Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оптимизационные методы регулирования КИН в технологиях выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости пластов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Оптимизационные методы регулирования КИН в технологиях выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости пластов"

УДК 622.276.76

На правах рукописи

ЩЕКАТУРОВА ИННА ШАМИЛЕВНА

ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ КИН В ТЕХНОЛОГИЯХ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

0 4 СЕН 2014

Уфа-2014

005552188

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИГТГЭР).

Научный руководитель — Хамитов Илюс Галинурович,

кандидат технических наук, ООО «РН-СамараНИПИнефть», заместитель генерального директора по геологии и разработке

Официальные оппоненты: - Султанов Шамиль Ханифович,

доктор технических наук, Уфимский государственный нефтяной технический университет, профессор кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»

— Хакимзянов Ильгизар Нургизарович,

доктор технических наук, ООО «Наука»,

заместитель директора по науке

Ведущее предприятие — Общество с ограниченной ответственностью

«РН-УфаНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 25 сентября 2014 г. в 1600 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 и на сайте Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.

Автореферат разослан 25 августа 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор 0-1V-—Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы. Выработка запасов нефти находится под влиянием множества естественных и искусственных факторов, которые в большей или меньшей степени влияют на величину коэффициента извлечения нефти (КИН). При этом регулирование отдельных его составляющих с целью повышения нефтеотдачи пластов должно рассматриваться в комплексе с геологическими характеристиками пласта и системой разработки на разных стадиях эксплуатации объекта. Кроме того, вовлечение в разработку слабодренируемых участков пласта должно быть проведено на основе выявления причин пониженных значений коэффициентов вытеснения, заводнения и сетки, с последующей разработкой рекомендаций, направленных на регулирование КИН. Одним из методов регулирования КИН является проводка многоствольных горизонтальных скважин (МГС), которые в последнее время приобретают все большую популярность у многих недропользователей России и стран зарубежья. Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин обладает высокими перспективами, связанными с возможностью увеличения темпов отбора природных углеводородов и повышения коэффициента извлечения нефти. Однако оценка теоретических исследований отдельных параметров многоствольных горизонтальных скважин, в частности углов между стволами, влияния характера вытеснения на величину коэффициента извлечения нефти, остается малоизученной. Поэтому необходимость разработки новых методов регулирования КИН с приобщением характера режимов отбора многоствольными

горизонтальными скважинами является весьма востребованной и актуальной проблемой.

Цель работы — изучение основных методов регулирования КИН при отборе нефти проводкой многоствольных скважин с расположением стволов под разными углами в разных плоскостях в режиме активного заводнения.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Оценка влияния естественных и технологических факторов на величину КИН;

2. Исследование изменения составных частей текущего КИН от изменения технологических показателей разработки;

3. Анализ и численное исследование величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов на примере месторождений Западной Сибири;

4. Теоретические исследования процессов выработки запасов нефти при применении многоствольных горизонтальных скважин в многослойных пластах с разными углами между стволами;

5. Разработка оптимизационных методов регулирования КИН в технологиях выработки запасов нефти путем воздействия на коэффициенты-сомножители.

Методы решения поставленных задач

Для поиска аналитических решений поставленных задач в представленной работе использовались численные методы решения отдельных промысловых задач. Моделирование разработки многоствольными горизонтальными скважинами реального месторождения проведено при помощи трехфазного симулятора «Tempest-More» с сопоставлением фактических показателей работы скважины рассматриваемого типа. Расчеты отдельных технологических показателей выработки запасов нефти залежи выполнены с привлечением современной вычислительной техники. Обобщение результатов использования технологий многоствольного бурения проведено по промысловым данным.

Научная новизна результатов работы:

1. Исследовано численно и подтверждено фактическими данными состояние выработки запасов нефти заводнением с разделением значений КИН на отдельные составляющие с целью повышения пониженных значений коэффициентов заводнения, вытеснения и сетки путем модельных расчетов изменения технологических показателей разработки залежи и оптимизирована величина КИН, последовательно меняя технологии заводнения (стационарное, нестационарное, физико-химическое воздействие на пласт), расположение и регулирование числа вертикальных, горизонтальных и многоствольных скважин;

2. Теоретически исследовано изменение технологических показателей многоствольных скважин, стволы которых расположены в одной и разных плоскостях, получено, что наибольший КИН водонефтяных зон (ВНЗ) обеспечивается в случае расположения стволов с разными углами одноплоскостной конфигурации и установлено, что в сравнении с разноплоскостным вариантом КИН выше на 17,6 %/град;

3. Численными исследованиями установлено, что наибольший КИН отмечается по многоствольным скважинам с углами между горизонтальными стволами в пределах 105°... 120°, дальнейшее увеличение не приводит к росту КИН;

4. Исследовано влияние расстояния от очага заводнения до многоствольных скважин с разными углами (от 5° до 65°), при удалении источника заводнения с 600 до 1200 м от многоствольной скважины с углом между стволами менее 65° для вязких нефтей рост КИН составляет 3 5 %, средних -21%, маловязких - 9,7 %.

На защиту выносятся:

1. Методика исследования изменения КИН на залежи путем повышения отдельных его сомножителей изменением технологий извлечения нефти;

2. Методика теоретических исследований изменения технологических показателей разработки объекта от расположения стволов в разных плоскостях и углов между стволами;

3. Результаты численных исследований определения предельных значений углов между стволами;

4. Результаты исследования влияния физико-химических свойств пластовых флюидов (вязкости) на показатели выработки запасов нефти многоствольными скважинами.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы используются при разработке геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на повышение КИН локальных участков залежи путем использования методики регулирования КИН, основанной на выявлении пониженных значений отдельных его сомножителей;

2. Внедрение методики изменения КИН с последующим формированием комплекса ГТМ на слабодренируемых участках пласта в ООО НПО «Нефтегазтехнология» за 2013 год способствовало сокращению трудозатрат и сроков выполнения этапов по формированию рекомендаций с целью повышения КИН, что позволило получить экономический эффект 203 тыс. руб.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-технических советах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2012-2013 гг.), на XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2013 г.), на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть, Технология - 2014» (г. Уфа, 2014 г.)

