Оптимизация выработки остаточных запасов нефти регулированием зон дренирования

Салихов, Мирсаев Миргазямович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Оптимизация выработки остаточных запасов нефти регулированием зон дренирования
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Оптимизация выработки остаточных запасов нефти регулированием зон дренирования"

На правах рукописи

САЛИХОВ МИРСАЕВ МИРГАЗЯМОВИЧ

ОПТИМИЗАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ РЕГУЛИРОВАНИЕМ ЗОН ДРЕНИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождения

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005г.

Работа выполнена в НГДУ «Джалильнефть» ОАО «Татнефть» в НПО «Нефтегазтехнология»

Научный руководитель

доктор геолого-минералогических наук Хисамов Раис Салихович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

кандидат технических наук Исламов Рустем Галимьянович

Ведущая организация:

НГДУ «Аксаковнефть» АНК «Башнефть»

Защита состоится 24 марта 2005 г. в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01 при Государственном унитарном предприятии "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ТУП "ИПТЭР"), по адресу: 450055, г.Уфа, пр. Октября, д. 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУ11 "ЙПТЭР").

Автореферат разослан 21 февраля 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук

Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Переход большинства значительной доли остаточных запасов нефти, сосредоточенных в высокопроницаемых н высокопродуктивных коллекторах, в категорию трудноизвлекаемых из-за роста вязкости нефти по мере отбора продукции, неравномерного обводнения и темпов отбора создали необходимость совершенствования применяемых технологий заводнения и нефтевытеснения, так как традиционные снизили свою эффективность. Этому способствовали высокая неоднородность и расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, а также неравномерный охват заводнением в силу значительного различия приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов. В конечном счете, все это вместе взятое на поздней стадии разработки месторождения способствовало образованию многочисленных застойных зон, тупиков, слабо вырабатываемых участков и пластов с отличающимися по объемам значениями остаточных запасов нефти и промытых зон. Высокое отличие в подвижностях нефти и воды были причиной ускоренного прорыва воды н высоких темпов обводнения. В этих условиях отмечается повышенный объем отбираемой жидкости, что влечет к резкому росту затрат на электроэнергию, транспорт и переработку добываемой продукции. Регулирование объемов закачки воды и отбора жидкости в заключительной стадии разработки и повышение эффективности нефтеизвлече-ния является одной из главных проблем снижения затратной части при добыче нефти. Представленная работа посвящена изучению проблемы совершенствования реализованных систем заводнения существующим фондом скважин и создания более эффективных технологий нефтеизв-лечения.

Цель работы.

Совершенствование технологий нефтеизвлечения путем проведения анализа выработки остаточных запасов нефти в неоднородных коллекторах и выбора объектов для внедрения комплекса эффективных геолого-технических мероприятий.

Основные задачи исследования.

1. Анализ состояния выработки запасов нефти на ряде площадей Ро-машкинского нефтяного месторождения с целью определения эффективности существующих технологий нефтеизвлечения.

2. Геолого-технологический анализ совместной разработки нефтена-сыщенных слабопроницаемых и высокопроницаемых коллекторов, вскрытых общим фильтром и раздельно.

3. Разработка комплексных мероприятий по совершенствованию технологии извлечения нефти из неоднородных коллекторов путем оптимизации зон дренирования.

4. Систематизация и обобщение результатов реализованных геолого-технических мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах.

Методы исследований.

Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистичесхой информации по истории разработки месторождения, использования методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах с применением современных вычислительных методов, обобщение разработанных рекомендаций и проведения промышленных испытаний созданных технологий.

Научная новизна.

1. Разработана методика выделения локальных зон неподвижной остаточной нефти путем расчета и анализа фильтрационных потоков в группе нагнетательных скважин, дренируемых окружающими добывающими.

2. Создана методика определения участков с повышенными запасами путем сопоставления карт плотности текущих извлекаемых запасов нефти по времени разработки объекта, включающих распределение типов коллекторов, и динамику отбора нефти и жидкости.

3. Предложена усовершенствованная методика выбора участков, пластов и скважин для применения МУН, ОГО и ВИР, основанная на сопоставлении показателей их разработки с состоянием разработки месторождения в целом.

Основные защищаемые положения.

1. Методика выделения локальных зон неподвижной остаточной нефти путем исследования фильтрационных потоков от зоны нагнетания к зоне отбора.

2. Методика определения участков с повышенными запасами по картам плотности текущих запасов и распространения типов коллекторов.

3. Усовершенствованная методика выбора участков, пластов и скважин для проведения комплекса геолого-технических мероприятий по повышению эффективности нефтеизвлечения.

4. Результаты промысловых испытаний комплексных мероприятий по исследуемой проблеме.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и методов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ, анализа и апробации полученных рекомендаций в промысловых условиях.

Практическая ценность.

приятии по скважинам на Ташлиярской, Чишминской, Алькеевскои, Восточно-Сулеевской и Сармановской площадях Ромашкинского месторождения. От внедрения разработанных рекомендаций в период 2000-2004 г.г. получен экономический эффект в сумме 40,4 млн. рублей.

Апробации работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались и обсуждались на научно-методических Советах института «ТатНИПИнефть», на технических Советах ОАО «Татнефть» (1999-2004 г.г.), на региональных конференциях, семинарах, школах передового опыта (1999-2004 г.г.) в г. Уфе (НПО «Нефтегазтех-нология»), г. Казани (РТКР).

Публикации результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 18 научных статей в журналах «Нефтяное хозяйство», НТЖ «Нефтепромысловое дело». В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, промысловое сопровождение внедряемых рекомендаций и анализ полученных результатов.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, изложена на 154 страницах машинописного текста и содержит 79 рисунков, 14 таблиц, список использованных источников из 126 наименований.

Автор благодарит за помощь и ценные советы научного консультанта д.т.н. Хисамутдинова НИ. и научного руководителя д.г.-м н. Хи-самова Р.С., плодотворная работа с которыми способствовала формированию и реализации диссертационной работы.

Содержание работы.

Во введении раскрыта актуальность работы, ее научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность.

В первой главе рассмотрено состояние изученности проблемы и постановка задачи исследования на примере разработки площадей Ро-машкинского месторождения. Отмечено, что с открытием Ромашкин-ского месторождения его геологическое строение и состояние разработки изучалось многочисленными исследователями. Наиболее полное представление о геологическом строении Ромашкинского месторождения было дано в трудах и монографиях Муслимова Р.Х., Хисамова Р.Б., Шавалиева А.М., Юсупова ИХ. Неоценимый вклад в изучение состояния разработки Ромашкинского месторождения внесли Б.Г.Баишев,

A.Ф Блинов, Г.Г.Вахитов, И.Ф.Глумов, АТ.Горбунов, РЛ.Дияшев,

B.Д.Лысенко, Э.Д.Мухарский, С.А.Султанов, Р.Т.Фазлыев и многие другие. Значительный вклад в построение геологической модели горизонтов Д0 и Д1 и пород-коллекторов Ромашкинского месторождения был внесен Азаматовым В.И., Бадьяновым В.А., Орловским Б.М., Порманом Ю С , Чоловским ИЛ.

По данным Байдовой ИХ, Даниловой Т.Е., Долженкова В.Н.. Зи-натуллина Н.Х., Коцюбинского В.Л., Муслимова Р.Х., Юдинцева Е.А. на месторождениях выделялись пять основных групп пород, взаимосвязанных между собой: I - разнозернистые и среднезернистые песчаники;

II - песчаники мелкозернистые и их алевролитовые разности; III - алевролиты крупнозернистые и их песчаные разности; IV - алевролиты разнозернистые, песчаные; V- алевролиты мелкозернистые и глинистые разности алевролитов и песчаников.

При этом активно развивались вопросы определения пород-коллекторов нефтенасыщенности пластов и водонефтяных зон, положения водонефтяного контакта нижних пластов Ромашкинского месторождения, которые рассматривались в работах Султанова С. А., Орлинско-го Б.М., Хисамова Р.Б., Лиходедова В.П., Дияшева Р.Н., Бадьянова В А,, Хисамова Р. С.

Водонефтяные зоны для условий многопластового эксплуатационного объекта Ромашкинского месторождения, по рабстахМ Лиходедова В.П., Муслимова Р.Х., Орлинского Б.М., Хисамова Р.Б., Хаммадеева Ф.М., Юдина В.М., делятся на следующие типы:

I - водонефтяные зоны в виде локальных участков разнообразной формы внутри безводной части нефтяной залежи;

II - водонефтяные зоны, окаймляющие нефтяные залежи в виде узких полос шириной до 1,5 км;

III- водонефтяные зоны площадного развития (широкие полосы,

поля);

IV - водонефтяные зоны с хорошей гидродинамической связью с вьпнележащими высокопродуктивными пластами, которые явились основой для проведения многочисленных гидродинамических расчетов и схем разработки объекта.

Основные запасы нефти приурочены к ВНЗ Ш-го (около 50 %) и 1-го (25 %) типов. Остальные запасы поровну распределены между II и

III типами поровну.

Отмечается, что текущая нефтеотдача пластов характеризует эффективность внедренной системы разработки и зависит как от геологических, так и технологических факторов. Указано, что главными факторами, характеризующими состояние разработки объекта, являются влияние фильтращюнно-емкостных свойств многопластового объекта на эффективность выработки запасов нефти.

Одной го основных задач поздней стадии разработки площадей Ромашкинского месторождения, в том числе и Восточно-Сулеевской, является проблема ввода в активную разработку слабопроницаемых коллекторов. Главными факторами геолого-промыслового характера, являющимися причиной низких темпов выработки запасов слабопроницаемых коллекторов, являются высокая расчлененность пластов, совместная эксплуатация высоко- и низкопроницаемых пластов, низкая плот-

ность сетки скважин, сложность освоения системы нагнетания, низкое качество подготовки воды, недостаточная изученность состава и петро-физнческих свойств пород, а также слабая изученность механизма образования остаточной нефти и охлаждение пластов закачиваемой водой.

Поэтому в задачи исследований были включены вопросы ввода в активную разработку слабодренируемых и недренируемых запасов нефти в малопродуктивных коллекторах, застойных и тупиковых зонах на основе разработки усовершенствованных геолого-технических мероприятий для действующего фонда скважин путем оптимизации системы заводнения с восстановлением сетки скважин и полей давления, ввода в эксплуатацию ранее законсервированных скважин, находящихся в зонах повышенной остаточной нефтенасыщенности, зарезки боковых стволов.

Во второй главе приведен анализ влияния показателей разработки на эффективность выработки запасов нефти объекта.

Отмечается, что в связи с опережающей выработкой запасов нефти девонских отложений к настоящему времени произошло значительное ухудшение структуры остаточных извлекаемых запасов нефти. Остаточные извлекаемые запасы маловязкой девонской нефти в некоторых случаях сравнялись по величине с остаточными извлекаемыми запасами вязкой нефти верхних горизонтов. Тем не менее, добыча нефти из девонских отложений остается преобладающей и составляет 75 % от добычи нефти по всем эксплуатационным объектам.

На рисунках 1, 2 приведены структура запасов по горизонтам и распределение удельных текущих извлекаемых запасов нефти групп скважин с различной обводненностью, которые характеризуют состояние разработки объекта исследования.

По группе высокообводненных скважин удельные текущие извлекаемые запасы нефти составляют около 5 тыс.т/ скв, что значительно ниже, чем по другим группам скважин. Удельные текущие извлекаемые запасы нефти по группе скважин с обводненностью от 50 до 90 % находятся на уровне около 20 тыс.т/скв.

На основе проведенного анализа разработки горизонтов Д0+Д1 установлено, что около 2 % от начальных извлекаемых запасов нефти не введено в процесс активного вытеснения нефти водой. Как правило, это запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах (алевролитах), в гидродинамически изолированных линзах, в застойных, тупиковых и экранированных зонах пластов.

Приведен подробный анализ структуры фонда скважин Восточ-но-Сулеевской площади и показателей их эксплуатации. Распределение числа скважин по дебитам жидкости показывает, что с возрастанием дебитов групп скважин по жидкости происходит увеличение их средних дебитов по нефти при возрастании обводненности добываемой продукции. С дебитами по жидкости менее 5 т/сут работают 180 скважин (33,6 % от всех скважин) с суточной добычей нефти 207,4 т (10,5 % от всей

ЗАПАСЫ НЕФТИ, % НАЧАЛЬНЫЕ ОСТАТОЧНЫЕ

БАЛАНСОВЫЕ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ

Т9ЛГ

зт

« м

горизонт Д0+Д1 (девонский) горизонт С1вв (бобриковский) горизонт СНиг (турнейский)

Рисунок 1. Распределение начальных и остаточных запасов нефти по объектам разработки НГДУ "Джалильнефтъ" (на 01.11.2004г.)

-•— обвдненнсеть менее 2% (1) -в— обводненность от 2 до 20% (2) * - обводненность от 20 до 50 % (3)

1960

2000

1970 1980

ГОДЫ

Рисунок 2. Распределение удельных текущих извлекаемых запасов нефти по обводненности добываемой продукции.

суточной добычи нефтк) и жидкости 382,0 т (1,9 % от всей суточной добычи жидкости) при обводненности добываемой продукции равной 45,7 % Средний дебит данной группы скважин по нефти составляет 1,2 т/сут, а по жидкости 2,1 т/сут.

С возрастанием накопленного водожидкостного фактора по группам скважин увеличиваются их дебиты по нефти и жидкости, причем дебиты по жидкости увеличиваются более интенсивно, чем дебиты по нефти (обводненность возрастает). По 11 скважинам с ВЖФ более 95 % средний дебит по нефти равен 1,2 т/сут при дебите жидкости равном 52,6 т/сут (обводненность добываемой продукции 97,6 % ).

Подробно описано распределение нагнетательных скважин по накопленной закачке воды, по величине приемистости, устьевого давления, величине приемистости и устьевому давлению при закачке воды. Установлено, что в настоящее время с приемистостью менее 10 м3/суг работают 2 скважины, с приемистостью 10-50 м'/сут работают 55 скважин, причем 42 из них имеют устьевое давление в пределах от 10 до 15 МПа. С приемистостью 50 -100 мЛ/сут работают 58 нагнетательных скважин. Наибольшее число нагнетательных скважин (198 шт. или 67 %) работает при устьевом давлении закачки воды в интервале 10 - 15 МПа,

Действующий фонд нагнетательных скважин в 2002 году увеличился на 33 % по сравнению с 1992 г. и составляет 298 единиц. В тоже время средняя приемистость нагнетательных скважин снизилась с 210 м3/сут в 1992 г. до 150 м3/сут в 2002 году. При этом соотношение добывающих н нагнетательных скважин снизилось с 3,0 в 1992 году до 2,1 доли ед. в 2002 году, а распределение действующего фонда скважин по типам перфорированных коллекторов имели следующие значения.

\лСоличество Ха-Хялажин, ражте- \р, ристека N. фонда Тип коллектора

1 2 3 1+2 1+3 1 2+3 1+2+ 3 Всего

Добывающий 34,2 17,6 9,9 12,0 11,8 1 10,8 3,7 100,0

Нагнетательный 45,5 21,1 11,4 8,4 7,0 4,7 2,0 100,0

Тип коллектора: 1 - высокопродуктивный; 2 - высокопродуктивный глинистый; 3 - малопродуктивный.

Первый тип коллектора отдельно от других вскрыт в 34,2% добывающих и в 45,5% нагнетательных скважинах. Второй тип коллектора отдельно вскрыт в 17,6% добывающих и в 21,1% нагнетательных скважин. Третий малопродуктивный тип коллектора отдельно вскрыт в 9,9 % добывающих и 11,4 % нагнетательных скважин. Совместное вскрытие разных типов коллекторов приходится на 38,3 % добывающих и 22,1 % нагнетательных скважин.

Не менее важное значение имеет анализ устьевых, забойных и пластовых давлений, определяющих энергетические показатели нефте-вытеснения.

Анализ взаимосвязи между удельными коэффициентами приемистости с забойными давлениями и перепадами давления в нагнетательных скважинах показал слабую или отсутствие функциональной связи

что вызвано следующими причинами. Нагнетание воды с КНС производится единичным источником, поэтому распределение устьевых давлений всегда будет пропорционально гидравлическому сопротивлению водоводов. Наиболее удаленные скважины всегда будут иметь наименьшие устьевые давления, соответственно низкую приемистость и значения забойных давлений. Причем различие проницаемости призабойной зоны нагнетательных скважин для ближних и удаленных скважин определяет и уровни объемов закачки. Поэтому выравнивание устьевых давлений нагнетательных скважин и регулирование приемистостью, совмещенные с участками повышенных остаточных запасов, например, в низкопроницаемых коллекторах является для поздней стадии разработки наиглавнейшим мероприятием.

Среди основных причин снижения приемистости нагнетательных скважин выделены следующие (рисунок 3):

1) снижение коллекторской характеристики призабойной зоны пласта;

2) интерференция нагнетательных скважин;

3) изменение пластового давления в зоне разгрузки нагнетательных скважин во времени;

4) несовершенство системы ППД, когда с одного водовода вода поступает в несколько нагнетательных скважин, осуществляющие закачку воды в разные типы коллекторов.

Выявленные причины снижения приемистости скважин использованы при формировании технологий восстановления коллекторских характеристик призабойной зоны и оптимизации режима отбора и закачки.

Подробный анализ использования фонда скважин, вскрытия пластов в нагнетательных и добывающих скважинах и баланса выработки извлекаемых запасов позволил провести распределение добычи нефти и закачки воды по объектам разработки на основе методики НПО «Нефте-газтехнология». разработанной совместно с автором, а затем построить карты остаточных подвижных извлекаемых запасов по объектам разработки.

В третьей главе описаны методы совершенствования научно-методических основ для формирования оптимальных геолого-технических мероприятий. Показано, что вопрос о рациональном регулировании работы нагнетательных и добывающих скважин является одним из основных показателей при практическом осуществлении раз-

Рисунок 3. Карта распространения типов коллекторов с изолиниями коэффициента продуктивности (приемистости) скважин Вое-точно-Сулеевской площади (горизонт Д 1,пласт А)

работки нефтяного месторождения. Отмечено, что исследование процессов фильтрации жидкостей к системе добывающих скважин при рассредоточенном размещении нагнетательных скважин может выявить участки с минимальными скоростями фильтрации и определить непромытые зоны с максимальными остаточными запасами нефти.

Для исследования фильтрационных потоков математическая модель фильтрации в нефтяном пласте представлена системой дифференциальных уравнений в частных производных, выражающих сохранение массы и энергии в следующем виде:

ЫУ

у %

-I

ас) ф) ¿н~' сь) а а

где pi. давление в ¡-той фазе, а-К'/щ, К' - проницаемость ¡-той фазы, ц, -вязкость ¡-той фазы, - насыщенность ¡-той фазы, т - пористость, 0/ -коэффициент сжимаемости ¡-той фазы, ре* - упругоемкость скелета пласта, i - принимает значения «нефть», «вода».

Вместе с краевыми и начальными условиями эта система уравнений образует математическую модель двухфазной фильтрации жидкостей в пластах горных пород.

Используя показатели разработки конкретных участков месторождения (среднегодовые дебита, данные ГИС скважин), изучено распределение изменения давления в пласте и сравнено с реальным. Внеся по-

правки, которые позволили подогнать математическую модель к реальной ситуации, получено распределение давления в пласте, близкое к реальному. Это позволило установить зоны с минимальными скоростями фильтрации, или непромытые участки, а также зоны неподвижных запасов нефти, в которых градиент давления меньше или равен предельному градиенту сдвига.

Полученное в результате решения краевой задачи поле представляло собой поле давления в пространственно неоднородном пласте. Границы областей неподвижных запасов нефти определялись из условия | ^сШ(р) |< £, где е - предельное значение градиента поля давлений, ниже которого нефть остается неподвижной. Согласно данным работы Гиматудинова Ш.К., Ширковского А.Й., величина предельного динамического напряжения сдвига для девонской нефти при давлении 10 МПа (при пластовой температуре) составляет 3.9 мПа. Тогда для пласта с проницаемостью 1 мкм2 предельный градиент давления принимает значение Данная величина определяет формирование в пла-

стах областей неподвижной нефти Моделируя изменение режимов работы скважин, можно определить изменение фильтрационных потоков и установить области неподвижной нефти. Показан пример моделирования разновременных периодов разработки участка Восточно-Сулеевской площади в районе нагнетательной скважины № 11505, результаты которого приведены на рисунке 4. Участок является зонально неоднородным по коэффициентам проницаемости и проводимости пласта А с коэффициентами вариации 0.8 и 0.91, соответственно. Отмечено, что геофизические характеристики коллекторов пласта А в районе скважины № 11505 и данные интерполяции геофизических параметров участка (проницаемости и проводимости), основные показатели разработки участка строятся в виде отдельных временных карт текущих неф-тенасыщенных толщин с накопленными и текущими отборами нефти и жидкости и закачкой воды. На основании данных геологической модели пласта и данных разработки участка рассчитано поле давления на конец 2002 года. На рисунке линией с перпендикулярными штрихами указаны области, в которых градиент давления ниже предельного и запасы нефти на настоящий момент являются неподвижными. Последовательно рассчитывались поля давления на конец 2003, 2004 года при условии неизменности работы остальных скважин, и при увеличении приемистости скважины № 11505 до прогнозной, в результате которого выявлены установившиеся размеры областей неподвижной нефти (сократились или увеличились), что указывает на выбор возможного вида ГТМ.

Приведенный выше метод моделирования изменением режима работы скважин и их влияния на фильтрационные процессы реальных участков нефтяных месторождений использованы при разработке рекомендаций различных ГТМ (например, перфорация пласта, уменьшение,

Рисунок 4. Моделируемое поле давления, поле градиентов давления и направление фильтрационных потоков на конец 2002 г.

увеличение объема закачки и отбора), направленных на более полное вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов. Описаны физические причины формирования застойных и слабо вырабатываемых зон с повышенными запасами нефти.

Отмечено, что в реальных пластовых условиях, сложившихся в настоящее время на "старых" месторождениях, величина предельного градиента сдвига нефти может быть в несколько раз больше начальной.

Поэтому для извлечения нефти из низкопроницаемого коллектора предложено создавать больший градиент давления, чем для высокспро-ницаемого коллектора при всех равных остальных условиях. Это принципиальное положение лежит в основе хорошо известных проблем разработки неоднородных по фильтрационно-емкостным характеристикам коллекторов и определяет геолого-технологические причины формирования застойных зон.

Отмечено, что ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства коллектора - наиболее распространенная причина формирования застойных зон. В данную категорию отнесены как зоны с пониженной проницаемостью, так и тупиковые зоны, ограниченные линиями замещения коллектора. К этой же категории отнесены и водонефтяные зоны, так как при значительных различиях в вязкостных характеристиках фильтрующихся флюидов, возникают условия для отсекания части запасов нефти от процесса нефтеизвлечения.

Рассмотрено изменение реологических свойств остаточной нефти, изменение свойств коллектора в процессе разработки, а также при-

чины формирования зон неподвижной нефти, обусловленные активным техногенным воздействием на пластовую систему.

Важный термодинамический показатель, значительно влияющий на реологические свойства нефти, - пластовое давление и температура. Для Восточно-Сулеевсжой площади характерно значительное снижение среднего пластового давления. Показано, что за время разработки среднее пластовое снизилось с 17,5 МПа до 13.5 + 14.2МПа.Среднеезабой-ное давление в добывающих скважинах за последние десять лет изменялось в пределах от 6.3 до 7.8 МПа при давлении насыщения нефти газом в 8.1 МПа. Такое снижение пластового давления также привело к ухудшению реологических свойств нефти при неоднородном распределении значений среднего пластового давления. Отмечаются обширные области пониженного пластового давления со средним значением ниже давления насыщения нефти газом. Анализ динамики изменения пластового давления показывает временную устойчивость существования таких областей.

Прослеживается площадная корреляция между распространением низкопродуктивного типа коллектора и образованием зон с пониженным пластовым давлением и повышенными остаточными запасами (рисунок 5). Области с пониженным пластовым давлением соответствуют участкам площади с низкопродуюгивным и глинистым высокопродуктивным типом коллектора. При этом воздействие системы нагнетательных скважин на эти области незначительно. Это также подтверждается анализом текущей обводненности продукции добывающих скважин, находящихся в данных зонах. Для зон характерны более низкие значения обводненности и дебетов по жидкости, чем в среднем по площади.

Исследованием динамики выработки запасов установлены области низкой выработки остаточных запасов.

Несовершенство действующей системы разработки, приводящее к образованию зон неподвижной нефти, охарактеризовано следующими особенностями, подтвержденными в результате фильтрационных исследований*

1. неполный охват воздействием сеткой действующих скважин;

2. совместная выработка высокопрогощаемых и низкопроницаемых коллекторов;

3. заводнение холодным агентом;

4. использование жидкостей с минеральным составом, отличным от состава пластовой воды.

Выполненные исследования позволили создать самостоятельную систему воздействия на низкопродуктивные коллектора, например в пределах заводняемой ячейки, образованной нагнетательной и группой окружающих добывающих скважин или более крупных участков, но отличающ1ихся по темпам отбора и степени выработанности от средних по объект}1.

Рисунок 5. Карта распространения типов коллекторов с изолиниями среднего пластового давления пласта А горизонта Д. Вос-точно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения

Анализ динамики выработки подвижных запасов нефти горизонта Д; Восточно-Сулеевской площади позволил сформулировать основные направления доразработки низкопродуктнвных коллекторов.

Рекомендации получены на основе геолого-гидродинамической модели площади, разработанной в НПО "Нефтегазтехнология" совместно с автором, с помощью которой были построены карты плотности текущих подвижных запасов нефти за последние 14 лет с 1990 по 2004 г. г. через каждые два года.

Анализ построенных карт показал следующее. За весь рассматриваемый срок разработки на площади выделяются устойчивые области с повышенной плотностью текущих подвижных запасов нефти. Сопоставление с картами распространения типов коллекторов и полей давления показывает, что наибольшая плотность текущих подвижных запасов нефти приходится в основном на зоны распространения третьего (низкопродуктивного) и второго (продуктивного глинистого) типов коллекторов.

Конкретизация выбора отдельных скважин, участков или более крупных объектов осуществлена путем разукрупнения объектов.

В четвертой главе приведены мероприятия пс совершенствованию систем заводнения и интенсификации технологий доизвлечения остаточных запасов на конкретных объектах. Уточнены основные направления повышения эффективности извлечения остаточной нефти заводнением, а также положения новой методики определения приоритетности и очередности проведения геолого-технических мероприятий.

Выбор объектов для применения МУН, ОПЗ и ВИР и заводнения рекомендуется проводить с использованием критериев применимости для соответствующих технологий, учитывающих геолого-физическую характеристику коллекторов, физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов, систему разработки и состояние выработки запасов нефти. Как правило, критерии применимости имеют достаточно большой разброс значений по различным параметрам, что приводит к определенным трудностям при обосновании целесообразности применения технологий повышения нефтеизвлечения.

В данном случае рассматривается комплексный подход к выбору участков и скважин для применения МУН, ОПЗ и ВИР и заводнения, основанный на выделении наиболее существенных параметров, характеризующих состояние их разработки, в сопоставлении с состоянием разработки всей площади или месторождения в целом, включающий расчетные численные (критериальные) значения параметров:

- удельные текущие извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на ячейку скважин (для МУН) или на одну скважину, для ОПЗ и ВИР в соответствии с разделом 3, тыс.т /м3;

- накопленный водожидкостиый фактор, м3/м3;

- текущая обводненность добываемой продукции, %;

- темп отбора от текущих извлекаемых запасов нефти, %;

- текущее пластовое давление, МПа.

Показаны практические приемы для определения приоритетности и очередности проведения ГТМ.

На площади по методике разукрупнения объекта были выделены 22 ячейки скважин очагового и избирательного заводнения с текущими (остаточными) извлекаемыми запасами нефти в пределах от 24.4 до 782.7 тыс.т, характеристика которых приведена в таблице 1.

Анализ состояния выработки скважин на Восточно-Сулеевской площади осуществлялся на основе карт остаточных извлекаемых запасов нефти с нанесенными на нее значениями текущей и накопленной добычи нефти и жидкости, текущими и накопленными объемами закачки воды.

Текущая добыча нефти по ячейкам скважин изменяется от 1,3 до 13,5 тыс.т/год, текущая обводненность добываемой продукции - от 53,8 до 95,7 %, накопленный водожидкостный фактор - от 17,3 до 81,0 %, темп отбора от текущих извлекаемых запасов нефти - от 0,9 до 25,6 % при изменении удельных текущих извлекаемых запасов нефти на одну

Iii» m 5 « V «ç * я es w f" «Л «г « « tf £ а « ф vi ЧЭ л «f У1 « а» £ «1» ЧГ if t». » £ ' se

Hilf a a 1» s 5 Ï я s « t* r» S i V ^ i к S » s s' 91 8 49 f» 50 "î РЧ в» i Ло £ ¿í is Ш :*»

j 11H i в) a « <4 If) « e * il M <0 f VI * <ч а T o Ш ь. m tí ce ri « <4 oi ЧГ ЧГ » « < O}« 4 « в

№ S a S N а m в » î w 9 £ в e Я * g e « s s S 5 й ГЧ K' 0 1 i M я « cd e » Si! ч 2 ей

. i H ill «r 4» g ! m a « « e S * Kl 3 а s в «г J î 1 M 3Í 4B с S Л en g « r> 3 i 0 1 к î 0 1 wj« s: T" ' * (Ч

Ü! «V a « £ « Э с e Э N & V « S « » » S S3 s л N. M) г я s i m s S 1Л f a¡ йй

s * H мшЛШ в i ЧГ с i « g « ! It î ч ï в! к «г î ю а ë а i ce t S S » к Г" o tff 1Л л S 9 M Ф 8 S * ГЧ а с «s s» ¡ш ig

И1ф«Н I « X * « î Q I л в i « «s Г m W fi Щ S g m S S в Й i г ffc s Si ь- w § i •Л * ï\ » ^

О S S с s Щ 3 « 5 « i a g tf! S + S о S ь ¥ s IN й в» rí m ю £ ЧГ Ö о S гч ä tv s <е S Ф ч Si - в te

t i я î иххяПм 1 e ï a s e \ it я <ч а ч ft а S *fl S о ï e Í S e i К» i Ü VI g o 9 в I № 1 о Ä к в о î\ Ii

И1ф*н с S e S e * * e S G S i а в « «ri S с a а 14 Я с ? m I в я № ? а i а % S 8 а г О s О < si э 2 iî

& p Í ииаАМкси s « ; * i ï «С s s i S <• в A i i Ы 9» S * z «e s о» £ Wt t tfv Й Г» i ш oír s; 9 в ií

И11)«И ou « í» к с, * ч ч» « s ï с * «с * 4» я ID e а а л s a 14. S m t* « <e M S N o> CD CP N." M d f п ^ S IN. ч

нмоиэ ккягампдеУ «АПМШМЮ <e ifl kC. cc « к «i к «e oa (О V) t4 <ч Ю <4 <0 « Г Ф

'«МММ «ион 9 t S ! ! I 1 S S Sí s И) i i i ft a I i 1 ti

'№3 ицрм лты - M m «1 «Л «e »«и «ja s СЧ f»> « « а» я

скважину действующего добывающего фонда в пределах от 8,2 до 97,8 тыс.т/скв. На основе этих данных построены зависимости накопленного водожидкостного фактора (ВЖФ) и текущей обводненности добываемой продукции от удельных текущих (остаточных) извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину действующего добывающего фонда и зависимость темпа отбора текущих извлекаемых запасов от начальных. В результате их совмещения получено, что процесс вытеснения нефти водой в ячейках данных скважин происходит неравномерно, но между ними имеется функциональная взаимосвязь, характеризующая состояние выработки отдельных участков.

Номограмма по выбору участков для ОШ, ВИР, МУН приведена на рисунке 6. Последовательно рассмотрены также методы детализации и формирования отдельных мероприятий по номограмме, методика перевода добывающих скважин под закачку, нагнетательных под добычу нефти, выбор единичных точек нагнетания с целью повышения пластового давления и простаивающих скважин для зарезки второго ствола.

Приведена методика выбора скважин для установки дожимных насосов на устье нагнетательных скважин, которая осуществляется с учетом следующих основных направлений на базе карт временных остаточных извлекаемых запасов нефти и полей давлений на участках с повышенной нефтенасыщенностью:

- снижение объемов закачки воды в высокопродуктивные коллектора первого типа с текущим пластовым давлением, превышающим первоначальное (в основном это относится к песчаникам пласта «а»);

- увеличение объемов закачки воды и устьевых давлений в нагнетательные скважины, расположенные в зонах с пониженным пластовым давлением (менее 15.0 МПа) для всех типов коллекторов;

- создание самостоятельных систем заводнения в линзах и полулинзах, в которых добывающие скважины не испытывают влияния от закачки воды в действующие нагнетательные скважины (независимо от типа коллекторов);

- создание площадных, очаговых и избирательных систем заводнения для малопродуктивных коллекторов и коллекторов других типов с пониженным пластовым давлением (рисунок 7).

В первую очередь установка дожимных насосов на устье нагнетательных скважин должна быть осуществлена для скважин, в которых перфорирован третий тип коллектора (малопродуктивный), а также сочетание третьего типа коллектора с другими типами и второго типа с первым высокопродуктивным (рисунок 7). Описана методика для восстановления добывающих скважин зарезкой боковых горизонтальных стволов.

Рисунок 6. Номограмма по выбору участков для применения потокоот-клоняющих методов увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и проведения водоизоляцион-кых работ и обработок призабойных зон скважин.

Рисунок 7. Схема ПОД с выделением перфорированных типов коллекторов в нагнетательных скважинах со скважинами, рекомендуемыми для установки индивидуальных насосов ка устье.

Приведена методика определения предельных значений положительного КР V по данным ранее выполненных ГТМ.

Зависимость, определенная методом множественной линейной регрессии с коэффициентом достоверности Г2=:0.84, имеет вид

Л?РГ = -126-4!+24-^')+1048-^ (2)

где Аг - начальная обводненность добываемой продукции (%), 0®с текущие извлекаемые запасы нефти (тыс.т), Цд - начальный дебит по нефти (т/сут).

Необходимо отметить, что полученная зависимость имеет смысл для любого вида ГТМ в пределах данного объекта при существующих экономических нормативах и для значений параметров, лежащих в исследуемых интервалах (таблица 2). Если для условно-рентабельных скважин, принимаемых для внедрения. NPV=0, то это определяет порог рентабельности предлагаемого ГТМ Это, в свою очередь, накладывает ограничения на прогнозные показатели экономически эффективных скважин. Показано, что прогнозный предельный рентабельный начальный дебит по нефти связан с обводненностью и текущими извлекаемыми запасами нефти соотношением (рисунок 8):

Анализ полученной зависимости показывает, что для ряда рекомендуемых скважин прогнозный дебит ниже предельного экономически рентабельного (т.е. на графике 8 точки, соответствующие этим скважинам, лежат ниже плоскости предельного дебита), что позволило отсеять данные предложения как нерентабельные.

Таблица 2. Технико-экономические показатели ГТМ (зарезка БГС)

Рисунок 8. Зависимость предельного рентабельного дебита от текущих извлекаемых запасов нефти и обводненности добываемой продукции (заштрихованная плоскость). Точками указаны показатели (прогнозный дебит, ТИЗ и обводненность) рекомендуемых скважин.

Основные выводы и рекомендации

Выполненная работа позволяет сделать следующие выводы и рекомендации:

1. По картам выработки запасов нефти, текущих и накопленных отборов нефти, жидкости и закачки воды на примере разработки Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения выделены области с повышенными текущими нефтенасыщенными толщинами более 6-8 м с низкими объемами и темпами отборов с остаточными запасами более 10 тыс.т, для которых разработаны методические основы выравнивания полей дренирования и фильтрационных потоков с целью их до-извлечения.

2. Разработана методика выделения зон неподвижной остаточной нефти путем моделирования изменением режимов работы скважин с неоднородными коллекторами и фильтрационных потоков в группе нагнетательных скважин, дренируемых добьшающими.

3. В результате гидродинамических расчетов установлена площадная корреляция между распространением низкопродуктивного типа коллектора и образованием зон с пониженным пластовым давлением, которым соответствуют участки площади с низкопродуктивным и глинистым высокопродуктивным типами коллектора, что подтверждается и анализом изменения текущей обводненности продукции добывающих сква-

жии, находящихся в данных зонах. Для таких зон характерны более низкие значения обводненности и дебеты по жидкости, чем в среднем по площади.

4. Создана комплексная усовершенствованная методика выбора участков, пластов и скважин для применения МУН, ОГО, ВИР и участков слабой дренируемости, повышенной нефтенасыщенности (по картам остаточных извлекаемых запасов), основанная на выделении наиболее значащих параметров, характеризующих состояние их разработки в сопоставлении с состоянием разработки всей площади или месторождения в целом, определяющими из которых являются:

- величина удельных текущих извлекаемых запасов нефти, приходящихся на ячейку скважин (для МУН) или на единичную скважину (для ОГО и ВИР), тые.т/га;

- накопленный водожидкостиый фактор, м3/м3;

- текущая обводненность добываемой продукции, %;

- темп отбора от текущих извлекаемых запасов нефти. %;

- текущее пластовое давление, МПа.

Граничные численные значения параметров определяются из условия расчета рентабельности проводимых мероприятий для данного объекта.

5. Интенсификация зон дренирования с повышенными остаточными запасами с существующей сеткой переводом добывающих скважин в данной области под заводнение и нагнетательных в добывающие с одновременным выравниванием устьевых давлений закачки установкой индивидуальных насосов обеспечивает наивысшую эффективность неф-тевытеснения.

6. Реализация ГТМ, выполненных по рекомендациям диссертационной работы, дала значительный технологический и экономический эффект. На 01.01.2005 года экономическая эффективность от внедрения рекомендаций составила 40386 тыс.руб. Научно-методические разработки по пунктам 4, 5 рекомендуются для внедрения на месторождениях Урало-Поволжья, вступивших в позднюю стадию извлечения нефти.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях

1. Гильманова Р.Х,, Султанов А.С., Сарваретдинов Р.Г., Салихов М.М., Шаисламов Ш.Г. Опыт восстановления базы ГИС по месторождениям на поздней стадии. М,: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2000.-М П.-С. 22-25.

2. Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Ахметов Н.З., Салихов ММ, Халиуллин Ф.Ф., Вафин Р.В., Зарипов P.P. Исследование гидродинамической связи между пластами через литологические окна. М.:

ОАО БНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-М 4.-С 4-14.

3. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш.,Салихов М.М. О состоянии и перспективе разработки нефтяных площадей НГДУ «Джалильнефть». М.: ОАО ВНИИОЭНГ НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 2003.-№> 12.-С. 3-9.

4. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш.,Салихов М.М, Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов ДО, Д1 Восточно-Сулеевской площади с анализом их выработки. М: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003 .-№ 12.-С9-21.

5. Хисамов Р.С., Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Буторин О.О., Гильмано-ва Р.Х. Выделение литологически экранированных нефтенасыщен-ных линз и способы ввода их в разработку. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-С. 21-24.

6. Ахметов Н.З., Фадеев В.Г., Салихов М.М., Газизов ИХ. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны добывающих скважин во времени по Восточно-Сулеевской площади. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-С. 31-35.

7. Фадеев В.Г., Салихов М.М., Газизов И.Г., Владимиров И.В., Коря-ковцев В.М. Исследование изменения фильтрационных свойств коллекторов горизонтов Д0+Д! Чишминской площади Ромашкинского месторождения. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 2003.-№ 12.-С. 35-39.

8. Салихов М.М., Р.Б.Рафиков, Газизов ИГ., Шайхутдинов P.M. Технологии восстановления продуктивности добывающих скважин. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-С. 4247.

9. Салихов М.М, Рафиков Р.Б., Газизов И.Г., Буторин О.О., Сагитов Д.К. Анализ показателей эксплуатации скважин по Восточно-Сулеевской и Чишминской площадям выведенных из эксплуатации на нефть. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2003.-№ 12.-С. 63-68.

10. Хисамов Р.С., Ибрагимов Н.Г., Салихов М.М., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И,В., Казакова Т.Г. Исследование изменения температурных полей в зоне активного заводнения по Восточно-Сулеевской площади. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2003.-№ 12.-С. 68-73.

П.Фролов А.И., Салихов М.М., Газизов И.Г., Гафиятуллина А.Р., Артемьева Л.В. Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи на площадях НГДУ Джалильнефть. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-C. 73-77.

12. Салихов М.М,, Рафиков Р.Б., Газизов И.Г., Хисамутдинов H.R, Бу-торин О.И., Владимиров И.В. Выбор добывающих скважин для за-

Z5oo

резки боковых горизонтальных стволов. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 2003.-№ 12.-С. 77-82.

13. Фролов А.И., Салихов М.М., Фархугдинов Г.Н., Сергеев В.М., Фар-хугдинов P.M., Буторин О.И. Экспресс-метод выбора участков для применения МУН, ОГО и ВИР. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-С. 82-87.

14. Ахметов Н.З., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Салихов М.М., Мельников М.Н. Исследование изменения пористости и проницаемости по истории разработки Восточно-Сулеевской площади. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2003.-№ 12.-С. 8893.

15. Ахметов Н.З., Салихов ММ., Рафиков Р.Б., Газизов И.Г., Вафин Р.В., Зарипов М.С. Анализ результатов применения нестационарного заводнения на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения и перспективы дальнейшего совершенствования технологий нестационарного нефтеизвлечения. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 3.-C. 24-31.

16. Сарваретдинов Р.Г., Гильманова Р.Х., Салихов М.М., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Определение начальных извлекаемых запасов нефти по данным истории разработки нефтяной залежи. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 7.-С. 13-15.

17.Владимиров ИВ., Астахова А.Н., Салихов М.М. и др. Метод уточнения фильтрационных характеристик пластов для выбора участков МУН. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2004.-№9.-C. 21-25.

18. Ахметов Н.З.. Астахова АН., Фролов А.И., Салихов М.М. О методах уточнения эффективности потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи на примере Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-J& 9.-С. 32-37.

Соискатель

М.М.Салихов

Подписано к печати 22.01.2003г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии.

Тираж 100 экз Уч.-изд. л. 1,78; усл.-печ. л. Ц36 Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр.. ' Тел.(3472)35-77-19 ' 22

а* е I

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Салихов, Мирсаев Миргазямович

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕЩОСТИ ПРОБЛЕМЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

2. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НА

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЕКТА.

2.1. Общие сведения о разработке площадей Ромашкинского месторождения

НГДУ «Джалильнефть».

2. 2.Анализ структуры фонда скважин Восточно-Сулеевской площади и показателей их эксплуатации.

2.3. Пластовое давление.

2.4. Анализ гидродинамических характеристик нагнетательных и добывающих скважин в схемах заводнения.

2.5. Выявление причин изменения приемистости и дебитов скважин.

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ ДЛЯ ФОРМИРОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ.

3.1. Постановка задачи исследования.

3.2. Математическая модель двумерных процессов фильтрации жидкости в пласте, вскрытом нагнетательными и добывающими скважинами.

3.3.Численный метод решения задачи двумерной фильтрации жидкости в пространственно неоднородном пласте, вскрытом нагнетательными и добывающими скважинами.

3.4. Реализация численной схемы на участке Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения. Моделирование изменения режима работы нагнетательной скважины № 11505.

3. 5.Физические причины формирования застойных и слабо вырабатываемых зон с запасами нефти.

3.6.Геолого-технические причины формирования застойных зон с запасами нефти.

3.7. Исследование и анализ неполного охвата воздействием сеткой действующего фонда скважин.

3.8. Динамика выработки подвижных запасов нефти горизонта Д1 Восточно

Сулеевской площади и основные направления доразработки низкопродуктивных коллекторов.

4. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИСТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ТЕХНОЛОГИЙ ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ

ЗАПАСОВ НА ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ.

4.1. Основные положения новой методики определения приоритетности и очередности проведения геолого-технических мероприятий.

4.2.Оптимизация заводнения путем перевода под закачку воды добывающих скважин и нагнетательных под добычу нефти.

4.3. Методика выбора скважин для установки дожимных насосов на устье нагнетательных скважин.

4.4. Восстановление добывающих скважин зарезкой боковых горизонтальных стволов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оптимизация выработки остаточных запасов нефти регулированием зон дренирования"

Актуальность проблемы.

Переход большинства значительной доли остаточных запасов нефти, сосредоточенных в высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторах, в категорию трудноизвлекаемых из-за роста вязкости нефти по мере отбора продукции, неравномерного обводнения и темпов отбора создали необходимость совершенствования применяемых технологий заводнения и нефтевытеснения, так как традиционные снизили свою эффективность. Этому способствовали высокая неоднородность и расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, а также неравномерный охват заводнением в силу значительного различия приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов. В конечном счете, все это вместе взятое на поздней стадии разработки месторождения способствовало образованию многочисленных застойных зон, тупиков, слабо вырабатываемых участков и пластов с отличающимися по объемам значениями остаточных запасов нефти и промытых зон. Высокое отличие в подвижностях нефти и воды были причиной ускоренного прорыва воды и высоких темпов обводнения. В этих условиях отмечается повышенный объем отбираемой жидкости, что влечет к резкому росту затрат на электроэнергию, транспорт и переработку добываемой продукции. Регулирование объемов закачки воды и отбора жидкости в заключительной стадии разработки и повышение эффективности нефтеизвлечения является одной из главных проблем снижения затратной части при добыче нефти. Представленная работа посвящена изучению проблемы совершенствования реализованных систем заводнения существующим фондом скважин и создания более эффективных технологий нефтеизвлечения.

Цель работы.

Основные задачи исследования. 1. Анализ состояния выработки запасов нефти на ряде площадей Ромашкинского нефтяного месторождения с целью определения эффективности существующих технологий нефтеизвлечения.

2. Геолого-технологический анализ совместной разработки нефтенасыщенных слабопроницаемых и высокопроницаемых коллекторов, вскрытых общим фильтром и раздельно.

Методы исследований.

Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации по истории разработки месторождения, использования методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах с применением современных вычислительных методов, обобщение разработанных рекомендаций и проведения промышленных испытаний созданных технологий.

Научная новизна.

2. Создана методика определения участков с повышенными запасами путем сопоставления карт плотности текущих извлекаемых запасов нефти по времени разработки объекта, включающие распределение типов коллекторов и динамику отбора нефти и жидкости.

3. Предложена усовершенствованная методика выбора участков, пластов и скважин для применения МУН, ОПЗ и ВИР, основанная на сопоставлении показателей их разработки с состоянием разработки месторождения в целом.

Основные защищаемые положения.

4. Результаты промысловых испытаний комплексных мероприятий по исследуемой проблеме.

Практическая ценность.

Результаты, полученные в диссертационной работе, используются в качестве инженерно-технологических методик при выборе и прогнозировании эффективности комплексных геолого-технических мероприятий по скважинам на Ташлиярской, Чишминской, Алькеевской, Восггочно-Сулеевской и Сармановской площадях Ромашкинского месторождения. От внедрения разработанных рекомендаций в период 2000-2004 г.г. получен экономический эффект в сумме 40 386 тыс.рублей.

Апробация работы.

Публикации результатов и личный вклад автора.

Структура и объем работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Салихов, Мирсаев Миргазямович

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Выполненная работа позволяет сделать следующие выводы и рекомендации:

1. По картам выработки запасов нефти, текущих и накопленных отборов нефти, жидкости и закачки воды на примере разработки Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения выделены области с повышенными текущими нефтенасыщенными толщинами (более 6 - 8 м), с низкими объемами и темпами отборов, с остаточными запасами более 10 тыс. т, для которых разработаны методические основы выравнивания полей дренирования и фильтрационных потоков с целью доизвлечения остаточных запасов нефти.

4. Создана комплексная усовершенствованная методика выбора участков, пластов и скважин для применения МУН, ОПЗ, ВИР и участков слабой дренируемости, повышенной нефтенасыщенности (по картам остаточных извлекаемых запасов), основанная на выделении наиболее значащих параметров, характеризующих состояние их разработки в сопоставлении с состоянием разработки всей площади или месторождения в целом, определяющими из которых являются:

• величина удельных текущих извлекаемых запасов нефти, приходящихся на ячейку скважин (для МУН) или на единичную скважину (для ОПЗ и ВИР), тыс.т/га;

• накопленный водожидкостный фактор, м3/м3;

• текущая обводненность добываемой продукции, %;

• темп отбора от текущих извлекаемых запасов нефти, %;

• текущее пластовое давление, МПа.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Салихов, Мирсаев Миргазямович, Уфа

1. Афанасьева A.B., Горбунов А.Т., Шустер И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.:Недра.-1975.

2. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Щербинин В.Г., Нугайбеков А.Г., Ягафаров Ю.Н., Султанов Ш.Х. Геолого-промысловый анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи. Уфа, Изд-во УГНТУ, 1998,- 126 с.

3. Ахметов Н.З., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Салихов М.М., Мельников М.Н. Исследование изменения пористости и проницаемости по истории разработки Восточно-Сулеевской площади. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 2003.-№ 12.-С.88-93.

4. Ахметов Н.З.,Фадеев В.Г., Салихов М.М., Газизов И.Г. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны добывающих скважин во времени по Восточно-Сулеевской площади. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 2003,-№ 12.-С.31-35.

5. Ахметов Н.З.,Хусаинов В.М., Салихов И.М.,Владимиров И.В.,Буторин О.И. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу.// Нефт.хоз-во,-№8.-2001.-С.41-43.

6. Бадьянов В.А., Порман Ю.С. Об оптимальном расчленении и корреляции горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.// Тр. ТатНИПИнефть,- Вып. 10. -Л.:Недра.-1967.

7. Баишев Б.Т. О задачах, причинах и методах регулирования процесса разработки нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой / Сборник: Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. М.:Наука.-1976.-С.7-14.

8. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.:Недра.-1978.-197 с.

9. Баймухаметов К.С. Геологические принципы выделения эксплуатационных объектов в многопластовых терригенных толщах месторождений Башкирии./ Геологическое строение многопластовых объектов месторождений нефти Башкирии и их разработка. Уфа.-1985.-С.З-92.

10. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 208 с.

11. Березин В.М., Гизатуллина В.В., Шутихин В.И. и др. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников девона. // Нефтяное хоз-во,- № 6,1982 С.34-37.

12. Боглаев Ю.П. Вычислительная математика и программирование. М.: Высшая школа 1990.-544 с.

13. Булыгин Д.В., Булыгин В .Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.:Недра. 1996.-382 с.

14. Буторин О.И., Владимиров В Т., Нурмухаметов P.C., Ахметов Н.З., Юнусов Ш.М. Совершенствование методик построения карт трещиноватости коллекторов.// Нефт.хоз-во.-№8.-2001.-С.54-56.

15. В.Н. Николаевский. Механика пористых и трещиноватых сред. М.:"Недра", 1984,232 с.

16. Валиханов A.B., Вахитов Г.Г., Грайфер В.И. и др. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления. Казань.Таткнигоиздат,- 1971.

17. Валиханов A.B., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х., Суханов H.A. Разработка малопродуктивных коллекторов. Казань. Таткнигоиздат.-1972.-92 с.

18. Владимиров И.В., Астахова А.Н., Салихов М.М. и др. Метод уточнения фильтрационных характеристик пластов для выбора участков МУН. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 9.-С.21-25.

19. Владимиров И.В., Сарваретдинов Р.Г., Каюмов М.Ш., Галимов Р.Х., Файзуллин И.Н., Шарафутдинов В.Ф. О некоторых причинах разрушения коллекторов при эксплуатации скважин. М.: ОАО ВНИИОЭНГ НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2002,- №9,- С. 13-16.

20. Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Ахметов Н.З., Салихов М.М., Халиуллин Ф.Ф., Вафин Р.В., Зарипов P.P. Исследование гидродинамической связи между пластами через литологические окна. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 2003.4.-С.4-14.

21. Гильманова Р.Х., Султанов A.C., Сарваретдинов Р.Г., Салихов М.М. , Шаисламов Ш.Г. Опыт восстановления базы ГИС по месторождениям на поздней стадии. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2000.-№ 11.-С.22-25.

22. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982,- 312 с.

23. Глумов И.Ф. Зависимость нефтенасыщенности и нефтеотдачи пород горизонта Дх Ромашкинского месторождения от проницаемости и пористости. // Тр.ТатНИИ-1961,-Вып.Ш- С.221-222.

24. Гомзиков В.К., Емельянов H.H., Кочетов М.Н., Бреев В.А. Методика определения нижнего предела проницаемости промышленно-продуктивных коллекторов по геолого-промысловым данным.//Тр.ВНИИ.-1968. -Вып.ЫУ,- С.18-23.

25. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.:Недра.-1984.-208 с.

26. Данилова Т.Е., Байдова И.К. О строении пашийского горизонта Ромашкинского нефтяного месторождения / Тр.ТатНИИ,- 1965.- Вып.УШ.- С. 17-26.

27. Дияшев Р.Н., Шавалиев A.M., Лиходедов В.П. и др. Особенности разработки многопластовых объектов. // Экспресс-информ. М.:ВНЙИОЭНГ.-Сер.Нефтепромысловое дело.- 1987.

28. Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки слабопроницаемых коллекторов Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. // Отчет ТатНИПИнефть. Бугульма.-1994. 42 с.

29. Еремин H.A., Желтов Ю.П., Макарова Е.С. Плотность сетки скважин при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов.// Нефтяное хоз-во,- № 11.1993,- С.28-31.

30. Жеребцов Е.П. Метод моделирования размещения новой скважины в зонах с повышенными остаточными запасам и. М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ Нефтепромысловое дело. № 12,- 1999,- С. 17-20.

31. Жеребцов Е.П., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Федотов Г.А., Халимов Р.Х. Методика построения карт зон воздействия нагнетательных скважин.// Нефт.хоз-во.-№8.-2001.-С.27-29.

32. Жеребцов Е.П.,Ахметов Н.З.,Хисамутдинов А.И.,Хабибуллин И.Т.,Тазиев М.З.,Халимов Р.Х. Расчет времени восстановления температуры охлаждения зоны после прекращения подачи холодной воды.// Нефт.хоз-во.-№8.-2001.-С.67-68.

33. Зайцев В.И., Антонов Г.П. О высоких скоростях движения меченой жидкости. //Экспресс-информ. М.:ВНИИОЭНГ,- Сер.Нефтепромысловое дело (отеч.опыт).-1986.-Вып.1.

34. Зайцев В.И., Соколовский Э.В., Султанов С.А. и др. Применение триюневого индикатора для контроля за разработкой нефтяных месторождений в СССР. // Обзорная информация М.:ВНИИОЭНГ. -Сер. Нефтепромысловое дело,-1982.-40 с.

35. Заничковский Ф.М. Определение нефтенасыщенности пласта по данным гидродинамических исследований скважин при вытеснении газированной нефти водой. //Тр.ВНИИ,- Вып.91.-С.115-121.

36. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.:Недра.-1976.-247 с.

37. Иванова М.М., Орлинский Б.М., Чоловский И.П. и др. Контроль за обводнением горизонта Дт в процессе разработки Ромашкинского месторождения.// Тр.ТатНИИ.- Вып.4.-Бугульма,- 1962.

38. Иванова М.М., Чоловский И.П., Кинзикеева Н.Г. и др. Основные закономерности перемещения ВНК и контуров нефтеносности на Ромашкинском месторождении.// Тр.ТатНИИ,- Вып.4. Бугульма.-1962.

39. Каневская Р.Д. О влиянии направления трещин гидроразрыва на динамику.

40. Ковалева О.Б. Влияние различных факторов на изменение состава остаточной нефти. //Тр.Гипровостокнефть. -1990.-С. 103-104.47,48

Информация о работе

Салихов, Мирсаев Миргазямович
кандидата технических наук
Уфа, 2004
ВАК 25.00.17

Диссертация

Оптимизация выработки остаточных запасов нефти регулированием зон дренирования - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы