

В пятой главе на основе теоретических и экспериментальных исследований приведены результаты прогнозирования обводненности добывающих скважин залежи фундамента.

При нагнетании морской воды в нефтяные залежи фундамента вода проникает в нефть, а вместе с ней и химические элементы. Сепарация воды от нефти становится нелегкой из-за наличия коллоидных частиц в нефти. В связи с этим требуется изучение состава нагнетаемой морской воды.

Для ликвидации таких явлений, как развитие водяных конусов, или «языков» обводнения, проникновение морской воды в нефть, необходимо изучать физико-химические свойства нефти, ее соединений, состав смол, асфальтенов, кислотность, содержание солей, удельный вес нефти. После отбора образцов нефти анализировались принесенные в нее морской водой компоненты, такие как Ка+, М§2+, К+, Са2+, Вг~, СГ, 5042~, НС03~, С032", КНД По характеру колебаний содержания вышеуказанных компонентов со временем с учетом практики эксплуатации обводненных скважин проводились оценка и прогнозирование обводненности в добывающих скважинах.

Месторождение «Дракон» очень сложное по геологическому строению и состоянию обводненности скважин, поэтому поставлена задача исследования «характера» воды на данном месторождении. Результаты исследования показывают, что вода на месторождении «Дракон» является смесью морской (нагнетатемой) и пластовой вод.

Для исследования процесса обводненности скважин, прежде всего, необходимо анализировать и оценивать особенности пластовой, нагнетаемой (морской) вод и их смеси при различных соотношениях, изучать их взаимодействие, отличать «характеры» вод месторождения «Дракон» от других. В результате можно прогнозировать пороговые значения обводненности скважин месторождения «Дракон». С этой целью было отобрано и проанализировано 17 проб воды, в том числе 4 пробы пластовой воды, 4 пробы нагнетаемой воды и 9 проб смеси пластовой и нагнетаемой вод с

соотношениями соответственно 10/90, 20/80, 30/70, 40/60, 50/50, 60/40, 70/30, 80/20 и 90/10. При анализе определялись содержание ионов СГ, S042-, НС03~, Са2+, Mg2+, Na+, К+, Fe2+, Fe3+, а также рН, удельный вес, суммарное содержание солей, запах, цвет.

Смесь пластовой и нагнетаемой вод перемешивается при давлении 192 атм и температуре 110 °С в смесителе марки НРНТ Filter Press Series 387 (Faim Instrument Company, Houston, USA). Такие давление и температура соответствуют условиям пласта, из которого отбирались пробы.

Для оценки особенности воды в процессе нагнетания морской воды немаловажную роль играют результаты составления зависимости между компонентами и отношения содержания морской воды к пластовой. На основе результатов анализа были составлены диаграммы корреляционной зависимости Cl , S042 , НСОз , Са2+, Mg2+, Na+, К+, Fe2+, Fe3+, суммарного содержания солей в морской и пластовой водах при их разных соотношениях. Анализ результатов показал четкие связи для перечисленных выше первых семи компонентов. Остальные показатели, такие как удельный вес, рН, изменяются незначительно, и они выступают как справочные.

По результатам исследования составлены прогнозные пороговые значения обводненности добывающих скважин залежи фундамента месторождения «Дракон».

Для определения особенностей пластовых и нагнетаемых вод были исследованы 6 типичных компонентов - Na+, Са2+, Mg2+, СГ, НС03~ и соли. Для анализа было взято по 4 пробы морской и пастовой вод.

Анализ исследования показывает, что содержание СГ, I Na+ + К+1, Mg2+, солей в морской воде выше, чем в пластовой; НС03~ и Са2+, наоборот, ниже. Наибольшие различия по содержанию в различных водах имеют НС03~ и Mg2+: в пластовой воде содержание НС03~ в 6 раз больше, чем в морской, a Mg2+ в 27 раз меньше. По содержанию остальных элементов эти воды отличаются в 2...4 раза. Таким образом, исходя из полученных результатов, можно выбрать типичных представителей пластовой и морской вод: НС03~ и Mg2+.

Различают два источника обводнения скважин месторождения «Дракон» -морская и пластовая воды. Соответственно определены 2 типа прогнозных пороговых значений обводненности скважин:

- прогнозные пороговые значения обводненности скважин пластовой водой (группа 1);

- прогнозные пороговые значения обводненности скважин морской водой (группа 2).

Результаты анализа показывают, что верхние пороговые значения содержания элементов в пластовой воде (группа 1) больше, чем таковые в морской (группа 2). Это является основным различием между двумя группами скважин. Когда нефтедобывающие скважины уже обводнены морской и пластовой водами, содержание С1- и солей в группе 2 больше, чем в

группе 1, что соответствует результатам анализа вод месторождения «Дракон». Содержание Са2+, НСОз- в группе 1 больше, чем в группе 2, то есть в пластовой воде больше, чем в морской, что полностью соответствует результатам анализа вод.

В шестой главе рассматриваются вопросы применения струйных насосов и термохимического воздействия для очистки призабойной зоны скважин залежи фундамента от продуктов кольматации и повышения производительности скважин.

Принято, что практически любая операция, проводимая в скважине, в т.ч. водоизоляционные работы, является потенциальным источником ухудшения начальной продуктивности скважины, то есть фильтрационные свойства породы ухудшаются вследствие засорения пласта различными веществами при бурении, цементировании, вскрытии его перфорацией, а также при ремонте скважины.

С целью очистки призабойной зоны пласта предложено применение струйных насосов путем создания многократных мгновенных депрессий и репрессий на прискважинную зону пласта в режиме «депрессия - репрессия». Режим многократных мгновенных «депрессий - репрессий» на пласт легко

совмещается с химическим воздействием на призабойную зону скважин (кислотой либо ПАВ).

Для расчета количества и давления нагнетаемой через эжекторное устройство струйного насоса жидкости разработана компьютерная программа. С помощью данной программы производится гидравлический расчет всех параметров, необходимых для создания регулируемой величины депрессии, путем изменения давления и расхода рабочей жидкости наземными агрегатами с целью очистки призабойной зоны пласта.

Результирующим показателем эффективности является объем дополнительной добычи нефти, полученной за счет внедрения струйных насосов в малодебитных скважинах залежи фундамента месторождения «Белый Тигр». Для определения затрат, связанных с добычей дополнительных объемов нефти, рассчитывались капитальные вложения и текущие затраты на добычу нефти. Результаты расчетов показывают, что накопленная добыча нефти за 18 месяцев (принятый межремонтный период) ожидается в объеме 65.9 тыс. т, а чистая прибыль СП «Вьетсовпетро» составит 56 млн долларов США.

Рассмотрена технология термохимического воздействия на призабойную зону скважин залежи фундамента.

Сущность термического метода обработки ПЗС заключается в использовании источника теплоты для повышения забойной температуры с целью восстановления и повышения проницаемости ПЗС, снижения гидравлического сопротивления движения пластовых флюидов к скважине.

Показано, что одним из таких методов является использование теплоты, выделяющейся при реакции магния и соляной кислоты. Используется тепло, выделяющееся в результате реакции порошка магния (Мц) с соляной кислотой (НС1), для растворения осадков органических и неорганических веществ в призабойной зоне. Этот метод проводят в два этапа. На первом этапе закачивают суспензию нефти (или дизельное топливо) с содержанием магния в продуктивный пласт, на втором этапе закачивают кислоту НС1 (15 %), соляная

кислота взаимодействует с Мц в пласте, в результате реакции выделяется теплота.

Теплота, получаемая в результате реакции, нагревает растворитель, происходит быстрая депарафинизация, а избыточное количество кислоты будет растворять осадки на поверхности каналов в продуктивной зоне, при этом также выделяется теплота. В конечном счете, фильтрация пласта увеличивается, что приводит к увеличению скорости потока флюида.

В зависимости от условий нужно добавлять некоторые вспомогательные специальные реагенты, такие как температуроустойчивые ингибиторы, поверхностно-активные вещества, которые увеличивают способность проникновения кислоты в породу, деэмульгаторы для предупреждения образования эмульсии нефти, воды, щелочных соединений и предупреждения выпадения в осадок соединений железа.

Для скважины с небольшим интервалом перфорации закачивают одну порцию магниевой суспензии, буферный раствор, кислотный раствор, а для скважин с большим интервалом перфорации закачивают последовательно две порции.

Для доведения порошка магния на забой скважин используют раствор-носитель - гелеобразующий полимер или модифицированный крахмал.

Растворитель - буферный раствор - играет роль буфера между слоями магния и соляной кислотой. Буферный раствор должен изолировать их в НКТ на расстоянии 150...250 м друг от друга. Поэтому объем буферного раствора выбирается постоянным, хотя масса термореагента может быть изменена. На практике можно использовать объем буферного раствора для каждого буфера 0.5...0.8 м . Кроме растворителя-буферного раствора, играющего роль буфера, ещё нужно некоторое количество растворителя, играющего роль растворителя асфальтосмолистых отложений. Для этой цели обычно используют около 4 м3 растворителя.

Для удобства расчета массы и объема реагентов, необходимых для любых скважин, предложен вариант расчета количества реагентов на один эффективный метр глубины скважины.

Чтобы знать, может ли объем магния, кислоты и других вспомогательных материалов удовлетворить условиям фундамента, и какое количество магния нужно для 1 м эффективной мощности пласта, произведен расчет теплового баланса.

Произведен расчет объемов магния, кислоты, ингибитора коррозии и воды.

Далее описываются промысловые испытания технологии термохимического воздействия для очистки призабойной зоны скважин.

Данный метод обработки призабойной зоны скважин впервые в СП «Вьетсовпетро» применен с целью эксперимента для очистки призабойной зоны скважин и повышения производительности.

Результаты экономической эффективности проведения обработки призабойной зоны скважины с применением термохимического воздействия проведенной на трех скважинах, показывают, что дополнительная добыча нефти составила 6.74 тыс. т, а чистая прибыль, которую получило СП «Вьетсовпетро», составляет 1.3 млн долларов США.

Седьмая глава посвящена оценке пределов обводнения и расчету периода рентабельной эксплуатации добывающих скважин залежи фундамента.

Рассмотрены критерии целесообразности проведения водоизоляционных работ в скважинах залежи фундамента.

Для месторождений на поздней стадии разработки с большим фондом малодебитных скважин, работающих с предельно допустимыми среднесуточными дебитами нефти, за основной критерий экономической целесообразности предлагается минимальный прирост добычи нефти.

В качестве критериев экономической эффективности эксплуатации скважины после осуществления на ней ремонтных работ приняты чистый дисконтированный доход (ЧДД) с учетом и без учета проведения водоизоляционных работ и окупаемость затрат на проведение мероприятия.

Рассмотрена оценка предела рентабельности обводняющихся скважин залежи фундамента.

Условием эффективной (рентабельной) эксплуатации скважины на ГТС является положительный баланс цены и затрат на добычу при определенной норме прибыли.

К разряду убыточных относят скважины, по которым расход при сложившемся уровне цен и затрат выше условно-постоянных затрат.

Скважины, по которым доход от реализации товарной нефти по текущей цене не покрывает затраты на добычу нефти, являются условно-рентабельными, но их отключение снижает прибыль по остальному действующему фонду рентабельных скважин на ГТС.

Отмечено, что показатели чистой прибыли (убытков) дают представление о целесообразной эксплуатации обводняющихся скважин и могут служить косвенным прогнозом предела обводнения продукции при текущем уровне рентабельности.

Показано, что при экстраполяции рентабельности эксплуатации скважин до предельного значения необходимо учитывать падение дебита нефти как по увеличению доли воды, так и по снижению дебита жидкости. Комплексной величиной, которая учитывала бы снижение доли нефти в обводняющейся

продукции скважин, является водонефтяной фактор А, т.е. отношение долей воды и нефти в добываемой продукции. Таким образом, характер изменения прибыли/убытков необходимо связать с величиной водонефтяного фактора, а расчеты предельной рентабельности эксплуатации скважин выполнять, варьируя только величиной обводненности добываемой продукции.

В качестве примера рассмотрена одна из скважин залежи фундамента и построена по изложенной методике графическая характеристика А = /(Р) . На рисунке 5 представлена зависимость водонефтяного фактора от прибыли/убытков для скв. № 41, которая аппроксимируется экспонентой с коэффициентом корреляции R2 = 0,9863:

7 = 4,7926-е"00455'*, где у = А - водонефтяной фактор; х = Р - прибыль (убытки).

Тогда при значении водонефтяного фактора выше А = 4.79 скважина переходит в разряд условно-рентабельных, а при Акр = 5.09 данная скважина переходит в разряд нерентабельных.

убытки, тыс.у.ед. чистая прибыль,тыс.у.ед

Рисунок 5 - Характеристика изменения чистой прибыли/убытков от уровня водонефтяного фактора

Все приложения для расчета по данной методике реализованы в компьютерной программе.

Основные выводы и рекомендации

1. Для исследования процесса обводнения скважин в трещиноватом фундаменте предложены и апробированы в промышленных условиях радиоактивные изотопные трасс-индикаторь! НТО, К3б0Со(СЫ)6 и К814СК позволяющие на основе анализа по времени характера появления в обводненных скважинах радиоактивного вещества получить сведения о состоянии насыщенности в промытой части залежи и количественно оценить направления и среднюю скорость фильтрационного потока нагнетаемой воды в залежи, а также емкостно-фильтрационные параметры залежи и распределение объема нагнетаемой воды в отдельных частях залежи.

2. Полученные в работе результаты указывают на важность схемы перфорации добывающей и нагнетательной скважин при разработке трещинно-поровых коллекторов. Показано, что применение «перекрестной» перфорации

(в добывающей скважине перфорирован верхний интервал пласта, в нагнетательной - нижний) позволит увеличить коэффициент извлечений нефти на 0.045 д.ед. и продлить срок безводной эксплуатации в 1.4 раза по сравнению с вариантом полного вскрытия пласта. Данные результаты сопоставимы с приростами КИН за счет методов увеличения нефтеотдачи.

3. На основе результатов лабораторных исследований и теоретических обобщений разработаны и предложены состав, состоящий из синтетического полимера Polyacrylamide - 1.5 %, агентов для образования геля - метиламина -0.2 %, фенилацетата - 0.5 %, растворителя на основе морской воды для образования геля, а также состав гель-цемента на основе микроцемента, пеногасителя - 0.44%, диспергатора - 1.43%, замедлителя - 1.20%, понижателя водоотдачи - 31.70 %, высокотемпературного стабилизатора -3.26%, пресной воды - 32.49% в качестве закрепляющего состава для изоляции водопритока в добывающих скважинах залежи фундамента, которые могут быть рекомендованы для проведения опытно-промышленных испытаний.

4. В результате экспериментальных исследований разработана технология изоляции водопритоков в скважинах залежи фундамента, в которой предлагается последовательно закачивать в скважину гелеобразующий состав и цементный раствор. Первым закачивается гелеобразующий состав, отвечающий всем техническим требованиям, кроме прочностных характеристик, через 10 часов при постепенном повышении температуры до 140 °С данный состав образует умеренно текучий гель, который может быть задавлен в водонасыщенную зону фундамента. Последующая закачка цементного раствора обеспечит образование в водонасыщенных трещинах прочного, устойчивого цементного камня.

Предложенный состав и технология апробирована в промысловых условиях. Экономическая оценка эффективности от внедрения технологии показала, что дополнительная добыча нефти от проведения водоизоляционных работ с использованием геля и микроцемента за 2007-2008 гг. составила 12.3 тыс. т, получена чистая прибыль в размере 1.87 млн долларов США.

5. Предложен метод извлечения отсеченной нефти из недренириуемых зон залежи фундамента путем применения в качестве вытесняющего агента газлифтного газа, закачиваемого совместно с водой в нагнетательные и обводненные скважины с низкими буферными давлениями и хорошей приемистостью. Результаты расчета экономической эффективности показывают, что дополнительная добыча нефти из скважин фундамента месторождения «Белый Тигр», расположенных в районе действия нагнетательной скв. № 484, путем закачки газоводной смеси составит 22.1 тыс. т, а чистая прибыль СП «Вьетсовпетро» - 4.29 млн долларов США.

6. В результате проведенного анализа по исследованию проб, отбираемых из скважин залежи фундамента, на содержание ионов хлора, сульфатов, гидрокарбонатов, ионизированных кальция, магния, натрия, калия, железа, кислотности, удельного веса, суммарного содержания солей, запаха и цвета, а также по характеру изменения содержания во времени вышеуказанных компонентов, с учетом практики эксплуатации обводненных скважин, спрогнозированы пороговые значения обводненности скважин залежи фундамента.

7. Разработаны состав и технология приготовления и закачки термохимических составов в призабойную зону скважин. В результате протекания экзотермической реакции между магнием и соляной кислотой высвобождается регулируемое количество тепловой энергии, снижается поверхностное напряжение в пласте, улучшается эффективность обработки призабойной зоны, повышается фазовая проницаемость по нефти и очищается пласт от продуктов внутрипоровой кольматации.

В результате промышленного испытания применения термохимического метода, основанного на использовании химической реакции между магнием и соляной кислотой, на трех скважинах СП «Вьетсовпетро» достигнут 100 %-ный эффект. Дополнительная добыча нефти за 7 месяцев составила 6.74 тыс. т, а чистая прибыль СП «Вьетсовпетро» за тот же период составила 1.3 млн долларов США. Эффект от проведенной обработки продолжается.

8. На основе математико-статистических методов установлено, что точка, соответствующая значению баланса затрат и прибыли на характеристике влияния уровня водонефтяного фактора и прибыли/убытков, является предельным уровнем соотношения нефти и воды в добываемой продукции, при которой скважина переходит в разряд условно-рентабельных.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Урманчеев В.И., Кханг Н.Т., Керимов К.С., Велиев М.М. Применение струйных насосов в малодебитных скважинах Центрального участка месторождения «Дракон» // Нефтяное хозяйство. - М., 2005. - № 9. -С. 193-196.

2. Ле Минь Туан, Егоров C.B., Велиев М.М. Экономическая оценка проведения капитальных ремонтов скважин в условиях падающей добычи нефти // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - М., 2006. - № 3. -С. 26-28.

3. Чан Ле Донг, Дорошенко Ю.И., Велиев М.М., Нгуен Фонг Хай, Ле Зунг Вьет. Совершенствование технологической схемы проведения обработки призабойной зоны скважин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2007. - Вып. 4 (70). - С. 14-17.

4. Нгуен Тхук Кханг, Нгуен Ву Чыонг Шон, Ле Данг Там, Велиев М.М. Оптимальный вариант ускоренного ввода в эксплуатацию новых месторождений на шельфе Южного Вьетнама // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2007. -Вып. 4 (70). - С. 24-28.

5. Велиев М.М., Чан Ле Донг, Буй Минь Куанг. Применение струйных насосов для очистки призабойных зон скважин после проведения водоизоляционных работ // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2007. - Вып. 4 (70). - С. 45-48.

6. Нгуен Тхук Кханг, Велиев М.М., Керимов К.С., Карапетов А.К. Увеличение нефтеотдачи залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» // Нефтяное хозяйство. - М., 2008. - № 5. - С. 12-14.

7. Велиев М.М. Исследование составов для изоляции водопритоков в трещиноватых коллекторах залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2008. - Вып. 3 (73). - С. 23-27.

8. Велиев М.М. Выбор трасс-индикаторов в условиях месторождения «Белый Тигр» для определения направления и скорости движения закачиваемых вод от нагнетательных скважин к добывающим // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2008. - Вып. 3 (73). - С. 28-33.

9. Вершовский В.Г., Иванов А.Н., Кутовой A.C., Велиев М.М. Оценка периода рентабельной эксплуатации обводняющихся газлифтных скважин // Нефтяное хозяйство. - М., 2009. - № 8. - С. 72-75.

10. Велиев М.М., Керимов К.С. Алгоритм определения основных компонентов термохимической реакции с целью обработки призабойной зоны скважин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2009. - Вып. 2 (76). - С. 52-57.

11. JTe Вьет Зунг, Велиев М.М. Микробиологическая технология повышения нефтеотдачи пластов месторождения «Белый Тигр» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2010. - Вып. 4 (82). - С. 26-33.

12. Нгуен Тхук Кханг, Нгуен Тхе Ван, Ахмадеев А.Г., Велиев М.М. Совершенствование технологии сбора и транспорта добываемой продукции на месторождении «Белый Тигр» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2010. - Вып. 4 (82). -С. 41-48.

13. Велиев М.М. Прогнозирование обводненности добывающих скважин фундамента месторождения «Дракон» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2011. - Вып. 2 (84). -С. 15-24.

14. Велиев М.М. Экономическая эффективность методов интенсификации добычи нефти из залежей фундамента месторождений СП «Вьетсовпетро» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2011. - Вып. 3 (85). - С. 70-75.

15. Велиев М.М., Нгуен Куок Зунг. Исследование процесса образования солеотложений в скважинах месторождения «Белый Тигр» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа,

2011. - Вып. 3 (85). - С. 30-39.

16. Велиев М.М., Владимиров И.В., Гильманова Р.Х., Щекин А.И. Проблемы оптимального размещения нагнетательной скважины в послойно- и зонально-неоднородном по проницаемости пласте при различных соотношениях вязкостей вытесняющего и вытесняемого агентов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 3 (89). - С. 19-30.

17. Абдульмянов С.Х., Хазов С.И., Велиев М.М., Владимиров И.В., Щекин А.И. Оптимальное размещение нагнетательной скважины в послойно- и зонально-неоднородном по проницаемости пласте // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ,

2012.-№ 11.-С. 30-34.

18. Абдульмянов С.Х., Хазов С.И., Велиев М.М., Владимиров И.В., Щекин А.И. Влияние соотношения вязкостей фильтрующихся флюидов на выбор оптимального положения нагнетательной скважины в послойно-неоднородном по проницаемости пласте // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -

М.: ВНИИОЭНГ, 2012,-№ 1._ с. 32-34.

19. Велиев М.М., Владимиров И.В. Изучение различных схем перфорации добывающих и нагнетательных скважин в разработке трещиноватых коллекторов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 4 (90). - С. 5-12.

20. Велиев М.М., Владимиров И.В. Применение водоизоляционных технологий в разработке коллектора двойной пористости // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 4 (90). - С. 25-32.

Прочие публикации

21. Велиев М.М., Гумеров А.Г., Журавлев Г.В., Нигматуллин Г.З., Торчило И.А. Обучение и проверка знаний работников предприятий СП «Вьетсовпетро» по охране труда // Матер, междунар. научн.-техн. конф. по нефти и газу, посвященной 20-летию образования СП «Вьетсовпетро» и добыче 100 млн тонн нефти. - Вунгтау (СРВ), 2001. - С. 178-179.

22. Велиев М.М., Хоменко А.Ю. Особенности нелинейных моделей // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - Баку, 2003. - № 8. - С. 52-57.

23. Kerimov K.S., Cao My Lgi, Lé Bá Tuán, Veliev M.M. Gia täng hiéu quá khai thác giéng gaslift tren с a sá xác dinh ché do tói iru // Тар chí Dau khí. - Há Nói, 2005. - No. 5,-P. 18-22.

24. Велиев M.M., Хай JI.B., Керимов K.C. Влияние ограничения водопритока добывающих скважин на затраты по подготовке и утилизации вод с применением ГСЦ // Геотехнологические проблемы нефти, газа и химия: Ученые записки. - Баку: Планета-пресс, 2006. - С. 200-209.

25. Чан Jle Донг, Велиев М.М. Критерии целесообразности проведения капитальных ремонтов скважин // Методы увеличения нефтеотдачи на месторождении «Белый Тигр». Сб. научн. тр. - Уфа, 2006. - С. 23-32.

26. Veliev М.М., Le Minh Tuan, Egorov S.V. Criteria of Advisability of workovers // Fractured Basement Reservoir. - Hanoi (Vietnam), 2006. - P. 602-607.

27. Чан Ле Донг, Велиев М.М., Нгуен Фонг Хай. К вопросу о повышении нефтеотдачи пластов в условиях СП «Вьетсовпетро» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России и XV юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2007» (г. Уфа, 22 мая 2007 г.). - Уфа, 2007. - С. 16-17.

28. Велиев М.М., Чан Ле Донг, Нгуен Фонг Хай. Выбор скважин месторождения «Белый Тигр» для воздействия на их призабойную зону // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России и XV юбилейной

международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2007» (г. Уфа, 22 мая 2007 г.). - Уфа, 2007. - С. 40-42.

29. Велиев М.М., Буй Минь Куанг. О появлении водопритоков в нефтяных скважинах месторождения «Белый Тигр» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России и XV юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2007» (г. Уфа, 22 мая 2007 г.). - Уфа, 2007. - С. 48-49.

30. Велиев М.М., Буй Минь Куанг. Изоляция водопритоков с применением надувных пакеров // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России и XV юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2007» (г. Уфа, 22 мая 2007 г.). - Уфа, 2007. - С. 50-51.

31. Буй Минь Куанг, Велиев М.М. Результаты лабораторных исследований составов для изоляции водопритоков в нефтяных скважинах залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» // Трубопроводный транспорт -2007. Тез. докл. междунар. учебн.-научн.-практ. конф. / Под ред. A.M. Шаммазова и др. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. - С. 65-67.

32. Велиев М.М., Буй Минь Куанг. Основные причины обводненности продукции скважин залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» // Трубопроводный транспорт - 2007. Тез. докл. междунар. учебн.-научн.-практ. конф. / Под ред. A.M. Шаммазова и др. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. -С. 67-69.

33. Велиев М.М., Чан Jle Донг, Нгуен Фонг Хай. Применение термохимических методов для очистки призабойной зоны от кольматации и повышения производительности скважин месторождения «Белый Тигр» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер, научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. - Уфа, 2007. - С. 6-7.

34. Чан Jle Донг, Велиев М.М., Буй Минь Куанг. Метод изоляции водопритоков однородным раствором с предварительной закачкой в пласт сжатого газа // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса.

Матер, научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. -Уфа, 2007.-С. 10-11.

35. Велиев М.М., Буй Минь Куанг. Результаты лабораторных испытаний технологии изоляции водопритоков в нефтяных скважинах залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер, научн.-практ. конф. в рамках VII

Российского энергетического форума. - Уфа, 2007. - С. 30-31.

36. Велиев М.М., Нгуен Тхук Кханг, Фам Хоанг Вьет. Лабораторные исследования реагентов в кислотных растворах, используемых для обработки призабойных зон высокотемпературных скважин // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках XVI междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2008» (г. Уфа, 21 мая 2008 г.). - Уфа, 2008. - С. 12-14.

37. Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. К вопросу применения микроорганизмов для повышения коэффициента нефтедобычи // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. в рамках VIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2008. - С. 67-68.

38. Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. Применение микробиологических методов увеличения нефтеотдачи // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. - С. 54-55.

39. Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. Экономическая оценка применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. -С. 56-57.

40. Иванов А.Н., Ле Вьет Зунг, Велиев М.М. Экономическая эффективность применения технологий увеличения нефтеотдачи терригенных залежей месторождения «Белый Тигр» // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках X Российского энергетического форума. - Уфа, 2010. - С. 89-90.

41. Велиев М.М., Гум еров А.Г. Выбор рациональных режимов работы скважин для залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, междунар. научн.-практ. конф. - Уфа, 2011. -С. 46-47.

42. Велиев М.М. Закон Парето в добыче нефти из залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, междунар. научн.-практ. конф. - Уфа, 2011. - С. 48.

43. Ivanov A.N., Hay L.V., Veliev М.М., Phiong C.L. Theo doi su dang len cua ranh gioi dau-nuoc (на вьетнамском языке - Контроль за продвижением водо-нефтяного контакта) // Матер, междунар. научн. конф., посвященной 30-летнему юбилею СП «Вьетсовпетро» (г. Вунгтау, 12 июля 2011 г.). -Вунгтау, 2011.-С. 7-9.

44. Vershovski V.G., Veliev М.М., Ivanov A.N., Dung N.Q. Áp dung phân tích hôi quy dê tim kiêm chê dô làm viêc hop ly cûa giéng (на вьетнамском языке -Применение регрессионного анализа для поиска рационального режима работы скважин) // Матер, междунар. научн. конф., посвященной 30-летнему юбилею СП «Вьетсовпетро» (г. Вунгтау, 12 июля 2011 г.). - Вунгтау, 2011. - С. 41-42.

45. Thoa L.T.K., Veliev М.М., Tuân L.M. Xác dinh thài gian toi uu dé thuc hiên viêc tách nuóc cho giêng khoan (на вьетнамском языке - Определение оптимального времени проведения водоизоляционных работ на скважинах) // Матер, междунар. научн. конф., посвященной 30-летнему юбилею СП «Вьетсовпетро» (г. Вунгтау, 12 июля 2011 г.). - Вунгтау, 2011. - С. 71-72.

46. Veliev М.М., Thoa L.T.K., Hà T.T. Ánh huàng cûa chi phi giói han dén viêc Ichai thác tôi da dâu tir via (на вьетнамском языке - Влияние предельных затрат на полноту извлечения нефти из залежи) // Матер, междунар. научн. конф., посвященной 30-летнему юбилею СП «Вьетсовпетро» (г. Вунгтау, 12 июля 2011 г.). - Вунгтау, 2011.-С. 73-74.

47. Иванов А.Н., Велиев М.М., Щекин А.И. Выявление не охваченных заводнением зон при разработке нефтяных залежей на смешанных режимах // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем

транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2012». - Уфа, 2012. - С. 86-87.

48. Иванов А.Н., Велиев М.М., Щекин А.И. Анализ факторов, влияющих на снижение приемистости нагнетательных скважин // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2012». - Уфа, 2012. - С. 88-89.

49. Велиев М.М., Щекин А.И. Особенности обоснования оптимальных вариантов разработки шельфовых нефтяных месторождений // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XII Российского энергетического форума. - Уфа, 2012. - С. 44-45.

50. Велиев М.М., Щекин А.И. Эффективность внедрения избирательной системы заводнения при разработке шельфовых нефтяных месторождений // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XII Российского энергетического форума. - Уфа, 2012. - С. 46-47.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 17.04.2013 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 1,92. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 87. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Велиев, Мубариз Мустафа оглы, Уфа

Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

УДК 622.276.72 На правах рукописи

05201350987 Велиев Мубариз Мустафа оглы

НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ТЕХНОЛОГИЙ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В РАЗРАБОТКЕ КАВЕРНО-ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ГРАНИТНОГО ФУНДАМЕНТА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени доктора технических наук

Научный консультант

доктор технических наук, профессор

Владимиров Игорь Вячеславович

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ.......................................................................................... 8

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ КАВЕРНО-ТРЕЩИНОВАТОГО ГРАНИТНОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ШЕЛЬФА ЮГА ВЬЕТНАМА..... 14

1.1. Общие положения..................................................................... 14

1.2. Геологическое строение, геолого-физические свойства и запасы нефти залежей фундамента месторождений «Белый Тигр» и «Дракон»...................................................................... 17

1.3. Анализ технологических показателей разработки залежи фундамента месторождений «Белый Тигр» и «Дракон»........ 19

1.3.1 Характеристика фонда скважин.................................. 19

1.3.2. Динамика добычи нефти, обводненности добываемой

продукции..........21

1.4. Анализ системы заводнения и энергетическая характеристика залежей............................................. 39

1.5. Проблемы разработки залежей нефти фундамента. Пути совершенствования действующей системы разработки...... 47

1.6. Вопросы теории фильтрации в коллекторах гранитного

фундамента............................................................ 57

Выводы по главе 1.............................................................. 57

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ И СКОРОСТИ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ НАГНЕТАЕМОЙ ВОДЫ

В ЗАЛЕЖИ ФУНДАМЕНТА С ПРИМЕНЕНИЕМ РАДИОАКТИВНЫХ ИЗОТОПНЫХ ИНДИКАТОРОВ.. 69

2.1. Методы контроля за процессом перемещения нагнетаемой воды в залежи, применяемые на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон»...................................................... 69

2.2. Метод радиоактивных изотопных трасс-индикаторов для исследования направления и скорости движения закачиваемой воды.................................................... 72

2.3. Выбор района залежи для проведения опытно-промышленных исследований, способы и объем закачки радиоактивных веществ............................................. 75

2.4. Определение частоты отбора и ожидаемого объема отобранных проб........................................................ 83

2.5. Методика обработки данных, обобщение и оценка полученных результатов.......................................... 86

2.6. Опытно-промышленное применение радиоактивных изотопных индикаторов для определения направления и скорости движения закачиваемой воды................................ 92

2.7. Интерпретация полученных данных и анализ

результатов..............................................................................................................94

Выводы по главе 2 .............................................................. 107

3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ КАВЕРНО-ТРЕЩИНОВАТО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ГРАНИТНОГО ФУНДАМЕНТА...... 109

3.1. Общие положения................................................................................................109

3.2. Постановка задачи. Модель залежи с коллектором двойной пористости............................................................ 111

3.3. Влияние схемы перфорации нагнетательной и добывающей скважин на эффективность вытеснения нефти

из коллектора двойной пористости.............................. 114

3.4. Применение водоизоляционных технологий в разработке коллектора двойной пористости................................... 119

3.5. Влияние структурно-механических свойств нефти на выработку запасов из трещиновато-поровых коллекторов... 130 Выводы по главе 3................................................ 141

4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ НОВЫХ СОСТАВОВ И ТЕХНОЛОГИЙ, ОГРАНИЧИВАЮЩИХ ВОДОПРИТОКИ НА ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ ЗАЛЕЖИ

ФУНДАМЕНТА........................................................................................................143

4.1. Технические требования на разработку технологии ограничения водопритоков в скважинах фундамента......... 143

4.2. Лабораторные исследования новых составов для изоляции водопритоков на добывающих скважинах залежи фундамента..................................................................................................................148

4.2.1 Методика проведения лабораторных исследования

составов для водоизоляционных работ..........................................148

4.2.2 Лабораторные исследования составов «О^апозеаЬР»

и «0^апозеа1-Ш» для изоляции водопритоков в скважинах залежи фундамента................................................ 152

4.2.3 Лабораторные исследования составов «0^апозеа1-112», «О^апоБеа^ЯЗ» и «0^апозеа1-К4» для изоляции водопритоков в скважинах залежи фундамента................ 156

4.2.4 Методика проведения лабораторного тестирования специального цементного состава «8циеегеСКЕТЕ»........ 160

4.2.5 Лабораторные исследования состава «SqueezeCRETE» 163

4.2.6 Лабораторные исследования составов «0^апо8еа1-Р»

на основе морской и технической воды........................ 164

4.3. Разработка и опытно-промышленные испытания новых составов и технологий, ограничивающих водопритоки

в добывающих скважинах залежи фундамента................ 167

4.3.1. Подбор скважин-кандидатов для опытно-промышленных испытаний технологии ограничения водопритоков

в скважинах залежи фундамента................................. 169

4.3.2. Технология ограничения водопритоков в скважинах

залежи фундамента.................................................. 176

4.3.3. Опытно-промышленные испытания технологии ограничения водопритоков в скважинах залежи

фундамента ........................................................... 183

4.3.4. Ограничение водопритоков в скважинах залежи фундамента с применением густого твердого состава

и горячего цемента................................................... 196

4.3.5. Технология доизвлечения нефти залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» путем закачки газоводяной смеси в нагнетательные скважины 202 Выводы по главе 4................................................... 211

5. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОБВОДНЕННОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ЗАЛЕЖИ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЙ.............................. 214

5.1. Исследование изменения состава и физико-химических свойств нефти в процессе нагнетания воды в пласт залежи фундамента............................................................ 214

5.2. Методика определения содержания химических компонентов и солей для установления особенностей

морских и пластовых вод........................................... 217

5.3. Определение зависимости между ионным составом морской воды и соотношением содержания морской воды

к пластовой..............................................................................................................................................................220

5.4. Прогнозирование обводненности добывающих скважин залежи фундамента месторождения «Дракон»................................227

5.5. Прогнозные пороговые значения обводненности

добывающих скважин залежи фундамента..........................................236

Выводы по главе 5................................................................................................245

6. ПРИМЕНЕНИЕ ТЕРМОХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ДЛЯ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН ЗАЛЕЖИ ФУНДАМЕНТА

И ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

СКВАЖИН............................................................................ 246

6.1. Очистка призабойной зоны скважины после проведенных водоизоляционных работ в скважинах залежи

фундамента.............................................................................. 246

6.2 Технология термохимического воздействия

на призабойную зону скважин залежи фундамента......... 251

6.2.1 Область применения термохимического метода обработки призабойной зоны скважин........................................ 252

6.2.2 Методы теплового воздействия на призабойную зону....... 254

6.2.3 Метод использования теплоты, выделяющейся

при реакции магния и соляной кислоты....................... 259

6.2.4 Способы проведения термохимической обработки............ 260

6.2.5 Выбор главных и вспомагательных реагентов.................. 262

6.2.6 Расчет массы и объема необходимых реагентов............... 264

6.3. Промысловые испытания технологии термохимического воздействия для очистки призабойной зоны скважин.......... 275

6.4. Экономическая эффективность внедрения термохимического воздействия на призабойную зону скважин для очистки от кольматации и повышения

производительности скважин................................................ 282

Выводы по главе 6................................................................... 284

7. ОЦЕНКА ПРЕДЕЛОВ ОБВОДНЕНИЯ И ПЕРИОДА РЕНТАБЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН.............................................. 285

7.1. Критерии целесообразности проведения

водоизоляционных работ в скважинах залежи

фундамента............................................................ 285

7.2. Экономическая эффективность проведения водоизоляционных работ в скважинах залежи

фундамента................................................................................................................................................................291

7.3. Оценка предела рентабельности обводняющихся скважин

залежи фундамента........................................................................................................................294

Выводы по главе 7......................................................................................................................................307

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ..............................................308

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ..........................................311

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. В настоящее время разрабатываемые месторождения СП «Вьетсовпетро» находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется снижением уровня добычи нефти, ростом обводненности добываемой продукции. Рост обводненности добываемой продукции является одной из причин, способствующих выходу скважин из действующего фонда.

Несмотря на широкие масштабы проведения водоизоляционных работ их успешность при креплении и эксплуатации скважин в условиях залежи каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента недостаточно высокая. Задача повышения успешности этих работ требует создания материалов, не только восстанавливающих герметичность заколонного пространства, но и максимально снижающих проницаемость наиболее интенсивно обводнившегося пропластка для исключения поступления воды из него.

Анализ обводненности скважин до и после водоизоляционных работ показывает, что используемые технологии по изоляции в открытом стволе методом отсечки нижней части трещиноватого пласта малоэффективны. Причинами этого является то, что выбранные изоляционные составы не подходят к геолого-техническим условиям фундамента месторождений СП «Вьетсовпетро» из-за высокой пластовой температуры и небольшой глубины проникновения изоляционных составов в пласт (не более 10... 15 см). Кроме того, периоды гелеобразования и термостабильности предложенных составов недостаточно продолжительны.

Борьба с обводнением скважин в трещиноватых коллекторах путем проведения водоизоляционных работ является труднорешаемой задачей. Остаточная нефть, в основном, находится в таком состоянии, что доизвлечение ее обычными методами разработки практически невозможно. Из опыта работ ведущих нефтегазодобывающих компаний в этом

направлении видно, что, несмотря на внедрение усовершенствованных способов и новых методов водоизоляции, проблема остается не решенной.

Поэтому актуальность совершенствования теории и практики водоизоляционных работ в скважинах каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента является главной задачей современной научно-технической политики нефтяных компаний Вьетнама, занимающихся добычей нефти на шельфе юга Вьетнама.

Цель работы - повышение эффективности работы скважин залежи каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента за счет совершенствования теории и технологий водоизоляционных работ в обводненных скважинах на поздней стадии разработки месторождений.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ разработки каверно-трещиноватых коллекторов гранитного фундамента;

2. Теоретические аспекты разработки каверно-трещиноватых коллекторов;

3. Исследование направления и скорости перемещения нагнетаемой воды в залежи фундамента с применением радиоактивных изотопных индикаторов;

4. Экспериментальное исследование новых составов для изоляции водопритоков на добывающих скважинах залежи фундамента;

5. Создание новых составов и технологий, ограничивающих водопритоки в добывающих скважинах залежи фундамента;

6. Прогнозирование обводненности добывающих скважин залежи фундамента месторождений;

7. Создание технологии термохимического воздействия для очистки призабойных зон скважин залежи фундамента от продуктов кольматации;

8. Определение пределов обводнения и периода рентабельной эксплуатации добывающих скважин залежи фундамента.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на теоретических исследованиях с применением математических моделей фильтрации флюидов в коллекторах двойной пористости, лабораторных и промысловых исследованиях с использованием современных математико-статистических методов обработки исходной информации и анализе полученных результатов.

Научная новизна результатов работы

1. Впервые для исследования процесса обводнения скважин в трещиноватом фундаменте шельфа юга Вьетнама предложены радиоактивные изотопные трасс-индикаторы, позволяющие на основе анализа по времени характера появления в обводненных скважинах радиоактивного вещества количественно оценить направления и среднюю скорость фильтрационного потока нагнетаемой воды в залежи, а также определить распределение объема нагнетаемой воды в отдельных частях залежи.

2. Теоретически доказана эффективность применения «перекрестной» схемы перфорации добывающих и нагнетательных скважин в разработке коллекторов двойной пористости.

3. Показано, что технологическая эффективность создания простирающегося в глубь пласта водонепроницаемого экрана зависит от объема изолируемого заводненного трещинного пространства коллектора. При этом зависимость прироста извлекаемых запасов нефти от объема изолируемого трещинного пространства носит нелинейный характер.

4. Экспериментально обоснованы рецептуры водоизолирующих составов, состоящих из синтетического полимера, агентов для образования геля и гель-цемента (ГЦ) на основе микроцемента в качестве закрепляющего состава для изоляции водопритока в добывающих скважинах залежи фундамента.

5. Предложена технология изоляции водопритоков в скважинах залежи фундамента, в которой предлагается с учетом теоретических исследований последовательно закачивать расчетный объем гелеобразующего состава и цементного раствора в скважину.

6. Предложен метод извлечения отсеченной нефти из недренириуемых зон залежи фундамента путем применения в качестве вытесняющего агента газлифтного газа, закачиваемого совместно с водой в нагнетательные и обводненные скважины.

7. Разработан состав и предложена технология приготовления и закачки термохимических составов для очистки пласта от продуктов внутрипоровой кольматации.

8. При помощи математико-статистических методов установлены пределы обводнения и периода рентабельной эксплуатации добывающих скважин залежи фундамента.

На защиту выносятся:

1. Метод исследования процесса обводнения скважин радиоактивными изотопными трасс-индикаторами;

2. Рецептура водоизолирующих составов, состоящих из синтетического полимера, агентов для образования геля и гель-цемента на основе микроцемента для изоляции водопритока в добывающих скважинах;

3. Результаты теоретических и лабораторных исследований технологии изоляции водопритоков в скважинах залежи фундамента, использующей многокомпонентный гелеобразующий состав и цементный раствор;

4. Метод извлечения отсеченной нефти из недренируемых зон залежи фундамента закачкой газоводяной смеси;

5. Технология приготовления и закачки термохимических составов для очистки пласта от продуктов кольматации;

6. Пределы изменения обводнения и периоды рентабельной эксплуатации добывающих скважин залежи фундамента;

7. В условиях проявления структурно-механических свойств нефти нестационарные технологии являются хорошей альтернативой водоизоляционным технологиям, т.к. наряду со значимым технологическим эффектом обладают малой стоимостью.

Практическая ценность результатов работы

1. Основные рекомендации диссертационной работы использованы при составлении «Уточненной технологической схемы разработки и обустройства месторождения «Белый Тигр»», «Генеральной схемы разработки и обустройства месторождения «Дракон»» и создании технологий изоляции водопритоков в скважинах залежи фундамента, доведенной до промышленной эксплуатации.

2. Созданы новые способы и технологии изоляции водопритоков и повышения производительности скважин залежи фундамента, что позволило дополнительно добыть 19.04 тыс. т нефти и получить чистую прибыль в размере 3.17 млн долларов США.

Достоверность результатов исследования основана на применении современных математико-статистических методов обработки результатов лабораторно-промысловых исследований, численного исследования на ПЭВМ и сопоставлении теоретических выводов с результатами практического применения технологий изоляции водопритоков в скважинах залежи фундам