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе 8 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов, анализ результатов опытно-промышленных испытаний технологий отбора нефти.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 103 наименования. Работа изложена на 121 странице, содержит 16 таблиц, 95 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Хамитову И.Г. и сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

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

В первой главе проведен анализ и обобщен опыт использования методов регулирования ЬСИН в технологиях выработки запасов нефти. Описаны ключевые представления о коэффициенте извлечения нефти и коэффициентах-сомножителяхй, образующих его величину.

Отмечено, что в течение разработки залежей природных углеводородов на величину КИН оказывает влияние множество факторов, обусловленных естественными и искусственными условиями. К естественным факторам отнесены геологические характеристики залежи и физико-химические свойства пластовых флюидов, то есть те критерии, которые определяют природу приращения (дельту) КИН, к искусственным — способы вскрытия, размещение добывающих и нагнетательных скважин, методы воздействия и систематизированный отбор продукции, то есть такие критерии, которые задают и регулируют механизм приращения величины КИН. Схематично дельта КИН приведена в виде схемы, представленной на рисунке 1.

Рисунок 1 - Факторы, слагающие дельту (приращение) КИН

Показано, что природа и механизм приращения КИН зависят от постоянных и переменных параметров геологии и системы разработки, при этом естественные факторы могут быть как постоянными, так и переменными, искусственные факторы дельты КИН являются всегда переменными величинами. Разложение параметров приращения КИН на примере пласта ЮВ,2 Ново-Покурского месторождения показало, что мощным рычагом увеличения нефтеотдачи является бурение многоствольных горизонтальных скважин.

Рассмотрены опыт практического внедрения многоствольных скважин в ряде нефтяных компаний России, а также научные достижения в изучении различных факторов, влияющих на продуктивность

многоствольных скважин. Многоствольные горизонтальные скважины изучены в меньшей степени, чем одноствольные. Определенный вклад в изучение теории и практики МГС внесли Алиев З.С., Басниев К.С., Борисов Ю.П., Григулецкий В.Г., Меркулов В.П., Никитин Б.А., Пилатовский В.П., Сомов Б.Е., Сургучев M.JL, Табаков В.П., Чекушин В.Ф., Черных В.В. и другие.

Большое внимание в научных трудах, посвященных МГС, уделено изучению длин стволов, их оптимальному количеству, профилю горизонтальных участков, однако при размещении МГС важное влияние оказывают углы между горизонтальными стволами, которые в настоящее время теоретически не обоснованы. Кроме того, единичные публикации посвящены взаимодействию МГС и системы заводнения. Другими словами, к настоящему времени разработанные методы оценки продуктивности многоствольных горизонтальных скважин требуют дополнения в целях расширения их практического применения.

Решению вышеприведенных проблем посвящена данная диссертационная работа.

Во второй главе приводится исследование составных частей текущего КИН от изменения технологических показателей разработки.

Предложено, что выявление участков пласта, где достижение проектного КИН затруднительно при существующей системе разработки, сводится к построению карты потенциального КИН по площади залежи и карт параметров-сомножителей с их последующим анализом в сравнении с текущими параметрами работы скважин. На примере Ново-Покурского месторождения показано построение комплексной карты потенциального и текущего КИН с выделением участков обводненности более 90 % (рисунок 2). В результате сопоставления представленных параметров по каждой скважине пласта ЮВ]2 выделено четыре группы достижения утвержденного КИН:

1 - потенциальный и текущий КИН ниже проектного уровня. Достижение утвержденного КИН невозможно без проведения мероприятий, нацеленных на повышение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата пласта воздействием (на карте светлая зона, без штриховки);

2 - текущий КИН ниже утвержденного, однако при сложившейся системе разработки КИН будет достигнут без проведения дополнительных мероприятий (темная зона, без штриховки);

3 - потенциальный и текущий КИН выше проектного уровня. Запасы зоны отбираются за счет дренирования запасов соседних скважин (темная заштрихованная зона);

4 - утвержденный КИН достигнут за счет дренирования запасов соседних скважин, а также по совместному фонду за счет миграции запасов из совместно работающего пласта или некорректного деления добычи между пластами (светлая заштрихованная зона).

ш

* X

Действующие скважины ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб) Бездействующие скважины Совместные и других горизонтов Нагнетательные скважины Наблюдательные скважины Ликвидированные скважины Скважины в консервации

-I_I-

внутр.контур неф/'носн зона замещ.коллектора лиц. граница (блоки)

О 294Й

Потенциальный КИН при существующей системе разработки

0.391

Текущий КИН

0.391

Текущая обводненность, %

90

Рисунок 2 - Карта потенциального КИН пласта ЮВ[2 Ново-Покурского месторождения (утвержденный КИН 0,391 д.ед.)

Распределение скважин пласта ЮВ^ разработки по вышевыделенным группам приведено на рисунке 3, который демонстрирует поскважинную степень достижимости КИН, при этом выделенные участки с обводненностью более 90 % свидетельствуют о возможном преждевременном выбытии скважин. На этих скважинах требуется проведение исследований на выявление источника обводнения с последующим планированием геолого-технических мероприятий.

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 Потенциальный КИН при существующей системе разработки, д.ед.

Рисунок 3 — Распределение скважин пласта ЮВ/ по группам достижения проектной величины

Целью дальнейших мероприятий явилось выявление коэффициента-сомножителя КИН, за счет увеличения которого возможно повышение КИН по участкам, что позволит перевести скважины из 1-ой группы во 2-ую, а в последующем и в 3-ью группу. Минимальные значения третьего коэффициента были получены расчетным путем по максимальным значениям двух сомножителей и утвержденной величине КИН:

КИНухв= Квт'пКза8шах Кстах; 0,391 =Квт'п 0,968-1; Квт'п=0,404;

КИНуги = КвтахКзавт'п-Кс,пах; 0,391 = 0,579 Кзавт'п-1; Кзавгат = 0,675;

КИНута = КвтахКза8тахКсга'п; 0,391 =0,579 0,968 Кстт; Кстт = 0,698.

Значения ниже минимальных были выделены на картах соответствующих коэффициентов (рисунок 4). На картах рисунка 4 при данном сопоставлении в областях недостижения утвержденного КИН выделяются участки с низкими коэффициентами вытеснения, заводнения и сетки (выделены прямоугольником), где требуется применение основных методов повышения КИН, приведенных на рисунке 5.

Согласно рисунку 5, одним из решений проблемы достижения КИН является уплотнение существующей сетки скважин. Перспективное направление горизонтального и многоствольного бурения вносит существенные изменения в величину плотности сетки скважин, то есть плотность сетки скважин следует уточнять в зависимости от появления в системе вертикальной, горизонтальной или многоствольной скважины. С этой целью в работе проведено численное исследование величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов на примере месторождений Западной Сибири.

а) Коэффициент вытеснения, д.ед. 6) Коэффициент заводнения, д.ед. в) Коэффициент сетки, д.ед.

1 " ниививщ I МИВИВ I ттшяшвт

О 0.404 0 0.675 о 0-698

а) коэффициент вытеснения; б) коэффициент заводнения; в) коэффициент сетки (заштрихованная область на картах - зона достижения КИН при существующей системе разработки, прямоугольниками выделены участки для воздействия)

Рисунок 4 - Карты коэффициентов, определяющих величину КИН

ПАВ — поверхностно-активные вещества

Рисунок 5 - Методы повышения КИН

Выявлено, что с увеличением количества горизонтальных стволов часть добычи, эквивалентная добыче вертикальной скважины, снижается по нелинейному закону. Расчеты на гидродинамической модели на примере пласта БСШ Западно-Усть-Балыкского месторождения подтвердили, что каждая горизонтальная скважина с одним стволом вносит вклад в процесс отбора запасов нефти и достижения проектного КИН, эквивалентный вкладу 1,33 вертикальных добывающих скважин, МГС с двумя стволами —1,9 вертикальных добывающих скважин, МГС с тремя стволами — 2,18 вертикальных добывающих скважин.

В третьей главе приведены результаты теоретических исследований процессов выработки запасов нефти при применении многоствольных горизонтальных скважин.

Решение поставленных задач осуществлено с помощью простой гидродинамической модели пласта. С целью изучения влияния угла между горизонтальными стволами многоствольной скважины на ее продуктивность выполнено моделирование задачи выработки запасов нефти многоствольными горизонтальными скважинами при различных значениях угла расхождения горизонтальных стволов в одной и разных плоскостях для водонефтяной и чистонефтяной зон (ЧНЗ).

Полученные результаты показали, что для области ВНЗ при расположении стволов в одной плоскости прирост в добыче нефти составляет в среднем 3,4 тыс. м3/град, для ЧНЗ — в среднем 6,5 тыс. м3/град (рисунок 6, а); при расположении стволов в разных плоскостях для области ВНЗ прирост в добыче нефти составляет в среднем 2,8 тыс. м3/град, для ЧНЗ - в среднем 5,8 тыс. м3/град (рисунок 6, б).

• скважина ЧНЗ ♦ скважина ВНЗ

ее £

"г

у

£ г"

• скважина ЧНЗ

♦ скважина ВНЗ

г з

а)

О 5 10 15 20 25 Разннца между углами расчетных вариантов, град

у = 8.9006Х -В3-= 0.9996-

б)

О 5 10 15 20 25

Разница между углами расчетных вариантов, град

Рисунок 6 - Приращение накопленной добычи в зависимости от изменения градуса между стволами МТС, расположенными в одной плоскости (а) и разных плоскостях (б)

В работе затронут вопрос расположения очага заводнения относительно многоствольной горизонтальной добывающей скважины. Количественная оценка двух вариантов заводнения (перпендикулярного и с окончания горизонтальных стволов (рисунок 7)) показала, что организация закачки у окончания дает на 5 % больше добытой нефти и на 12 % меньше объема добычи воды, что позволило сделать заключение о целесообразности расположения очага заводнения у окончания горизонтальных столов, расположенных в одной или в разных плоскостях, с целью достижения наилучшего результата. Результаты численных исследований продемонстрированы на рисунке 8.

ДОГМ: .0.3850 0.ОД00 0.5950 0.7000

а) нагнетательная скважина сбоку МГС;

б) нагнетательная скважина с «хвоста» МГС

Рисунок 7 - Кубы текущей нефтенасыщенности для двух

вариантов расположения нагнетательной скважины (конец расчетного периода)

Е стволы в одной пл. □ стволы в разных пл.

0 стволы в одной пл. ffl стволы в разных пл.

=* а

я 35

в 40

перпендикулярное заводнение

с «хвоста»

перпендикулярное

с ахвоста»

а) б)

Рисунок 8 - Накопленная добыча нефти (а) и обводненность на конец расчетного периода (б) по расчетным вариантам

На основании проведенных исследований установлена зависимость КИН от угла между горизонтальными стволами и системой заводнения и на естественном режиме разработай. На гидродинамической модели рассчитаны варианты разработки многоствольной скважины с системой заводнения. Нагнетательная скважина расположена на расстоянии 1200 м. Углы между стволами по вариантам расчета принимались равными 5°, 25°, 45°, 65°, 90°, 105°, 120°, 135°, 150° и 180°. Более полно раскрыть сущность процессов, происходящих при изменении угла, позволяют линии тока от нагнетательной скважины до стволов добывающей многоствольной скважины. Для углов 5°, 65°, 120° и 180° линии тока на начало обводнения и конец прогноза продемонстрированы на рисунке 9. Видно, что при углах между стволами МТС менее 65° происходит обводнение с окончаний горизонтальных стволов. Начальный участок МГС с углом между стволами 5°, как показывают линии тока, на конец прогноза остается без воздействия системы заводнения (рисунок 9, б).

При угле между горизонтальными стволами, равном 120°, наблюдается достижение линий тока добывающей скважины на середине длины каждого горизонтального ствола (рисунок 9, д), а на конец расчетного периода вся их протяженность равномерно охвачена линиями тока (рисунок 9, е), что позволяет максимально вовлечь участок прохождения каждого горизонтального ствола в процесс дренирования (рисунок 10, а). Для угла 180° линии тока воды, достигая добывающую скважину, активизируют дренирование начальных участков горизонтальных стволов (рисунок 9, ж), а на конец прогноза отмечается, что окончания горизонтальных стволов остаются незатронутыми процессом дренирования (рисунки 9, з, и 10, б), что приводит к снижению конечного КИН по данному варианту.

В) Угол

Д) е)

Угол между горизонтальными стволами 180°

Ж) 3)

Рисунок 9 - Линии тока на начало обводнения (а, в, д, ж) и конец прогноза (б, г, е, з) по вариантам расчета для углов 5°, 65°, 120° и 180°

Рисунок 10 — Кубы нефтенасыщенности на конец прогноза для вариантов с углами между стволами МГС 120° (а) и 180° (б)

Оценка итоговых значений КИН по всем расчетным вариантам показала, что увеличение угла до 120° способствует росту конечного КИН с достижением максимального значения (0,227 д.ед.), соответствующего варианту с углом между горизонтальными стволами 120° (рисунок 11). Дальнейшее увеличение угла приводит к снижению КИН, что связано с уменьшением воздействия системы заводнения по всей длине каждого из стволов. Следовательно, теоретически установлено, что диапазон оптимальных углов между стволами МГС при наличии системы заводнения находится в пределах 105°... 120°.

Аналогичные варианты были рассмотрены на естественном режиме разработки. В данном случае главную роль играет степень интерференции стволов. Рисунок 12 показывает, как интерференция влияет при углах между стволами менее 120°; дальнейшее увеличение угла не приводит к росту коэффициента извлечения нефти.

0 25 50 75 100 125 150 175 200

Угол между стволами МГС, град

Рисунок 11 - Зависимость конечного КИН

от угла между горизонтальными стволами и системой заводнения

0.240

0 25 50 75 100 125 150 175 200 Угол между стволами ГЛГС, град

Рисунок 12 - Зависимость конечного КИН

от угла между горизонтальными стволами на естественном режиме разработки

Далее рассмотрено влияние изменения расстояния от добывающей многоствольной скважины с различными углами между стволами до очага заводнения для нефтей различной вязкости (малой, средней и высокой) в условиях изотропного и анизотропного пластов. Отмечается разнохарактерность отборов нефти и достижения КИН при равных геологических условиях, обусловленная геометрическими параметрами задачи (рисунок 13).

5° 25° 45° 65°

При малых углах между стволами добывающей скважины в результате приближения очага заводнения происходит прорыв фронта воды к окончаниям стволов, что приводит к большей обводненности и отсечению части запасов от дренирования. В случае маловязкой нефти, в силу ее максимальной подвижности, как при больших, так и малых

расстояниях до нагнетательной скважины, происходит наиболее полная выработка запасов, не существенно зависящая от удаленности очага заводнения.

По итогам результатов теоретических исследований регулирования КИН методами изменения геометрических условий задачи создана сводная таблица 1, представляющая соотношение прироста КИН по расчетным вариантам.

Таблица 1 - Прирост КИН при удалении очага заводнения от 600 до 1200 м, %

Угол, град ГС в одной плоскости ГС в разных плоскостях

высокая средняя малая высокая средняя малая

вязкость вязкость вязкость вязкость вязкость вязкость

5 35,0 20,9 9,7 35,6 21,1 9,7

25 31,9 19,0 8,8 30,4 17,7 7,8

45 28,2 16,5 8,2 26,9 15,4 7,5

65 26,0 16,1 7,8 24,9 15,0 7,2

Проведенные исследования для практической реализации в пределах величин углов 5°...65° показали, что при прочих равных условиях существенное влияние на величину КИН оказывает расстояние до очага заводнения в случае высоковязких нефтей. Прирост КИН для угла между стволами, равного 5°, при удалении очага заводнения от 600 м до 1200 м, согласно проведенным исследованиям, для высоковязких нефтей составляет 35 %, для нефтей средней вязкости -около 21 %, для нефтей малой вязкости — 9,7 %.

В четвертой главе приведены оптимизационные методы регулирования КИН в технологиях выработки запасов нефти. На примере опытного участка проблемного достижения КИН пласта ЮВ,2 Ново-Покурского месторождения, описанного во второй главе, рассмотрено применение основных методов повышения каждого из составляющих коэффициента извлечения нефти с использованием гидродинамического моделирования и аналитического способа оценки прогнозной эффективности. С целью повышения коэффициента заводнения рассмотрены применение нестационарного заводнения (НЗ), закачка полимер-дисперсных систем; с целью повышения коэффициента вытеснения - тепловые методы; для регулирования коэффициента сетки рассмотрено планирование многоствольных скважин на участках, приуроченных к пониженным величинам данного сомножителя, согласно критериям размещения МГС, выработанных в третьей главе.

На рисунке 14 показаны карты текущего КИН на 2013 год и на конец прогнозного периода по вариантам расчета применения различных технологий повышения КИН.

Текущее состояние

Стационарное заводнение

Циклическое заводнение перфорация

Термозаводнение

Бурение горизонтальных стволов

Достигнутый КИН, д.ед.

Рисунок 14 - Карты достижения КИН опытного участка

с применением различных технологий

Рисунок 14 демонстрирует, что намеченные работы по оптимизации системы заводнения позволили существенно повысить степень достижения КИН путем внедрения нестационарного заводнения. Видно, что достижение проектного КИН происходит не по всем скважинам, что требует проведения дополнительного объема работ, направленных на увеличение коэффициентов вытеснения, заводнения и сетки.

Среди всех предложенных методов достижения КИН наибольшей эффективностью характеризуется бурение горизонтальных стволов из двух скважин существующего фонда, который позволил повысить КИН на 0,015 д.ед. (рисунок 15).

ci- ¿P #

" ////// • <SN

Дата

Рисунок 15 — Динамика КИН по вариантам

В таблице 2 приведены результаты внедрения методов регулирования КИН на опытном участке пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения.

Таблица 2 - Сводная таблица результатов внедрения методов

регулирования КИН на опытном участке пласта ЮВ]2 Ново-Покурского месторождения

Методы регулирования КИН Направление воздействия Прирост КИН по сравнению с базовым вариантом, д-ед.

Нестационарное заводнение Коэффициент заводнения 0,002

Полимер-дисперсные системы Коэффициент заводнения 0,001

Тепловой метод Коэффициент вытеснения 0,0001

Бурение МТС Коэффициент сетки 0,015

Разработанная методика исследования изменения КИН на залежи путем повышения отдельных его сомножителей изменением технологий извлечения нефти, опробованная на объекте ЮВ12 Ново-Покурского месторождения, является универсальной и может в дальнейшем применяться на любом нефтяном месторождения для выявления локальных участков, где достижение КИН затруднительно в сложившихся условиях разработки.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа динамики изменения коэффициентов-сомножителей КИН в процессе эксплуатации создана новая методика оценки и регулирования КИН, основанная на базе выявления пониженных значений каждого из коэффициентов (вытеснения, заводнения и сетки). Такой подход позволил выявить причины слабой выработки запасов нефти, обусловленные геологической характеристикой объекта и сложившейся системой разработки.

2. В рамках решения вопросов повышения КИН на малоразбуренных площадях рассмотрено применение многоствольных горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири, в частности изучено влияние бурения новых точек на плотность сетки скважин. Исследования подтвердили, что каждая горизонтальная скважина с одним стволом вносит вклад в процесс отбора запасов нефти и достижения проектного КИН, эквивалентный вкладу 1,33 вертикальных добывающих скважин, МГС с двумя стволами — 1,9 вертикальных добывающих скважин, МГС с тремя стволами — 2,18 вертикальных добывающих скважин.

3. Теоретически исследовано влияние изменение угла между стволами для одноуровневой и многоуровневой конструкций в чисто-нефтяных и водонефтяных зонах и получено, что в водонефтяных зонах в случае расположения стволов с разными углами одноплоскостной конфигурации, в сравнении с разноплоскостным вариантом, КИН выше на 17,6 %/град.

4. Изучение изменения угла между горизонтальными стволами на естественном режиме и режиме поддержания пластового давления показало, что диапазон оптимальных углов между стволами МГС при наличии системы заводнения находится в пределах 105°... 120°; также в случае естественного режима установлено, что увеличение угла свыше 120 не приводит к увеличению коэффициента извлечения нефти.

5. Дана оценка влияния расстояния от многоствольной горизонтальной добывающей скважины до очага заводнения, которая показала, что удаление нагнетательной скважины от добывающей с углом между стволами менее 65° с 600 до 1200 м для высоковязких нефтей составляет 35 %, для нефтей средней вязкости - около 21 %, для нефтей малой вязкости - 9,7 %. Установлено, что усиление неоднородности коллектора способствует значительному увеличению

прироста КИН вследствие изменения расстояния до нагнетательной скважины.

6. В соответствии с выделенными слабо разрабатываемыми зонами на основе разработанной методики комплексной оценки КИН созданы геолого-технологические программы внедрения различных технологий повышения КИН на опытном участке пласта ЮВ)2 Ново-Покурского месторождения на базе нестационарного заводнения, физико-химических и тепловых методов, а также многоствольного горизонтального бурения, позволившие повысить коэффициент извлечения нефти рассматриваемого участка на 5,3 %.

7. Разработанная методика исследования изменения КИН на залежи путем повышения отдельных его сомножителей изменением технологий извлечения нефти, опробованная на объекте ЮВ]2 Ново-Покурского месторождения и показавшая высокую достоверность, может быть использована на аналогичных нефтяных месторождениях.

8. Внедрение методики регулирования КИН с последующим формированием комплекса ГТМ на слабодренируемых участках пласта в ООО НПО «Нефтегазтехнология» за 2013 год способствовало сокращению трудозатрат и сроков выполнения этапов по формированию рекомендаций с целью повышения КИН, что позволило получить экономический эффект 203 тыс. руб.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Сагитов, Д. К. Особенности формирования геолого-технических мероприятий с применением гидродинамического моделирования на завершающей стадии разработки [Текст] / Д. К. Сагитов, И. III. Щекатурова, Е. А. Горобец, Б. И. Вафин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - № 6. - С. 11-14.

2. Манасян, А. Э. Анализ эффективности работы участка нагнетательной скважины башкирского яруса Якушкинского месторождения с учетом влияния составляющих результата воздействия закачкой [Текст] / А. Э. Манасян, И. Ш. Щекатурова, Е. А. Горобец, Б. И. Вафин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - № 6. - С. 25-30.

3. Антонов, М. С. Оценка эффективности сформированной системы заводнения на объекте АВ/"2 Самотлорского месторождения [Текст] / М. С. Антонов, И. Ш. Щекатурова, М. Н. Шаймарданов, С. И. Хазов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№ 11.-С. 16-19.

4. Абдульмянов, С. X. Эффективность формирования и уточнения величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов [Текст] / С. X. Абдульмянов, С. Л Еловиков., И. Ш. Щекатурова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 11. - С. 38-41.

5. Долгов, В. А. К вопросу применения нестационарного заводнения в условиях низкопроницаемых коллекторов пласта ЮВ(2, разрабатываемых при массовом применении ГРП [Текст] / В. А. Долгов, Д. А. Прунов, С. М. Ишкинов, М. С. Антонов, И. III. Щекатурова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2013. - № 10. - С. 39-43.

6. Орехов, В. В. Особенности построения карт текущих подвижных запасов в условиях разрозненных циклитов клиноформного пласта БСШ с учетом промысловых исследований [Текст] / В. В. Орехов, А. Г. Кан, М. С. Антонов, И. Ш. Щекатурова // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-М.: ВНИИОЭНГ, 2013.-№ 10.-С. 51-55.

7. Орехов, В. В. Совершенствование технологии строительства горизонтальных скважин [Текст] / В. В. Орехов, А. Г. Галимсаров, И. С. Юрков, Т. И. Кузнецова, И. Ш. Щекатурова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2013. - № 10. - С. 73-77.

8. Астахова, А. Н. Комплексная оценка вариантов достижения утвержденного КИН по пласту ЮВ)2 Ново-Покурского месторождения [Текст] / А. Н. Астахова, И. Ш. Щекатурова, В. В. Зомарев, С. М. Ишкинов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ,

2013.-№ 10.-С. 63-66.

Прочие печатные издания

9. Щекатурова, И. Ш. Влияние угла между горизонтальными стволами многоствольной скважины на прирост добычи нефти [Текст] / И. Ш. Щекатурова // Энергоэффективность. Проблемы и решения: Матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. в рамках XIII Российского энергетического форума. - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013. -С. 35-36.

10. Щекатурова, И. Ш. Зависимость нефтеотдачи пласта от угла между стволами многоствольной горизонтальной скважины с системой заводнения и на естественном режиме разработки [Текст] / И. Ш. Щекатурова // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. 23 апреля 2014 г. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014. - С. 68-69.

11. Щекатурова, И. Ш. Методы регулирования коэффициента извлечения нефти путем воздействия на коэффициент сетки в условиях Ново-Покурского месторождения [Текст] / И. Ш. Щекатурова // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. 23 апреля 2014 г. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа,

2014.-С. 58-59.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 08.07.2014 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,84. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 130. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Щекатурова, Инна Шамилевна, Уфа

ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

УДК 622.276.76 На правах рукописи

04201460986 ЩЕКАТУРОВА ИННА ШАМИЛЕВНА

ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ КИН

В ТЕХНОЛОГИЯХ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -кандидат технических наук Хамитов Илюс Галинурович

Уфа-2014

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ......................................................................................... 4

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ И ОБОЩЕНИЕ ОПЫТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ КИН В ТЕХНОЛОГИЯХ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ.......................................................... 8

1.1. Понятия КИН и коэффициентов-сомножителей, образующих его величину.... 8

1.2. Влияние естественных и технологических факторов на величину КИН............. 10

1.3. Научные достижения в вопросах многоствольного бурения и опыт

их практического внедрения................................................................. 14

1.3.1. Зарождение технологии бурения и география многоствольных скважин....... 14

1.3.2. Научные достижения в изучении различных факторов, влияющих

на продуктивность многоствольных скважин.......................................... 19

Выводы по главе 1................................................................................. 27

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

ТЕКУЩЕГО КИН ОТ ИЗМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ.............................................. 28

2.1. Уточнение зависимости потенциального и текущего КИН от изменения технологических показателей разработки нефтяной залежи......................... 28

2.2. Исследование статистической зависимости распределения текущего

и потенциального КИН от категории фонда скважин.................................. 33

2.3. Способы регулирования величины КИН фондом скважин и показателями технологий нефтевытеснения............................................................... 37

2.4. Анализ и численное исследование величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов на примере месторождений Западной

Сибири........................................................................................................................ 38

Выводы по главе 2................................................................................. 43

ГЛАВА 3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ

ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МНОГОСТВОЛЬНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН........ 45

3.1. Основные параметры, влияющие на добывные возможности многоствольных горизонтальных скважин.................................................................... 45

3.2. Изучение влияния угла между горизонтальными стволами многоствольной скважины на ее продуктивность для участков чистонефтяной

и водонефтяной зон........................................................................... 47

3.3. Выбор оптимального взаиморасположения многоствольной горизонтальной скважины и очага заводнения............................................................... 53

3.4. Выявление зависимости КИН от угла между горизонтальными стволами

с системой заводнения и на естественном режиме разработки...................... 63

3.5. Поиск оптимального расстояния от многоствольной горизонтальной скважины до очага заводнения в зависимости от угла между горизонтальными стволами с учетом различия физико-химических свойств нефти

и коллекторских свойств пласта............................................................ 71

Выводы по главе 3................................................................................. 80

ГЛАВА 4. ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ КИН В КОМПЛЕКСНЫХ ТЕХНОЛОГИЯХ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ................................................................................. 81

4.1. Выбор объекта исследования................................................................ 81

4.2. Методы регулирования КИН путем воздействия на коэффициент заводнения

в условиях Ново-Покурского месторождения........................................... 83

4.2.1. Программа нестационарного заводнения в условиях низкопроницаемых коллекторов пласта ЮВ12, разрабатываемых при массовом применении гидроразрыва пласта.......................................................................... 83

4.2.2. Программа мероприятий по применению полимер-дисперсных систем

на участке Ново-Покурского месторождения.......................................... 96

4.3. Методы регулирования КИН путем воздействия на коэффициент вытеснения

в условиях Ново-Покурского месторождения........................................... 98

4.4. Методы регулирования КИН путем воздействия на коэффициент сетки

в условиях Ново-Покурского месторождения........................................... 101

Выводы по главе 4................................................................................. 108

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ........................................... 110

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ....................................................................................... 112

Актуальность работы. Выработка запасов нефти находится под влиянием множества естественных и искусственных факторов, которые в большей или меньшей степени влияют на величину коэффициента извлечения нефти (КИН). При этом регулирование отдельных его составляющих с целью повышения нефтеотдачи пластов должно рассматриваться в комплексе с геологическими характеристиками пласта и системой разработки на разных стадиях эксплуатации объекта. Кроме того, вовлечение в разработку слабодренируемых участков пласта должно быть проведено на основе выявления причин пониженных значений коэффициентов вытеснения, заводнения и сетки, с последующей разработкой рекомендаций, направленных на регулирование КИН. Одним из методов регулирования КИН является проводка многоствольных горизонтальных скважин (МГС), которые в последнее время приобретают все большую популярность у многих недропользователей России и стран зарубежья. Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин обладает высокими перспективами, связанными с возможностью увеличения темпов отбора природных углеводородов и повышения коэффициента извлечения нефти. Однако оценка теоретических исследований отдельных параметров многоствольных горизонтальных скважин, в частности углов между стволами, влияния характера вытеснения на величину коэффициента извлечения нефти, остается малоизученной. Поэтому необходимость разработки новых методов регулирования КИН с приобщением характера режимов отбора многоствольными горизонтальными скважинами является весьма востребованной и актуальной проблемой.

Цель работы - изучение основных методов регулирования КИН при отборе нефти проводкой многоствольных скважин с расположением стволов под разными углами в разных плоскостях в режиме активного заводнения.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Оценка влияния естественных и технологических факторов на величину КИН;

2. Исследование изменения составных частей текущего КИН от изменения технологических показателей разработки;

3. Анализ и численное исследование величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов на примере месторождений Западной Сибири;

4. Теоретические исследования процессов выработки запасов нефти при применении многоствольных горизонтальных скважин в многослойных пластах с разными углами между стволами;

5. Разработка оптимизационных методов регулирования КИН в технологиях выработки запасов нефти путем воздействия на коэффициенты-сомножители.

Методы решения поставленных задач

Для поиска аналитических решений поставленных задач в представленной работе использовались численные методы решения отдельных промысловых задач. Моделирование разработки многоствольными горизонтальными скважинами реального месторождения проведено при помощи трехфазного симулятора «Tempest-More» с сопоставлением фактических показателей работы скважины рассматриваемого типа. Расчеты отдельных технологических показателей выработки запасов нефти залежи выполнены с привлечением современной вычислительной техники. Обобщение результатов использования технологий многоствольного бурения проведено по промысловым данным.

Научная новизна результатов работы:

1. Исследовано численно и подтверждено фактическими данными состояние выработки запасов нефти заводнением с разделением значений КИН на отдельные составляющие с целью повышения пониженных значений коэффициентов заводнения, вытеснения и сетки путем модельных расчетов изменения технологических показателей разработки залежи и оптимизирована величина КИН, последовательно меняя технологии заводнения (стационарное, нестационарное, физико-химическое воздействие на пласт), расположение и регулирование числа вертикальных, горизонтальных и многоствольных скважин;

2. Теоретически исследовано изменение технологических показателей многоствольных скважин, стволы которых расположены в одной и разных плоскостях, получено, что наибольший КИН водонефтяных зон (ВНЗ) обеспечивается в случае расположения стволов с разными углами одноплоскостной конфигурации и установлено, что в сравнении с разноплоскостным вариантом КИН выше на 17,6 %/град;

3. Численными исследованиями установлено, что наибольший КИН отмечается по многоствольным скважинам с углами между горизонтальными стволами в пределах 105° ... 120°, дальнейшее увеличение не приводит к росту КИН;

4. Исследовано влияние расстояния от очага заводнения до многоствольных скважин с разными углами (от 5° до 65°), при удалении источника заводнения с 600 до

1200 м от многоствольной скважины с углом между стволами менее 65° для вязких нефтей рост КИН составляет 35 %, средних - 21 %, маловязких - 9,7 %.

На защиту выносятся:

1. Методика исследования изменения КИН на залежи путем повышения отдельных его сомножителей изменением технологий извлечения нефти;

2. Методика теоретических исследований изменения технологических показателей разработки объекта от расположения стволов в разных плоскостях и углов между стволами;

3. Результаты численных исследований определения предельных значений углов между стволами;

4. Результаты исследования влияния физико-химических свойств пластовых флюидов (вязкости) на показатели выработки запасов нефти многоствольными скважинами.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы используются при разработке геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на повышение КИН локальных участков залежи путем использования методики регулирования КИН, основанной на выявлении пониженных значений отдельных его сомножителей;

2. Внедрение методики изменения КИН с последующим формированием комплекса ГТМ на слабодренируемых участках пласта в ООО НПО «Нефтегазтехнология» за 2013 год способствовало сокращению трудозатрат и сроков выполнения этапов по формированию рекомендаций с целью повышения КИН, что позволило получить экономический эффект 203 тыс. руб.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-технических советах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2012-2013 гг.), на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть, Технология - 2013» (г. Уфа, 2013 г.)

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе 8 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов, анализ результатов опытно-промышленных испытаний технологий отбора нефти.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Хамитову И.Г. и сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ И ОБОЩЕНИЕ ОПЫТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ КИН В ТЕХНОЛОГИЯХ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ

1.1. Понятия КИН и коэффициентов-сомножителей, образующих его величину

Процесс разработки любого месторождения характеризуется величиной достигнутого коэффициента извлечения нефти. На разных стадиях разработки в зависимости от исходных данных может быть оценен КИН, по его величине определены объемы извлекаемых запасов, или же определены извлекаемые запасы, и исходя из их значений рассчитан КИН. На этапе поиска залежей в период проведения геологоразведочных работ в условиях минимума сведений о геологическом строении объекта, физико-химических свойствах природных углеводородов проводят предварительный анализ величины КИН с использованием многомерных статистических моделей.

В процессе ввода залежи в разработку проводится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), где обосновывается предпочтение наилучшего варианта системы разработки с учетом экономических показателей проекта.

На завершающем этапе разбуривания месторождения КИН уточняется в проектной документации на разработку месторождения, которая составляется с учетом дополнительных данных, приобретенных в течение эксплуатации месторождения. На поздней стадии разработки утвержденный КИН уточняется согласно подсчитанным извлекаемым запасам и принимается равным отношению их величины к начальным геологическим запасам.

В 50-х годах XX века академик А.П. Крылов предложил следующую простую формулу для расчета величины КИН [31]:

КИН = Кв-Кохв, (1.1)

где Кв - коэффициент вытеснения нефти водой, учитывающий степень эффективности процесса вытеснения на микроуровне;

Кохе - коэффициент охвата вытеснением нефти водой, характеризующийй эффективность процесса заводнения на макроуровне.

В 60-е годы прошлого века В.Н. Щелкачев предложил включить в произведение третий коэффициент - коэффициент сетки [78]. В настоящее время традиционно величину КИН представляют в виде произведения трех коэффициентов:

КИН = К, ■ К2 ■ Кз, (1.2)

где К1 - коэффициент вытеснения нефти вытесняющим агентом, д.ед.;

К2 - коэффициент заводнения, д.ед.;

Кз - коэффициент сетки, д.ед.

Однако в настоящее время возникают затруднения при определении этого коэффициента на ранней стадии разработки на базе данных небольшого числа разведочных скважин.

Коэффициент вытеснения отражает влияние микронеоднородности коллектора нефтяных залежей, взаимной нерастворимости нефти и вытесняющей воды, капиллярных сил, появляющихся на контакте нефти и воды, замыкающих нефть.

Коэффициент сетки скважин учитывает плотность сетки скважин - параметр, характеризующий систему заводнения и долю общей площади продуктивного пласта, занятой неколлектором при взаимном совершенно хаотическом размещении зон коллектора и неколлектора. Увеличение коэффициента сетки скважин возможно путем уплотнения бурения и организации дополнительных очагов заводнения.

Коэффициент заводнения учитывает соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях, предельную обводненность добываемой продукции, проводимость нефтенасыщенной и водонасыщенной частей разреза пласта. Путями повышения коэффициента заводнения являются применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также гидродинамических методов воздействия [42].

Коэффициенты вытеснения и сетки отражают статику процесса нефтеизвлечения, а коэффициент заводнения - его динамику.

Дискуссии по поводу необходимости коэффициента заводнения как составляющего КИН велись С.Н. Закировым, который предложил приравнять данный коэффициент к единице и таким способом отменить его [27 - 31]. В.Д. Лысенко считает, что этот коэффициент отменить нельзя, поскольку он характеризует изменчивую динамику процесса заводнения и отбора пластового флюида [41, 42].

Поскольку к изменению КИН приводит действие следующих главных геолого-технологических факторов: неоднородность коллектора, вязкостные силы, поверхностные сил натяжения и плотность сетки скважин, то, на мой взгляд, максимально учесть влияние каждого их них на величину коэффициента извлечения нефти позволяет произведение трех коэффициентов согласно формуле (1.2). В связи с этим для получения полноценной картины о величине КИН и выбора мер по его увеличению на всей площади залежи необходимо оценивать все три коэффициента в комплексе с определяющими их параметрами.

Отметим, что первостепенная задача достижения максимального охвата при отборе нефти заключается в организации процесса фильтрации оптимальным числом скважин определенной конструкции. Второй задачей является достижение более качественного вытеснения нефти по всей площади залежи.

1.2. Влияние естественных и технологических факторов на величину КИН

В течение разработки залежей природных углеводородов на величину коэффициента извлечения нефти оказывает влияние множество факторов, обусловленных естественными и искусственными условиями. К естествен