Повышение эффективности применения потокоотклоняющих технологий

Ручкин, Александр Альфредович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности применения потокоотклоняющих технологий
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности применения потокоотклоняющих технологий"

На правах рукописи

РУЧКИН АЛЕКСАНДР АЛЬФРЕДОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ (НА ПРИМЕРЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность 25.00.17. - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень -2003

Работа выполнена в Закрытом акционерном обществе «Тюменский нефтяной научный центр» (ЗАО «ТННЦ»)

Научный руководитель -

доктор геолого-минералогических наук Ягафаров Алик Каюмович

Официальные оппоненты:

-доктор физико-математических наук, профессор

Федоров Константин Михайлович

-кандидат технических наук, доцент Медведев Юрий Андреевич

Ведущее предприятие

Открытое акционерное общество

«Самотлорнефтегаз»

(ОАО «Самотлорнефтегаз»)

Защита состоится 06 декабря 2003 года в 10-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГюмГНГУ по адресу: 625039. г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 06 ноября 2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук,

профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Современный этап разработки Самотлорского месторождения характеризуется снижением эффективности выработки запасов нефти из заводненных зон гидродинамически связанных коллекторов.

В настоящее время из гидродинамически связанных коллекторов извлекается до 70% нефти, при этом в абсолютном выражении уровень добычи постоянно снижается. Текущая обводненность продукции превысила 95%, а степень выработки извлекаемых запасов менее 81%. Однако по-прежнему величина остаточных подвижных запасов нефти составляет более 200 млн. т. При сложившейся динамике обводненности для их извлечения необходимо около 50-70 лет, а достижение утвержденного коэффициента извлечения потребует длительной и экономически малоэффективной промывки пластов при высокой обводненности продукции.

В этих условиях повышение эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов является безальтернативным и исключительно актуальным.

Из методов повышения нефтеотдачи пластов на Самотлорском месторождении наибольший объем применения в последнее время нашли потокоотклоняющие технологии или, так называемые, методы выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин (ВПП).

За весь период разработки накопленный объем дополнительной добычи нефти за счет методов ВПП составил более 14 млн. т. Тем не менее, в целом по месторождению, эффективность их снижается. В ряде случаев применение одних и тех же технологий дает диаметрально противоположные результаты.

При этом за последние годы на месторождении применялись свыше девяносто различных композиций по ВПП. И если спектр используемых составов по своим физико-химическим свойствам (прочности и устойчивости к деструкции), уже адаптирован к термобарическим условиям пластов, то подходы к рациональному сочетанию различных технологий, выбору участков, очередности воздействия на скважины, определению объемов применения, периодичности работ, подбора технологий в зависимости от геологических условий пластов требуют дальнейшего совершенствования.

Цель работы

Увеличение нефтеотдачи значительно выработанных пластов за счет повышения эффективности применения методов выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Основные задачи исследований:

1 Анализ механизма воздействия методов ВГТП на прискважинную зону нагнетательных скважин по результатам изучения гидродинамических исследований.

2 Изучение закономерностей влияния различных типов композиций по ВПП на изменение характера профилей приемистости с целью совершенствования подбора технологий для обеспечения комплексности воздействия на пласт.

3 Разработка методики определения оптимального объема применения методов ВПП при различной периодичности и охвате участков воздействием этими методами.

4 Лабораторные исследование и промысловые испытания потокоотклоняющих композиций на основе пенных систем с целью оценки перспектив их применения для повышения нефтеотдачи пластов.

Научная новизна работы

1 Теоретически обоснована информативность изменений первоначального скачка давления и наклона хорды на кривых падения давления, вызванных проведением работ по выравниванию профилей приемистости. На основании этого по гидродинамическим исследованиям скважин предложены критерии оценки изменений фильтрационных свойств призабойной зоны, использованные для выбора наиболее эффективных методов ВПП.

2 Разработана научно обоснованная методика расчета оптимальных объемов работ и частоты применения методов ВПП, а так же уточнены критерии подбора участков и скважин для воздействия на них потокоотклоняющими технологиями.

3 Для условий Самотлорского месторождения выявлены и научно обоснованы закономерности влияния композиций по ВПП с различными реологическими свойствами и дисперсностью на характер изменения профилей приемистости. Это позволило разработать технологию комплексного применения композиций для воздействия на удаленные и призабойные зоны нагнетательных скважин.

4 На основе проведенных лабораторных исследований разработана и успешно испытана новая потокоотклоняющая технология увеличения нефтеотдачи пластов с генерированием пенных систем в пластовых условиях.

Практическая значимость работы

1 Усовершенствованная методика последовательности применения и выбора композиций по ВПП, а также уточнение критериев подбора участков и скважин для проведения ВПП позволяют повысить эффективность применения традиционных технологий. Только на четырех опытных полигонах Самотлорского месторождения дополнительно добыто около 50 тыс. т нефти.

2 Установлены закономерноеш по оптимальным соотношениям кратности и очна га обработками по ВПГ1 участков месторождения, что позволяет исключить проведение излишних повторных операций. Рекомендации и выводы использованы при составлении ТЭО КИН по Самоглорскому месторождению в 2002 г. для обоснования уровней добычи нефти и расчетов коэффициента нефтеизвлечения.

3 На основе проведенных исследований даны рекомендации по комплексному применению методов ВПП на Самотлорском месторождении, рекомендации вошли в РД 39-39343456-027-99, что позволило дополнительно добыть около 1,8 млн. т нефти.

4 Разработана и успешно опробована технология увеличения нефтеотдачи пластов с использованием пен: РД 39-39343456-002-01, что позволяет повысить эффективность нефтеизвлечения при более низких затратах по сравнению известными технологиями полимерного заводнения.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на: региональной научно-технической конференции «Природные и техногенные системы в нефтегазовой отрасли» (Тюмень: ТюмГНГУ, 2001 г.); V Международной научно-практической конференции «Повышения нефтегазоотдачи пластов (г. Самара, 2001); V научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» (г. Ханты-Мансийск, 2001); региональном семинаре «Гидродинамические методы исследования скважин» (г. Тюмень, ЗАО «ТННЦ», 2002); Международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» (Москва, РАГС при президенте РФ, 2002); геолого-гехнических советах СНГДУ-1 (ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Тюменская нефтяная компания» г. Нижневартовск, 2002-2003 гг.).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 14 работ, в т. ч. 3 статьи в научных журналах, 5 докладов в научно-технических конференциях, получено 3 патента РФ. Разработано 2 руководящих докумен га.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных ршулмаюв и выводов, списка использованных источников (76 наименований). Изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 13 таблиц, 65 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность, научному руководителю д-ру 1еол.-минерал. наук А. К. Ягафарову. Особую благодарность автор выражает канд. техн.

наук Л.С. Бриллианту, определившему отдельные направления исследований. Авюр выражает искреннюю признательность и благодарит за внимание к работе и сотрудничество при обсуждении многих вопросов д-ра техн. наук, профессора Р.И. Медведского.

Важную роль при обсуждении работы, в конструктивной критике и оказании ценных советов сыграли: канд. геол.-минерал. наук М.Е. Стасюк, канд. техн. наук C.B. Амелькин, канд. техн. наук A.B. Бодрягин, канд. геол.-минерал. наук И.В. Шпуров, канд. геол.-минерал. наук А.Д. Митрофанов, P.P. Газимов, а также Е.А. Горобец и О.В. Рудак.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дается обоснование актуальности выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, новизна и практическая ценность.

В первом разделе рассмотрено состояние и проблемы вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, сосредоточенных в высокообводненных гидродинамически связанных коллекторах Самотлорского месторождения.

Основными причинами сложившегося распределения остаточных запасов нефти, является комплекс геологических и техногенных факторов. К наиболее значимым свойствам коллекторов, влияющим на нефтеизвлечение, относятся: прерывистость, проницаемостная неоднородность, как по разрезу, так и по простиранию, что в сумме обуславливает неравномерность охвата заводнением.

Особое внимание в разделе уделено техногенным факторам, приводящим, в частности, к образованию искусственной трещиноватости прискважинной зоны, что определяет характер профилей приемистости и оказывает значительное влияние на выработку запасов и эффективность различных геолого-технических мероприятий.

В этих условиях прискважинная зона играет существенную роль в интенсификации нефтеотдачи пластов, так как, во-первых, ее характеристики в не малой степени определяет охват воздействия на пласт в целом, во-вторых, на нее можно наиболее эффективно воздействовать с целью изменения ее состояния. Кроме гого, именно о прискважинной зоне мы имеем наиболее полную и достоверную информацию.

По результатам анализа, сделан вывод о значительном потенциале совершенствования и оптимизации применения на месторождении потокоотклоняющих технологий и, в частности, методов выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Во втором разделе, на основе ретроспективного обзора проведенных работ на

Самотлорском месторождении, приводя 1ся выводы по результатам применения водных растворов ПАВ, водогазового воздействия (ВГВ) и работ по ВПГ1.

Например, при применении ВГВ не вызывает сомнений повышение коэффициента вытеснения, однако если одновременно с закачкой газа провести работы по предварительной кольматации техногенных трещин, то при этом мог бы быть обеспечен более высокий коэффициент охвата за счет адресной изоляции наиболее проницаемых пропластков.

Охват пластов при воздействии водными растворами ПАВ по данным геофизических исследований ока)ался ниже, чем при заводнении за счет опережающего прорыва ПАВ по системе вмеокопроводящих каналов. В связи с чем, в последующем, был сделан вывод о необходимости предварительных работ по изоляции в призабойной зоне высокопроницаемых прослоев.

Поэтому свое логическое развитие на Самотлорском месторождении получили методы ВПП. Объем применения технологий по выравниванию профилей приемистости только за последние 6 лет составил более 5000 операций.

При значительном объеме работ по ВПП, часто повторявшихся на одних и тех же участках, естественно встает вопрос о целесообразности их многократного применения. В условиях кратковременности проявления эффекта важной задачей является расчет необходимой периодичности работ.

Кратность работ в различные периоды на месторождении изменялась в среднем от 1 до 6 раз на одну скважину в год. Осуществление мероприятий сопровождалось изменяющимися подходами к выбору участков, границы которых ежегодно пересматривались. Это приводило к неполноте охвата участков и возможно лишним воздействиям на одни и те же скважины, а получение эффекта на участке обеспечивается только частью обработанных скважин.

Перед автором стояла задача исследовать необходимости повторных работ, частоты их применения на скважинах, полноты охвата воздействием. Вопрос этот не нов, но применительно к Самотлорскому месторождению, практически, не изучен.

Основными независимыми технологическими параметрами, достаточно тесно связанными с эффективностью работ, являются охват участков воздействием и кратность обработок на скважинах.

Под охватом воздействием (Ов) понимается доля нагнетательных скважин участка, охваченных воздействием по ВПП за годовой период (Тг).

где No - количество нагнетательных скважин, которые обрабатывались составами по ВПП, шт.; Nh - количество nai нетательных скважин на участке, шт.

Под кратностью обработок (Ко) понимается отношение количества обработок по ВПП нагнетательных скважин за годовой период к действующему нагнетательному фонду скважин участка, который обрабатывался в течение этого периода.

= (2) Ыо

где N - количсс! во обработок нагнетательных скважин за период Тг, шт.

В качестве целевого показателя эффективности работ выбрана дополнительная добыча нефти в процентах от базовой добычи нефти. По этому показателю можно наиболее объективно сравнивать результаты работ по участкам с различным соотношением действующих скважин и, соответственно, с разными уровнями добычи нефти и жидкости.

Зависимость эффективности работ от кратности и охвата воздействием можно объяснить следующими причинами:

-в результате размыва и деструкции кольматируюшего состава высокопроницаемые каналы, закупоренные при первичных работах, вновь открылись, а повторные работы способствовали восстановлению прежнего состояния;

-охват воздействием нагнетательных скважин участка вовлекает большее число добывающих скважин в реагирование, что, несомненно, должно повышать эффективность работ.

В результате исследований впервые установлена зависимость эффективности работ от охвата и комплексного показателя кратности К*, равного произведению кратности и охвата.

V* /1 V N0 N N

К* = Ов »Ко- — • — = — (3)

N11 N0 Ын

Параметр кратности К* в численном отношении показывает среднее количество обработок, приходящееся на одну нагнетательную скважину участка за годовой период.

В результате исследований построены зависимости в виде палеток эффективности по всем основным объектам разработки месторождения. Один из примеров приведен на рисунке 1.

В результате анализа установлено следующее:

- для каждого объекта разработки существует оптимальное соотношение параметров кратности и охвата воздействием;

- существует максимальная критическая величина кратности, когда при одном значении охвата зависимость эффект ивности работ от кратности уже не

наблюдается. Эю же свидетельствует, о том, что более частое проведение рабо! на участке с применением данной технологии не требуется, уровень дополнительной добычи обеспечивается продолжающимся эффектом от предыдущих работ.

¿15

о и

0-35

35-60 60-85 Диапазон охвата, %

" • -К*0-1,2

■К* 1,2-2,1

85-100 •К* 2,1-3,1

Рисунок 1 - Зависимость эффективности от охвата при различных значениях параметра кратности К*, пласт АВ|3

- расчеты показывают, что при сложившихся объемах закачки химреагентов, в зависимости от объекта разработки, для достижения оптимальной эффективности необходимо охватить работами по ВПП минимально 60-85% нагнетательного фонда участка. При этом на одну действующую нагнетательную скважину в год должно приходиться 1,5 - 2 скважино-операции.

Выполнение рекомендаций по оптимальному соотношению между охватом воздействием кратностью обработок, в зависимости от объекта разработки, позволяет, как сократить излишнее количество обработок по ВПП в 1,5-2 раза, так и предотвратить проведение неоправданно малого объема работ. А это означает снижение затрат на добычу дополнительной нефти соответственно в 1,5-2 раза.

В третьем разделе рассмотрены вопросы совершенствования и систематизации применения потокоотклоняющих технологий на основе изучения изменений состояния прискважинноб по результатам комплексного анализа гидродинамических и геофизических исследований.

Одной из малоизученных проблем является характер влияния применяемых композиций на фильтрационную неоднородность гранулярных тсхногенно-трещиноватых коллекторов.

По результатам гидродинамических исследований на \ становившихся и

неустановившихся режимах фильтрации до и после ВПП впервые предложен способ определения относительных изменений гидропроводности трещиноватой прискважинной зоны нагнетательной скважины по хорде на кривой падения давления, преобразованной в полулогарифмических координатах.

Начальный участок КПД (на рисунке 2 а - отрезок АВ) отражает обменные процессы между трещинами и блоками, а средний (ВС)- сжимаемоаь трещин после остановки скважин, так что в отдельности их наклоны прямого отношения к проницаемостной неоднородности пласта вокруг скважины не имеет.

Однако если трещины закупорить закачкой в них какого-либо материала, то изломы кривой должны исчезнуть, а КПД выровняться. Для примера приведена КПД но нагнетательной скважине № 16213 (рисунок 2 а, б). До мероприятия по закупорке трещин на КПД явно прослеживается три звена, из коих крайние: АВ и СО пологие, а средний ВС более крутой. Спустя две недели в этой скважине произведена закачка закупоривающего материала, с целью изоляции пропластка с высокой проницаемостью для выравнивания профиля приемистости.

При последующей за изоляционными работами остановке скважины на исследование, промежуточный крутой участок на анаморфозе КПД не наблюдается, а сама КПД вытянулась в одну прямую линию (рисунок 2 б). Из этою следует, что прискважинная зона приобрела однородной характер, а гидропроводность ее изменилась и стала близка к гидропроводности удаленной зоны.

Для того чтобы определить истинную гидропроводность прискважинной зоны, представляется более обоснованным соединить прямой на графике ДР-^ первую точку начального участка КПД и точку пересечения среднего участка с третьим, характеризующим удаленную зону пласта (рисунок 2 а). Такая результирующая линия названа хордой, и ее параметры определяют состояние прискважинной зоны.

Результаты определения гидропроводности по хорде и индикаторным диаграммам по скважинам показывают, что соотношение гидропроводностей до/после ВПП, определенных по хорде на КПД, и соотношение гидропроводностей до/после ВПП, определенных по индикаторным диаграммам, близки по значению. Это является дополнительным доказательством того, что хорда определяет интегральные фильтрационные свойства прискважинной зоны. При этом индикаторная диаграмма не нечувствительна к обменным процессам и отражает состояние призабойной зоны, и то же самое можно сказать о хорде, соединяющей крайние точки интервалов времени, в течение которых происходят обменные процессы.

а)

Рисунок 2 - Кривая падения давления по скважине № 16213 в полулогарифмических координатах: а) до закачки закупоривающего материала; б) после закачки закупориваюшег о материала

Для сопоставления проницаемости, полученной по хорде, и по альтернативной методике в качестве сравнения была взята математическая модель Полларда. Расчеты показывают, что трещинная проницаемость по Полларду близка к величине, определенной по хорде.

В работе впервые предложен также способ оценки состояния прискважинной зоны после работ по ВПП.

Наличие скачка давления на начальном этапе исследований по КПД (рисунок 2 а) и продолжительного первого почти горизонтального участка характерно для нагнетательных скважин, заводняющих пласт с редкой сетью трещин. Само падение давления скачком свидетельствует о гидравлическом сопротивлении при течении воды по трещинам, а почти горизонтальный начальный участок огражает ни что

иное, как выравнивание давления между трещинами и норовыми блоками. После закупорки трещин композициями по ВПП скачок давления снижается равно, как и снижается объем трещин.

В скважине № 16213 на рисунке 2 б начальный скачок давления, по сравнению с тем, что был до ГТМ, сократился с 3,7 МПа до 0.5 МПа, что свидетельствует о том, что практически все трещины в прискважинной зоне скважины оказались закупоренными, и, с этой точки зрения, проведенное мероприятие можно назвать технологически эффективным.

Еще одним доказательством того, что первоначальный скачок давления характеризует емкостные свойства трещин, является то, что, например, после проведения ГРП в добывающих скважинах, с закреплением трещин проппангом, величина скачка давления на КВД увеличивается по сравнению с тем, что было до того.

Далее в работе выполнен совместный анализ результатов ГДИ и ГИС до и после воздействия по ВПП. Исследования показывают, что изменение гидропроводности прискважинной зоны, определенное по КПД, коррелируется с изменением принимающей толщины. Наилучшим образом эту связь отражают параметры, вычисленные из хорды на КПД.

На рисунке 3 приведена полученная зависимость, которая показывает кратность увеличения принимающей (работающей) толщины в скважине от кратности уменьшения гидропроводности, определенной по хорде. Под кратностью понимается соотношение (частное) параметров после и до проведения работ.

Рисунок 3

о 1 2

Кратность уменьшения гидропроводности после ВПП, раз

Изменение принимающей толщины в скважине в зависимости от изменения гидропроводности, определенной по хорде

Из рисунка 3 видно, что изменение профиля приемистости после проведения

работ имеет характер увеличения работающей толщины при уменьшении Iидропроводности, определенной по хорде. Это объясняется тем, «по вода принимав 1ся уже не узким и высокопроницаемым пропластком, а значительно менее проницаемым, но в сумме более широким по высоте интервалом.

Относительные величины прироста дебита нефти по реагирующим скважинам: Aq(I) и Aq(2), соответственно при уменьшении и увеличении принимающей толщины пласта (показанные на рисунке 3) подтверждает значимость коэффициента охвата пласта по разрезу нагнетательной скважине. В среднем, прирост дебита по окружающим скважинам в полтора раза выше там, где после ВП11 принимающая толщина увеличилась.

Поэтому при оценке эффективности воздействия по ВПП, помимо изменения начального скачка давления из КПД, не менее важную роль играет и характер изменения гидропроводности, определенной по хорде кривой падения давления.

Вывод, следующий из вышеизложенного, состоит в том, что оценить влияние композиций по ВПП на изменение фильтрационных свойств прискважинной зоны и эффективность закупорки трещин возможно, исследуя кривые падения давления. А это позволяет производить выбор наиболее эффективных технологий и композиций.

Следующим аспектом изучения влияния композиций по ВПП на прискважинную зону является проблема выявления закономерностей и характера воздействия потокоотклоняющих композиций на разнопроницаемые интервалы разреза и зоны пласта. В работе исследовались результаты геофизических исследований по изменению профиля приемистости.

Несмотря на многообразие применяемых технологий большинство из них по своему химическому составу композиций и принципам воздействия на пласт во многом схожи. Однако их применение характеризуется необоснованной заменой одних технологий на другие. Исследование этих проблем позволяет оптимизировать выбор наиболее эффективных технологий при их комплексном сочетании.

По результатам интерпретации профилей приемистостей, до и после проведения воздействия, установлена связь между основными физическими свойствами композиций (вязкость и дисперсность) и характером изменения профиля приемистости. При этом выделены два основных типа композиций в соответствии с присущими им относительными вязкостями и дисперсностью:

- высоковязкие мелкодисперсные гелеообразующие составы (на основе Г1АА и сшивателей, жидкого стекла и поливалентных металлов);

- маловязкие крупнодисперсные растворы с твердыми наполнителями типа древесной муки, торфа, технического углерода, лигнина и т.п.. в консистенции

которых имеются частицы размерами больше чем размера пор.

Эффективность ГТМ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин определяется двумя составляющими:

-перераспределение потоков в виде относительного изменения проводимости отдельных интервалов или их полная изоляция; - изменение принимающей толщины.

На реакцию добывающих скважин оказывает влияние сумма эшх составляющих. Схематическое представление установленных изменений профиля приемистости, в зависимости от применяемого типа состава приведено на рисунке 4.

Профиль прием истосп* до закачки составов Профиль приемистости после закачки высоко вязких мелкодисперсных составов Профиль приемистости после закачки маловязких крупнодисперсных составов Профиль приемистости после закачки комплексных составов при последовательности: высоковязкие мелкодисперсные, затем маловязкие крупнодисперсные

ближняя зона «нежимы 1, II 11 ч ближняя зона ! I I6 близ «в ямяя»на ваяимм 1? 1! 5 ближняя юна скважины 11 I1

■ ¡Л

т.:::::::

я?....:.::.

..........

ис.....

.......

::: I i........ и

1 ж::: 1И ж*

СГ 4(2) шт

ьнв Ж ж 4(2) Ж! X

тшт

ее.

т.. пж ЩЦЦ

нн

МН

Распределение удельной приемистости на 1 м принимающей ТОЛЩИНЫ > менъшеине принимающей толщины на - 464, нкупорка менее принимающих интервалов, обраюванма геля ■ удаленной эоие наиболее проницаемы! интервалов 4<2)>4<1) Увеличение принимающей толщины на -37*/в, 1акунорка ранее принимавших интервалов, последующее образование новых Увеличение арииммаюокй толщины. образования геля в удаленной зоне наиболее проницаемых проплао ков, мю порка ранее принимавших иитерва юв и последующее образование новых

Рисунок 4 - Схема изменения профиля приемистости после ВПП в зависимости от применяемого типа состава: (1) и (2) - соответствует до и после ВПП; ц -удельная на 1 м приемистость максимально принимающего пропластка (по ГИС)

Дифференцированное влияние на профиль приемистости различных типов составов обусловлено следующим:

1 Высоковязкис мелкодисперсные составы за счет своих реологических свойств и размеров частиц закупоривают каналы с относительно низкой проницаемостью, одновременно проникая в трещины. Но поскольку процесс геле-осадкообразования связан с факюром времени, то это способствует тому, что в самых высокопроницаемых интервалах, формирование геля по мере продвижения происходит в пласте.

Кроме того, при определенных условиях (Рзаб>Ргрп) высоковязкие составы, проникая в трещины, еще больше увеличивают их емкость. Это обусловлено высоким устьевым давления нагнетания композиций (до 12-13 МПа) и плотностями растворов (более 1100 кг/м3).

Если с использованием высоковязких составов профиль приемистости и перемещается по высоте, го максимально принимающий интервал остается на прежнем месте и ею приемистость и, следовательно, проницаемость увеличивается. А это означает, что после ВПП поглощение нагнетаемой воды может обеспечиваться суммарно более узким интервалом, чем до ВПП, поэтому остальные интервалы остаются закупоренными и незадействованными.

В тоже время, «полезность» высоковязких композиций заключается в том, что менее принимающие интервалы тоже являлись зонами приоритетной фильтрации, и их изоляция приводит к изменению фильтрационных потоков и положительной реакции добывающих скважин. Не менее важным является то, что проникновение состава в наиболее проницаемый пропласток обеспечивает образование геля на удалении от скважины, что способствует кольматации «кончиков» трещин вовлечению в фильтрацию их поверхностей и отклонению потоков в межскважинном пространстве.

2 Маловязкие крупнодисперсные растворы с твердыми наполнителями закупоривают и низкопроницаемые и высокопроницаемые интервалы трещин и образуют на границе с низкопроницаемыми интервалами корку, а в высокопроницаемых каналах происходит их накопление в ближней зоне, что приводит к их отключению из работы (рисунок 4).

Максимально принимающий интервал перемещается по высоте в другой пропласток, что приводит к изменению картины профиля приемистости. Общая работающая толщина пласта увеличивается при этом в среднем на 34%, но это уже обеспечивается подключением других интервалов. Отметим, что немаловажным фактором, способствующим процессу последующего образования новых интервалов

и повторному раскрытию трещин, является то, что на Самотлорском месторождении в 80% нагнетательных скважин давления нагнетания превышают давления разрыва пластов. То есть, вновь образующиеся каналы не настолько еще промыты, как существовавшие, но их становится больше. 'Это способствует перераспределению закачиваемых потоков. Следует отметить, что в целом изменение проницаемости удаленной зоны после применения круннодиспсрсных технологий ВПП отмечено только в 30% случаев. То есть крупнодисперсные составы для ВПП в основном предназначены для воздействия на ближнюю зону.

Таким образом, установлено, что в чависи мост и от типа применяемой композиции может происходить частичная изоляция прежних интервалов с одновременным проникновением состава в глубь пласта, либо полная закупорка работавших интервалов и последующее за этим открытие новых.

И если неразрывно во времени, в определенной последовательности применять оба типа композиций, то возможно получить эффект как от увеличения коэффициента охвата, так и обеспечить закупорку «кончиков» трещин.

Этот важный вывод нашел свое подтверждение при практическом воздействии на пласт комплексными составами, сочетающими применение вышеуказанных типов композиций.

Например, если необходимо воздействовать на удаленные зоны высокопроницаемых интервалов пласта, то следует закачивать комплексные композиции в следующей последовательности:

- вначале мелкодисперсные глубоко проникающие составы, формирующие потокоотклоняющее тело и набирающие вязкость и структуру через определенный промежуток времени на удалении от скважины;

- затем нагнетаются более крупно дисперсные составы, которые повышают фильтрационное сопротивление в трещиноватых или высокопроницаемых промытых интервалах прискважинной зоны, и тем самым способствуют изменению и увеличению профиля приемистости (рисунок 4).

Для изоляции промытых интервалов пласта разработаны технические решения (Патенты РФ №№ 2071555,2109132,2114991).

Ранее процесс подбора составов замыкался на бессистемном сочетании различных базовых технологий. С учетом накопленного обширного материала по промысловым испытаниям и данных лабораторных исследований, с участием автора диссертации, создан руководящий документ РД 39-39343456-027-99. В руководящем документе научно обоснованы и рекомендованы комплексные составы в зависимости от проницаемости и приемистости пластов скважин, что позволило

целенаправленно и избирательно воздействовав на различные интервалы разреза и зоны пласта.

Проведение более 900 скважино-операций подтвердили эффективное! ь комплексных технологий. Дополнительная добыча от их применения с 1999 по 2001 г. составила 1,8 млн. т нефти.

По мнению автора, в подходах к решению проблем снижения обводненности должна обеспечиваться комплексность, и не только сочетанием адресно! о воздействия на удаленные и прискважинные зоны, но и селективностью воздействия на разнопроницаемые интервалы.

Таким образом, по результатам изучения гидродинамических и геофизических исследований скважин до и после ВПП для условий Самотлорского месторождения установлено следующее:

1 По гидродинамическим исследованиям на неустановившихся режимах, до и после ВПП, можно судить об эффективности произведенных работ с точки зрения увеличения принимающей толщины и закупорки трещин.

- уменьшение гидропроводности после ВПП свидетельствует о способности составов увеличивать коэффициент охвата;

- уменьшение скачка давления говорит об изменении емкости трещин.

2 Полученные результаты и зависимости дают возможность прогнозировать результаты работ по ВПП, систематизировать и обеспечить рациональный подбор скважин и композиций для выравнивания профиля приемистости на основе ретроспективного анализа имеющихся данных по гидродинамическим исследованиям.

3 Последовательность применения составов при объединении их в комплексные композиции играет важную роль при оптимизации технологий.

Далее в разделе освещены вопросы обоснования методики подбора скважин и композиций для ВПП.

Одной из основных задач повышения эффективности воздействия является рациональный выбор участков и скважин для проведения работ.

Как правило, определяющим фактором при отборе участков является наличие высокобводненного фонда скважин, низкого уровня или падающей добычи нефти, высокой или резко растущей обводненности. В последующем подрядчик адаптирует свои технологии к термобарическим условиям пластов и приемистости скважин. Такой подход вынуждает применять технологии без уверенности в наличии остаточных запасов и вне зависимости от степени выработки участков, а во многих случаях без объективной оценки необходимости в таких работах на конкретных

скважинах.

В целом, успешное 1ь работ зависит от наличия остаточных запасов, которые можно извлечь именно этими методами, а абсолютная величина дополнительно добытой нефти в немалой степени определяется рациональным выбором скважин.

Поэтому, вопрос оптимального подбора участков и очередности обработок скважин, последовательности применения технологий приобретает превалирующую роль при использовании методов химического воздействия.

Основываясь на результатах исследований и многолетнего опыта применения МУН на месторождении, автором разработана методика выбора объектов для применения потокоотклоняющих технологий.

Прежде всего, необходимо изучить предпосылки для применения потокоотклоняющих технологий на участках. Предпосылки следуют из ряда факторов, свидетельствующих о неравномерности выработки запасов, которые могут быть определены из исследований свойств пласта и динамики выработки конкретных участков. К таким основным факторам относятся: наличие резко выраженной геологической фильтрационной неоднородности разреза пласта, соответствие степени выработки запасов и обводненности продукции, соответствие степени прокачки и отбора от НИЗ, при сложившихся давлениях нагнетания воды свойства коллектора характеризуются двойной средой и ряд других технологических факторов.

Если на участках есть необходимость в проведении работ, то определяется очередность подбора скважин для воздействия. Методика выбора скважин заключается в выявлении по промысловым гидродинамическим и геофизическим исследованиям нагнетательных скважин, где в первую очередь наблюдается наиболее неблагоприятные условия воздействия на призабойную зону, в том числе с точки зрения неравномерности профиля, склонности к образованию техногенных трещин и другие факторы. Более подробно критерии подбора скважин обоснованы в тексте раздела 3 настоящей работы.

Таким образом, методика планирования проведения работ по ВПП на месторождении заключается в выявлении участков и в последующем определении очередности воздействия на скважины. По всему комплексу имеющихся данных и исследований по критериям в первую очередь выбираются участки и скважины с наибольшим количеством факторов, свидетельствующим о неблагоприятной обстановке с выработкой запасов и равномерностью воздействия.

Следующим аспектом применения методов повышения нефтеотдачи пластов является изучение вопроса последовательности применения технологий на участках.

Для максимизации воздейсгвия на пласт существующее большое разнообразие свойств составов и технологий предопределяет необходимость интегрировав их применение в определенной последовательности на одних и тех же участках. Поскольку различные составы воздействуют на различные элементы пластовой системы и отвечают за улучшение отдельных компонентов коэффициента нефтеизвлечения. ю эффект воздействия зависит 01 степени их интеграции. Поэтому назрела острая необходимость комплексного применения техноло1ий, воздействующих на прискважинную зону, и технологий массированного воздействия на сам пласт.

Авторский подход к интеграции технологий заключается в строю последовательном их применении. Последовательность состоит из трех этапов.

Первый этап. Очевидно, что первым звеном по пути закачки воды в пласт является ближняя зона нагнетательных скважин, и ее состояние в значительной степени влияют на степень выработки запасов. Отсюда следует вывод, что в первую очередь необходимо воздействовать на прискважинную зону, изначально предупреждая неравномерность охвата.

На втором этапе воздействию должны подвергаться удаленные зоны нагнетательных скважин для закупорки промытых каналов, а особенно в удаленной зоне, с целью максимального вовлечения в фильтрацию поверхности этих каналов.

На третьем этапе должны подключаться технологии массированного физико-химического воздействия на пласт. Речь идет о таком масштабном воздействии, которое сопоставимо с традиционным заводнением. Эффективность повышается либо за счет увеличения коэффициента вытеснения, либо за счет увеличения охвата. Это может быть достигнуто применением соответственно поверхностно-активного и газового, или полимерного заводнения. Возможны различные комбинации, например мицеллярное, полимерно-щелочное заводнение и т.д.

Во многом неудачи, связанные с осуществлением физико-химического заводнения, обусловлены излишне высокими давлениями нагнетания, вследствие которого закачиваемые реагенты «проскальзывают» в системе промытых водой высокопроводящих каналов. Важно, чтобы физико-химическое заводнение чередовалось с обработками прискважинных зон нагнетательных скважин тампонирующими составами и несло характер комплексного воздействия.

Убедительным практическим подтверждением эффективности разработанного подхода для решения задач повышения нефтеотдачи явились результаты опытно-промышленных работ по полимерно-щелочному заводнению на четырех

промышленных полигонах Самотлорского месторождения. Сочетание элементов полимерного заводнения, воздействия растворами ПАВ и технологий предварительной кольматации техногенных трещин комплексными осадко-гелеобразующими и полимер дисперсными системами позволило дополнительно добыть в среднем 4,4 тыс. т нефти на одну обработанную скважину, при длительности эффекта до 1,5 лет. Для сравнения, при использовании фадиционных технологий ВПП добывается дополнительно около 1-1,5 тыс. т на одну нагнетательную скважину.

Таким образом, концепция совершенствования применения методов повышения нефтеотдачи пластов на высокообводненных и выработанных участках пластов выражается в необходимости рационального выбора участков и скважин для проведения воздействия, при последующей интеграции технологий на конкретном участке.

В четвертом разделе приведены исследования по созданию потокоотклоняющей технологии на основе пен. Поскольку важно, чтобы перераспределение потоков нагнетаемой воды происходило в межскважинном пространстве там, где сосредоточены основные остаточные запасы нефти, то задача состоит в том, чтобы доставить вязкую оторочку на как можно большее расстояние от нагнетательных скважин, не теряя в приемистости. Вместе с тем степень воздействия на удаленные зоны зависит от объема применяемой композиции. Использование дорогостоящих композиций на основе полиакриламидов, жидкого стекла, древесной муки и т.п. не позволяет закачивать их в объеме, сравнимом с объемом пор участка, поэтому, в том числе, стоит задача по созданию мало затратных технологий и реагентов для массированного воздействия на пласт в целом.

Кроме того, как было отмечено, традиционные композиции по ВПП в различной степени кольматруют и низко- и высоко проницаемые пропластки в прискважинной зоне, хотя целесообразнее было воздействовать избирательно на высокопроницаемые интервалы.

Перед автором стояла задача - разработать такую композицию, которая позволяла бы комплексно воздействовать как на прискважннную зону (выравнивание профиля приемистости), так и на удаленную зону пласта, кроме того, обладала адресными селективными свойствами по отношению к разнопроницаемым интервалам, была дешева, и которую возможно закачивать в больших объемах, независимо от приемистости скважин.

Таким требованиям отвечают пенные системы, обладающие регулируемыми в

широких пределах параметрами. Разработанная технология циклической обработки пенами с образованием ее в пласте позволяет доставлять ее на любые расстояния 01 скважины. Кроме того, поскольку пена в данной технологии обра)ус)ся ш природного газа, источником которого является газлифгный комплекс месторождения, то это способствует уменьшению остаточной нсфтенасьнцениоои к удаленных зонах за счет снижения вязкости нефти содержащимся в пене 1азом.

Применение пен в нефтедобыче исследовалось многими учеными: из отечественных исследований известны, прежде всего, работы: В.Л. Амияна. Г.В. 4 Арзуманова, Л.Н. Горбатовой. Швецова и др. Из зарубежных авторов опубликованы

труды: Д. Бонда, С. Лейка и О. Холбрука.

Автором, совместно с институтом ТФИТИПМ СО РАН (г. Тюмень), была разработана методика экспериментальных исследований по изучению поведения пенных систем в различных условиях. Для исследования образования пен в пористых средах была сконструирована специальная установка, которая создана на основе прозрачной модели пористой среды, позволяющей регистрировать на цифровую видеотехнику процессы эволюции пен при образовании, движении и воздействии на нее различных факторов. Это дало возможность обрабатывать данные видеонаблюдений и замеренные приборно параметры пен на компьютерной технике. Приведенные в главе исследования по отдельным направлениям являются пионерными.

Изучение образования пены и ее параметров при закачке флюидов и газа проведено в несколько этапов. На первом этапе осуществлен подбор оптимальных ПАВ. Затем проводились исследования пен на прозрачных моделях пористой среды: при закачке фаз в различной последовательности, при различных скоростных режимах, при закачке пены в микромодель с остаточной нефтенасыщенностью.

Затем на специально собранной установке с окнами для визуальных наблюдений, проводились исследования образования пены и ее параметров при условиях, приближенных к пластовым, при этом происходящие процессы также г были сняты на видеокамеру.

На конечном этапе проведены лабораторные исследования параметров и устойчивости пены при прокачке ее через керны.

В результате проведенных исследований получены следующие факты: -Впервые установлены селективные и саморегулирующие свойства пенных систем, как по отношению к разнопроницаемым, так и разнонасыщенным пропласткам. Это основано на том. что выявлены три режима образования пены: низко-, средне- и высоконапорный, с созданием соответственно высоко- средне - и

низкократной пены, что применительно к разнопроницаемым пористым средам соответствует низко-, средне- и высокоскоростным режимам. При этом, чем выше кратное м, пены, 1ем она устойчивее, и чем выше скорость движения фаз при образовании пен, тем выше ее гидродинамическое сопротивление. Поскольку при одинаковой репрессии в высокопроницаемых пропластках скорость течения больше, чем в низкоироницаемых, то в высокопроницаемых интервалах создается более стабильная пена. Поэтому независимо от степени дифференциации разреза по проницаемости процесс изменения профиля приемистости пенами будет носить саморегулирующий характер и приводить к выравниванию свойств коллектора в прискважинной зоне.

-Впервые эмпирически установлено, что для оценки устойчивости пены по отношению к фильтрации воды можно использовать следующее правило: критический градиент давления начала просачивания воды в пену примерно равен градиенту давления, при котором образуется пена.

-Из этого следует вывод, что начальный перепад давления при образовании пены в пласте должен быть выше репрессии при дальнейшем нагнетании воды системой ППД.

-Установлено, что в зависимости от применяемого типа ПАВ можно регулировать свойства пен на контакте с остаточной нефтенасыщенностью (пену можно сделать разрушаемой или стабильной). Это явление имеет принципиальное значение, так как показывает, что пены могут быть использованы как для выравнивания профиля приемистости, так и для селективной изоляции водопритока.

-Установлено, что пенные системы можно использовать для доотмыва остаточной нефти, как за счет свойств ПАВ, так и углеводородного газа.

-Впервые в практике исследований изучены свойства пен в особых термобарических условиях: при давлении до 15 МПа и температуре до 60°С, что соответствовало условиям залегания пластов группы АВ Самотлорского месторождения.

- Установлено, что пену необходимо создавать в пласте, так как образованная при высоких давлениях пена имеет большую дисперсность более и устойчива.

-Установлено, что пенные оторочки-блокады возможно создать на любом расстоянии от скважины для обеспечения отклонения потоков воды в межскважинном пространстве.

- Впервые установлено, что устойчивость и блокирующие свойства пен выше, если образовывать пену из пузырьковой пенообразующей жидкости, т.е. жидкости предварительно газированной. На основании этого разработана технология

циклическою создания пены. Технология заключается в последова1ельной чередующейся закачке пенообразующей жидкости и газа с постепенным повышением давления в процессе работ, пена при этом образуется в пласте.

Промысловая практика подтвердила выявленные в лабораторных условиях уникальные свойства пенных систем и доказала, что пена успешно может быть использована как композиция для изменения профилей приемистостей нагнетаюлышх скважин и создания погокоотююняющих барьеров на пути фильтрации закачиваемой воды. В результате проведенных работ профиль приемистости изменился, и произошло увеличение принимающей толщины на 30%. Прирос! дебита составил 2 т/сут на одну реагирующую скважину, доля нефти в реагирующих скважинах увеличилась 10 ~ 40%.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1) Установленные по результатам гидродинамических исследований критерии оценки изменений фильтрационных свойств призабойной зоны нагнетательных скважин позволяют подбирать наиболее эффективные составы для ВПП.

2) Выявленные зависимости дополнительной добычи нефти от кратности обработок нагнетательных скважин и охвата участков воздействием позволяют на практике повысить технико-экономические показатели эффективности применяемых технологий за счет отказа от проведения излишнего количества операций по ВПП и снижения затрат на их осуществление в 1,5 -2 раза, в зависимости от объекта разработки.

3) Разработана методика последовательности применения и интеграции потокоотклоняющих технологий. Дополнительная добыча только по трем опытным полигонам составила более 4,4 тыс. т. на одну скважину, что по сравнению традиционными технологиями выше в 2,9 раза.

4) На основе установленных закономерностей трансформаций профилей приемистости разработана и внедрена технология воздействия комплексными составами через нагнетательные скважины (РД 39-39343456-027-99), которая позволила дополнительно добыть 1,8 млн. т нефти, при этом удельная эффективность на скважино-операцию в 1,3-2 раза выше по сравнению с дисперсными и осадко-гелеобразующими составами.

5) Промысловые испытания разработанной потокоотклоняющей технологии с образованием пены в пласте подтвердили результаты лабораторных экспериментов и возможность использования пенных систем для снижения обводненности продукции на Самотлорском месторождении. Технология изложена в руководящем документе РД 39-39343456-002-01, согласованном То Госгортехнадзора РФ.

Основное содержание диссертации опубликовано в 14 работах, в т. ч. в 3-х

статьях научных журналов, в 5-ти докладах на научно-технических конференциях, в 3-х патентах РФ и 2-х руководящих документах:

1 Митрофанов А.Д. Особенности и результаты производства работ по увеличению нефтеотдачи горизонта АВ6.7 Самотлорского месторождения / И.В. Шпуров, Т.М. Николаева, A.A. Ручкин, К. Л. Матвеев // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. докл. Всероссийской науч. конф. - Тюмень, ОАО СибНИИНП, 1997. - С. 85-95.

2 Шпуров И.В. Сравнительный анализ методов повышения нефтеотдачи пластов Самотлорского месторождения / И.В. Шпуров, A.A. Ручкин, А.Ю. Мосунов // Нефтяное хозяйство. - 1997. - №10. - С. 27-32.

3 Пат. 2071555 РФ, Е 21 В 43/22, 33/138. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений / Ю.В. Баранов, И.Г. Нигматуллин, И.В. Шпуров, A.A. Ручкин и др. (Россия). - № 94037502/03; Заявлено 6.10.1994; Опубл. 10.01.1997, Бюл. № 1.

4 Шпуров И.В. Особенности и результаты работ по нефтеотдачи горизонта АВб-7 Самотлорского месторождения / И.В. Шпуров, A.A. Ручкин, А.Д. Митрофанов, Т.М. Николаева, К.Л. Матвеев // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 6. - С. 18-21.

5 Пат. 2109132 РФ, Е 21 В 43/22. Способ увеличения нефтеотдачи пластов / В.В. Мазаев, C.B. Гусев, Я.Г. Коваль, И.В. Шпуров, C.B. Абатуров, A.A. Ручкин, О.Г. Нарожный (Россия). - № 96113692/03; Заявлено 27.06.1996; Опубл. 1998, Бюл. №1.

6 Пат. 2114991 РФ, Е 21 В 43/22. Способ изоляции пластовых вод / В.В. Мазаев, C.B. Гусев, Я.Г. Коваль, И.В. Шпуров, C.B. Абатуров, A.A. Ручкин (Россия). - № 9612722/03; Заявлено 27.11.1996; Опубл. 10.07Л998, Бюл. № 19.

7 РД 39-39343456-027-99. Инструкция по применению комплексных составов для увеличения коэффициента нефтеизвлечения / ОАО СибИНКор. - Тюмень, 1999. -56 с.

8 Бриллиант Л.С. Полимерно-щелочное заводнение через врезку в системе водоводов кустовой насосной станции / Л.С. Бриллиант, C.B. Иванов, Ф.А. Шарифуллин, A.A. Ручкин, А.Ю. Мосунов // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 9. - С. 57-61.

9 Ахметов А.Т. Образование и течение пен в пористой структуре, влияние остаточной нефти / А. Т. Ахметов, C.B. Амелькин, A.B. Шнайдер, С.А. Ященко, A.A. Ручкин // Природные и техногенные системы в нефтегазовой отрасли: Материалы региональной науч. - техн. конф. - Тюмень, ТюмНГУ, 2001. - С. 123-132.

10 Ященко С.А., Ручкин A.A., Ахметов А.Т., Амелькин C.B. Шнайдер A.B. Исследования образования и эволюции пенных систем в пористых средах применительно к повышению нефтеотдачи пластов с использованием блочною мобильного комплекса БМК-Сибирь / С.А. Ященко, A.A. Ручкин, А.Т. Ахмегов, C.B. Амелькин, A.B. Шнайдер // Повышения нефтегазоотдачи пластов: Сб. докл. V Международной науч. - пращ. конф., г. Самара 14-16.06.2001 г. - Самара, Р11К ОТО.

2001.-С.45-50.

11 РД 39-393433456-002-01. Временная инструкция по испытанию бустерной установки УБ14-125х25КД в технологиях освоения скважин и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенными составами / ОАО СибИНКор. - Тюмень, 2001. - 76 с.

12 Ручкин A.A. Перспективы применения пенных систем в целях увеличения нефтеотдачи пластов / A.A. Ручкин, С.А. Ященко, А.Т. Ахметов, C.B. Амелькин // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сб. докл. пятой науч.-практ. конф., г. Ханты-Мансийск 13-17.11.2001 г. - Ханты-Мансийск, 2002. - С. 187-192.

13 Ручкин A.A. Перспективы применения пенных систем в целях увеличения нефтеотдачи пластов / A.A. Ручкин, С.А. Ященко, А.Т. Ахметов, C.B. Амелькин // Повышение нефтеотдачи пластов: Тр. Международного технологического симпозиума, г. Москва 13-15 марта 2002 г. / Институт нефтегазового бизнеса. - М.,

2002.-С. 193-197.

14 Ручкин A.A. Анализ влияния технологий МУН на выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин по результатам комплексных гидродинамических и геофизических исследований на Самотлорском месторождении / A.A. Ручкин, А.К. Ягафаров // Геолого-промысловые исследования скважин и пластов: Материалы науч.-практ. конф., г. Тюмень 14.02.2002 г. -Тюмень, изд-во: ИздатНаукСервис. 2003. - С. 161-179.

Соискатель

A.A.Ручкин

Издательство «Вектор Бук». I

Лицензия JIP № 066721 от 06.07.1999г.

Подписано в печать 30.10.2003г. Формат 60x84/16. Печать Riso. Бумага финская.

Усл. печ. л. 1,39. Тираж 100. Заказ № 321. 1

Отпечатано с готового набора i

в типографии Издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000г.

625004, г Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел (3452)46-54-04,46-90-03.

~Ts4ö г.

> 1Я4 02

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ручкин, Александр Альфредович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ОКАЗЫВАЮЩИЕ ВЛИЯНИЕ НА СНИЖЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ИЗ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1 Характерные особенности текущего состояния разработки Самотлорского месторождения.

1.2 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение остаточных запасов нефти.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ХИМИЧЕСКИХ И ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ.

2.1 Этапы применения методов увеличения нефтеотдачи на Самотлорском месторождении.

2.2 Результаты применения методов выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

2.3 Эффективность повторных работ по выравниванию профилей приемистости.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 СИСТЕМАТИЗАЦИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ.

3.1 Новый подход к интерпретации КПД нагнетательных скважин с техногенными трещинами в прискважинной зоне.

3.2 Исследование влияния составов по ВПП на изменение профилей приемистости по результатам геофизических исследований.

3.2.1. Классификация применяемых составов для выравнивания профилей приемистости.

3.2.2 Исследование изменений профилей приемистости скважин после проведения ВПП.

3.3 Анализ изменений профилей приемистости по данным комплексных гидродинамических и геофизических исследований скважин.

3.4 Совершенствование методики подбора участков и скважин для применения потокоотклоняющих технологий.

3.5 Последовательность применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ СОЗДАНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩЕЙ ТЕХНОЛОГИИ НА ОСНОВЕ ПЕННЫХ

СИСТЕМ.

4.1 Экспериментальные исследования эволюции пенных систем.

4.1.1 Исследование образования и параметров пены при закачке флюидов в последовательности пенообразующий раствор-газ.

4.1.2 Исследование устойчивости пенной оторочки и фильтрация при закачке флюидов в последовательности пенообразующий раствор - газ - вода.

4.1.3 Изучение особенностей пенообразования при пластовых давлениях и температурах.

4.1.4 Исследование образования и параметров пены при закачке флюидов в микромодель с остаточной нефтенасыщенностью для раствора неонола и сульфанола.

4.1.5 Исследование образования, фильтрации и устойчивости пены в керне при выборе в качестве пенообразующего раствора сульфанола.

4.1.6 Методика инженерных расчетов.

4.2 Принципиальная схема потокоотклоняющей технологии на основе пенных систем.

4.3 Промысловые испытания пенных систем.

4.3.1. Оборудование для закачки пенных систем в скважины.

4.3.2. Результаты промысловых работ по испытанию пенных систем.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности применения потокоотклоняющих технологий"

Актуальность темы

Современный этап разработки Самотлорского месторождения характеризуется снижением эффективности выработки из заводненных зон, что обусловлено, прежде всего, сложившейся структурой остаточных запасов в гидродинамически связанных коллекторах.

В настоящее время из гидродинамически связанных коллекторов извлекается до 70% нефти, при этом в абсолютном выражении уровень добычи постоянно снижается. Текущая обводненность продукции превысила 95%, а степень выработки извлекаемых запасов не более 81%. Однако по-прежнему величина остаточных подвижных запасов нефти составляет более 200 млн. т. При сложившейся динамике обводненности для их извлечения потребуется около 50-70 лет, а достижение утвержденного коэффициента извлечения потребует длительной и экономически малоэффективной промывки пластов при высокой обводненности продукции.

В этих условиях необходимость повышения эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи и их совершенствования являются безальтернативными и исключительно актуальными.

На Самотлорском месторождении из методов повышения нефтеотдачи пластов наибольший объем применения в последнее время нашли потокоотклоняющие технологии или, так называемые, методы выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин (ВПП).

Цель работы

Основные задачи исследований:

1 Анализ механизма воздействия методов ВП11 на прискважинную зону нагнетательных скважин по результатам изучения гидродинамических исследований.

Научная новизна работы

Практическая значимость работы

2 Установлены закономерности по оптимальным соотношениям кратности и охвата обработками по ВПП участков месторождения, что позволяет исключить проведение излишних повторных операций. Рекомендации и выводы использованы при составлении ТЭО КИН по Самотлорскому месторождению в 2002 г. для обоснования уровней добычи нефти и расчетов коэффициента нефтеизвлечения.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на: региональной научно-технической конференции «Природные и техногенные системы в нефтегазовой отрасли» (Тюмень: ТюмГНГУ, 2001); V Международной научно-практической конференции «Повышения нефтегазоотдачи пластов (г. Самара, 2001); V научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» (г. Ханты-Мансийск, 2001); региональном семинаре «Гидродинамические методы исследования скважин» (г. Тюмень, ЗАО «ТННЦ», 2002); Международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» (Москва, РАГС при президенте РФ, 2002); геолого-технических советах СНГДУ-1 (ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Тюменская нефтяная компания» г. Нижневартовск, 2002-2003 гг.).

Публикации

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных результатов и выводов, списка использованных источников (76 наименований). Изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 13 таблиц, 65 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ручкин, Александр Альфредович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ручкин, Александр Альфредович, Тюмень

1. ТЭО КИН Самотлорского месторождения: Отчет о НИР ТТ. №№ 1, 2, 3, 4,5,6/ ОАО ЦГЭ, ЗАО АЦ СибИНКор. Тюмень, Москва, 2002.

2. Александров В.М. Методика расчленения продуктивных пластов горизонта АВ с целью построения компьютеризированной геологической модели Самотлорского месторождения / В.М. Александров, Л.С. Бриллиант, Ф.А. Шарифуллин // Нефтяное хозяйство. 1997. -№ 10.

3. Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование./ И.А. Швецов, В.Н. Манырин. Самара: ОТО, 2000. - 336 с.

4. Бриллиант Л.С. Исследования характеристик вытеснения при разделении отборов нефти по пластам горизонта БВ8 Самотлорского месторождения / Л.С. Бриллиант, В.М. Ревенко // Нефтепромысловое дело. -1982. № 2.

5. Бриллиант Л.С. Результаты опытно промышленных работ ОАО "НК Черногорнефтеотдача" по увеличению нефтеотдачи пластов / Л.С. Бриллиант, В.И. Репин, А.В. Бодрягин, А.В. Митрофанов, С.А. Левагин // Нефтяное хозяйство. 1997. -№ 10.

6. Бриллиант Л.С. Экспериментальные исследования по совершенствованию технологии полимерного заводнения / Л.С. Бриллиант, Старкова Н.Р., Чернавских С.Ф., Козлов А.И. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 9.

7. Бриллиант JI.C. Влияние давления нагнетания на характер подключения пластов Самотлорского месторождения / JI.C. Бриллиант, С.Г. Гусев, В.М. Ревенко // Нефть и газ Тюмени. 1983. - № 12.- С. 25-30.

8. Бриллиант JI.C. Основные результаты применения технологий по извлечению запасов нефти пласта АВ12 "Рябчик" / JI.C. Бриллиант, А.А. Клочков // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10.

9. Бриллиант Л.С. Совершенствование геолого-технической модели разработки продуктивных пластов Самотлорского месторождения / Л.С. Бриллиант, P.M. Курамшин, Н.Н. Губарева // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 3.

10. Бриллиант Л.С. Результаты бурения уплотняющих скважин на объекте БВ8 Самотлорского месторождения / Л.С. Бриллиант, В.М. Ревенко, О.А. Лаврова //Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1986.

11. Бриллиант Л.С. Оценка вовлечения в разработку трудно извлекаемых запасов нефти пласта АВ1 / Л.С. Бриллиант, Ф.А. Шарифуллин, Л.В. Малышева, В.М. Александров, И.В. Шпуров // Нефтяное хозяйство. 2000. - J4b 9.

12. Иванов С.В. Основные направления совершенствования физико-химического заводнения на Самотлорском месторождении / С.В. Иванов, Л.С. Бриллиант // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 9.

13. Технологическая схема разработки Самотлорского месторождения: Отчет о НИР / СибНИИНП. Тюмень, 1981.

14. Каптелин Н.Д. Особенности промысловых исследований Самотлорского нефтяного месторождения / Н.Д. Каптелин, В.У. Литваков, В.П. Сонич, К.С. Юсупов, Ю.С. Юйдемин. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 40 с.

15. Медведский Р.И. Кондиции запасов нефтяных месторождений Западной Сибири / Р.И. Медведский, А.Б. Кряквин, В.П. Балин, М.Е. Стасюк. М.: Недра, 1992. - 295 с.

16. Баренблатт Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик. М.: Недра. -1984.

17. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1966. -233 с.

18. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения: Отчет о НИР / СибНИИНП, ВНИИ. Тюмень, Москва, 1991.

19. Ягафаров А.К. Возможности определения параметров призабойной зоны пласта по кривым падения давления при освоении скважин / А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.Н. Нестеров // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1975. -№ 103-С. 132-138.

20. Пешков В.Е. Аналитическая модель фильтрации флюида при деформации трещинного коллектора в призабойной зоне / В.Е. Пешков // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1975. -№ 103. - С. 53-47.

21. Бодрягин А.В. Регулирование процессов трещинообразования при закачке воды в пласт (на примере пласта ABt3+AB2 -3 Самотлорского месторождения): Дисс. канд. техн. наук. Тюмень, 2001.- 150 с.

22. Эффективность применения МУН по результатам проведенных серий индикаторных исследований на месторождениях ОАО "ТНК-Нижневартовск": Отчет о НИР / ОАО "НК Черногорнефтеотдача". Тюмень, 1999. - 76 с.

23. Алтунина J1.K. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ / JI.K. Алтунина, В.А. Кувшинов. Новосибирск: Наука. - 1995. - 150 с.

24. Бабалян Г.А. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно активных веществ /ГА. Бабалян, Б.И. Леви. - М: Недра, 1983. 120 с.

25. Бриллиант JI.C. Применение скважинных характеристик вытеснения для расчетов нефтеотдачи продуктивных пластов // Проблемы геологии и разработки Самотлорского месторождения: Сб. тр. СибНИИНП. Тюмень, 1983.

26. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов // Повышение нефтеотдачи пластов: Тр. Международного техн. симпозиума, 1315 марта 2002 г., Институт нефтегазового бизнеса. М., 2002. - С. 15-18.

27. Хавкин А.Я. Классификация технологий воздействия на нефтяные и газовые пласты // Повышение нефтеотдачи пластов: Тр. Международного технологического симпозиума, 13-15 марта 2002 г. / Институт нефтегазового бизнеса. М., 2002. - С. 175-180.

28. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. 516 с.

29. Сургучев JI.M. Обзор третичных методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2001. - №. 5.

30. Сургучев M.JI. Методы извлечения остаточной нефти / M.JI. Сургучев, А.Т. Горбунов. М.: Недра, 1991. - 347 с.

31. Лысенко В.Д. О повышении нефтеотдачи месторождения / В.Д. Лысенко // Повышение нефтеотдачи пластов: Тр. Международного технологического симпозиума, 13-15 марта 2002 г., Институт нефтегазового бизнеса. М., 2002. - С. 144-147.

32. Бриллиант Л.С. Приобщение низко продуктивных пластов и прослоев / Л.С. Бриллиант, В.М. Ревенко, Н.К. Праведников // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 10.

33. Гусев С.В. и др. Анализ текущего состояния и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ПО Нижневартовскнефтегаз / С.В. Гусев, О.В. Дмитриев, С.А. Жданов и др. // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1992.

34. Баренблатт Г.И. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах / Г.И. Баренблатт Г.И., Ю.П. Желтов // Доклады АН СССР, 1960 Т.132. - № 3.

35. Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы доизвлечения остаточной нефти из заводненных пластов // Нефтяное хозяйство. — 1997. № 11.

36. Химия нефти и газа. // Материалы IV международной конференции, Т. №1. -Томск: STT, 2000. -608 с.

37. Методическое руководство по определению технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов / МинТопЭнерго РФ. -М. 1993.

38. Хисамутдинов В.И. Опыт применения физико-химического заводнения для повышения нефтеотдачи пластов / В.И. Хисамутдинов, Г.З. Ибрагимов, А.Г. Телин и др.: сер. Техника и технология добычи нефти. М.: ВНИИОЭНГ. -1991. -№. 8.

39. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Голф-Рахт. М.: Недра, 1986. - 608 с. 44

40. Литвинов А.А. Промысловые исследования скважин / А.А. Литвинов, А.Ф. Блинов. М.: Недра, 1964.

41. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М: Наука, 1998. - 304 с.

42. Медведский Р.И. Особенности восстановления давления в нагнетательной скважине с подвижными трещинами в призабойной зоне / Р.И. Медведский, К.С. Юсупов // Нефть и газ Тюмени. Тюмень, 1970. - № 7.

43. Медведский Р.И. Некоторые закономерности первой фазы фильтрации малосжимаемой жидкости в пористом и пористо-трещиноватых пластах в применении к исследованиям скважин: Автореферат канд. техн. наук. -Грозный, 1967.

44. Еронин В.А., Кривоносов И.В., Ли А.Д. и др. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях / В.А. Еронин, И.В. Кривоносов, А.Д. Ли и др. М.: Недра, 1973. - 200 с.

45. РД 39-39343456-027-99. Инструкция по применению комплексных составов для увеличения коэффициента нефтеизвлечения / ОАО СибИНКор. -Тюмень, 1999. 56 с.

46. Пат. 2071555 РФ, Е 21 В 43/22, 33/138. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений / Ю.В. Баранов, И.Г. Нигматуллин, И.В. Шпуров, А.А. Ручкин и др. (Россия). № 94037502/03; Заявлено 6.10.1994; Опубл. 10.01.1997, Бюл. № 1.

47. Пат. 2109132 РФ, Е 21 В 43/22. Способ увеличения нефтеотдачи пластов / В.В. Мазаев, С.В. Гусев, Я.Г. Коваль, И.В. Шпуров, С.В. Абатуров, А.А. Ручкин, О.Г. Нарожный (Россия). № 96113692/03; Заявлено 27.06.1996; Опубл. 1998, Бюл. №1.

48. Пат. 2114991 РФ, Е 21 В 43/22. Способ изоляции пластовых вод / В.В. Мазаев, С.В. Гусев, Я.Г. Коваль, И.В. Шпуров, С.В. Абатуров, А.А. Ручкин (Россия). № 9612722/03; Заявлено 27.11.1996; Опубл. 10.07.1998, Бюл. № 19.

49. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В.А. Амиян, Н.П. Васильева. М.: Недра, 1972. - 226 с.

50. Горбатова Л.Н. Влияние пены на проницаемость пористой среды для воды / Л.Н. Горбатова, Ю.В. Соляков, И.А. Швецов // Труды КНИИНП. -Куйбышев, 1966. -№ 35. С. 90-97.

51. Швецов И.А. Исследование нефтеотдачи на неоднородных моделях пласта при закачке пены // Тр. ВНИИнефть М., 1968.- № 33. - С. 110-115.

52. Швецов И.А. Исследование нефтеотдачи на неоднородных моделях пластов при закачке пены // Тр. КНИИНП. Куйбышев, 1966. - С. 67-77.

53. Швецов И.А. Исследование фильтрационной характеристики пены при ее фильтрации в пористой среде / И.А. Швецов, А.Н. Горбатова, Ю.В. Соляков // Тр. ВНИИнефть. М.: Недра, 1968. - № 32. - С. 83-87.

54. Арзуманов Г.В. Результаты опытно-промышленной очаговой закачки воды и пены в пласт Б Сызранского нефтяного месторождения / Г.В. Арзуманов, А.Н. Горбатова, Г.И. Григоращенко, Д.М. Жуков и др. // Нефтяное хозяйство. 1972. № 1. - С 50-53.

55. Максимович Г.К. Вытеснение нефти из пласта пеной / Г.К. Максимович // Нефтяное хозяйство. 1963. - № 1.

56. Васильев В.К. Устойчивость пены под давлением / В.К. Васильев, Т.И. Быкова, А.А. Маркин // Нефтепромысловое дело. 1976. - № 5. - С. 27-28.

57. Лютин Л.В. Вопросы использования поверхностно активных веществ для регулирования процессов вытеснения нефти водой и увеличения нефтеотдачи / Л.В. Лютин, Е.А. Бур дынь. - М.: Недра, 1968.

58. Лютин Л.В. Исследование поведения пен в пористой среде и определение путей их использования для увеличения нефтеотдачи // Вопросы интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений СССР. М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.

59. Разработка рекомендаций по применению технологий пенной обработки скважин Нижневартовского района: Отчет о НИР (промежуточный) / ТФ ИТПМ. Тюмень, 2001. - 34 с.

60. Разработка рекомендаций по применению технологий пенной обработки скважин Нижневартовского района: Отчет о НИР (промежуточный) / ТФ ИТПМ. Тюмень, 2000. - 34 с.

61. Кругляков П.М. Пена и пенные пленки / П.М. Кругляков, Д.Р. Ексерова. М.: Химия, 1990. - 426 с.

62. Шароварников А.Ф. // Коллоидный ж. 1981. - № 4. - С. 80-92.

63. РД 39-393433456-002-01. Временная инструкция по испытанию бустерной установки УБ14-125х25КД в технологиях освоения скважин и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенными составами / ОАО СибИНКор. Тюмень, 2001. - 76 с.

Информация о работе

Ручкин, Александр Альфредович
кандидата технических наук
Тюмень, 2003
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности применения потокоотклоняющих технологий - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы