Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности разработки карбонатных порово-трещинных коллекторов нестационарным гидродинамическим воздействием

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки карбонатных порово-трещинных коллекторов нестационарным гидродинамическим воздействием"

АНДРЕЕВ ДМИТРИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОВО-ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕСТАЦИОНАРНЫМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

' 1 СЕН 2011

Бугульма 2011

4852628

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью научно-производственном объединении «Нефтегазтехнология»

Научный руководитель:

кандидат технических наук Хакимзянов Ильгизар Нургизарович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Иктисанов Валерий Асхатович

кандидат технических наук, доцент Гуськова Ирина Алексеевна

Ведущая организация: Общество с ограниченной ответственностью научно-

производственная фирма «Востокнефтегазтехнология» (г. Уфа)

Защита состоится « 22 » сентября 2011 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д.222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан « 18 » августа 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технкнеских наук

Лия

Львова И.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

В современных условиях увеличение добычи нефти ряда нефтяных провинций Росси связано с ускорением промышленного освоения новых месторождений и залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, а также с совершенствованием технологии разработки старых месторождений на основе научно-технических достижений и передового производственного опыта. Возрастающее значение карбонатных залежей как источников добычи нефти обусловлено:

а - практически повсеместным распространением карбонатных коллекторов с установленной промышленной нефтеносностью,

б - низкой степенью промышленного освоения геологических запасов нефти карбонатов,

в - ростом доли карбонатных коллекторов в общем балансе остаточных запасов нефти за счет опережающей выработки более продуктивных терригенных пластов.

Сегодня опыт разработки карбонатных коллекторов имеет уже более чем 60 -летний срок, является достаточно обширным и разнообразным по успешности. Проблемы нефтедобычи из карбонатных отложений освещены в научно-технической литературе достаточно широко. В то же время богатое наследие научных изысканий в области разработки карбонатных коллекторов слабо применяется на практике. Это связано с одной стороны с традиционными подходами в разработке карбонатов, сложившимися в период массового освоения высокопродуктивных терригенных залежей нефти. С другой стороны разнообразие геологических условий залегания карбонатных отложений, их свойств и особенностей разработки - все это осложняет выбор универсальных оптимальных технологий выработки запасов.

В связи с этим, создание новых эффективных технологий разработки карбонатных залежей нефти, адаптация существующих технологий для получения высоких текущих отборов нефти и достижения высоких коэффициентов нефтеизвлечения, все это является одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяной промышленностью.

Цель работы - совершенствование технологий нестационарного гидродинамического воздействия в разработке карбонатных порово-трещинных коллекторов, применение разработанных решений для интенсификации и повышения эффективности выработки запасов нефти из коллекторов месторождений Пермского края, Оренбургской области. Республики Татарстан и Западной Сибири.

В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:

1. Анализ причин формирования остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах двойной пористости и обзор существующих технологий выработки запасов из трещинных и трещинно-пористых коллекторов.

2. Исследование на математических моделях процессов извлечения нефти из коллекторов двойной пористости. Определение роли параметров пустотности и проницаемости в выработке запасов нефти. Определение оптимальных условий применения технологии нестационарного воздействия.

3. Исследование особенностей строения и разработки коллекторов турнейского яруса Злодаревского месторождения.

4. Применение полученных в работе результатов при разработке программы нестационарного заводнения коллекторов турнейского яруса Злодаревского месторождения.

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 про-

странственно неоднородных коллекторах с применением современных вычислительных методов, обобщение разработанных рекомендаций и проведения промышленных испытаний предлагаемых решений.

Научная новизна:

1. Выявлено, что при снижении интенсивности обмена пластовыми флюидами между трещинами и порами, вызываемого неизотермическим заводнением «холодной» водой или при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, эффективность разработки порово-трещинных коллекторов может значительно снизиться.

2. Показано, что охлаждение пласта при закачке «холодной» воды только за счет изменения вязкостных характеристик флюидов может существенно снизить эффективность нефтеизвлечения. Влияние неизотермического заводнения на выработку запасов нефти начинает проявляться после прорыва закачиваемой воды к забою добывающей скважины по системе трещин.

3. Повышенная сжимаемость системы трещин снижает эффективность вытеснения нефти при стационарном заводнении. Отборы жидкости и закачка воды при высокой сжимаемости трещин сопровождаются более быстрым обводнением, меньшим периодом безводной эксплуатации.

4. Нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины на гидрофильные коллектора с двойной пористостью является всегда эффективным. Эффективность нестационарного воздействия незначительно зависит от продолжительности полупериода работы (остановки) нагнетательной скважины. Однако, объемы попутно добываемой воды значительно зависят отТ„ = Т5, и чем выше длительность полупериода работы (остановки), тем ниже объемы попутно добываемой воды.

5. Определено, что применение нестационарного воздействия с несимметричными периодами работы и простоя позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения, причем чем больше соотношение Т,/Тш (при равных накопленных объемах закаченной воды), тем выше эффект от нестационарного воздействия. При периодах простоя Т, меньших периода работы Т„ нагнетательной скважины эффективность от применения нестационарного воздействия снижается, а объемы попутно добываемой воды возрастают.

Основные защищаемые положения:

1. Параметр интенсивности обмена пластовыми флюидами между системами пор и трещин является одним из инструментов адаптации геолого-технологических моделей разработки порово-трещинных коллекторов, так как он существенно влияет на продвижение фронта вытеснения, дебит нефти, конечный КИН. Чем выше интенсивность обмена между трещинами и порами, тем выше конечный КИН, время безводной эксплуатации, начальный дебит нефти.

2. Альтернативой дорогостоящей и малоэффективной технологии паротеплового воздействия на Злодаревском месторождении может стать нестационарное заводнение.

3. Разработана программа нестационарного заводнения пластов турнейского яруса Злодаревского месторождения.

4. Предложена новая технология нестационарного воздействия.

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.

Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при реализации геолого-технических решений в разработке нефтяных залежей с карбонатным порово-трещинным коллектором, а также в качестве инженерно-технологических методик при выборе и прогнозировании эффективности нестационарного воздействия на месторождениях Перми, Оренбургской области, Татарстана, Западной Сибири. От внедрения разработанных

рекомендаций в НПО «Нефтегазтехнология» в период 2009-2010 г.г. получен экономический эффект в сумме 338.0 тыс.рублей.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология», УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2009-2011 гг.), ТатНИПИнефть (г. Бугульма), Научно-техническом совете ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (2008-2009 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2010 г.).

Публикации результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ из них 4 - в изданиях, входящих в перечень ВАК. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 149 наименований. Работа изложена на 133 страницах, в том числе содержит 12 таблиц, 53 рисунка.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» и ТатНИПИнефть за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность, сформулированы основные задачи и цель исследования, приведены научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по вопросам строения и разработки карбонатных трещинных и порово-трещинных коллекторов.

Нефтяные месторождения и залежи, запасы которых сосредоточены в карбонатных отложениях, представленных трещиновато-поровыми коллекторами, распространены во всех крупных нефтегазодобывающих провинциях мира. На долю карбонатов приходится более 40 % мировых запасов нефти и около 60 % ее мировой добычи. Эти факты обуславливают постоянный интерес нефтяных компаний к проблемам, связанными как с многосторонними научными исследованиями, так и с практическими вопросами нефтедобычи из залежей нефти, приуроченных к карбонатным отложениям. Опыт разработки карбонатных коллекторов имеет уже более чем 60-летний срок, является достаточно обширным и разнообразным по успешности. Поэтому надо отметить, что в настоящее время проблемы нефтедобычи из карбонатных отложений освещены в научно-технической литературе достаточно широко.

В главе изложены вопросы, посвященные генезису и строению карбонатных коллекторов, особенностям их фильтрационно-емкостных характеристик. На основании анализа возможных сочетаний изученных текстур карбонатных коллекторов выделяются 7 крупных групп:

1. Карбонаты, образованные в виде отдельных зерен и матрицы.

2. Карбонатные коллектора, имеющие горизонтальные (преимущественно) трещины.

3. Карбонаты, имеющие крупные горизонтальные и вертикальные трещины.

4. Карбонаты с пустотами, образованными интенсивным растворителем материковой породы.

5. Карбонаты, сформировавшиеся образованием каверн в виде брекчия с образованными каналами между острыми фрагментами материковой породы.

6. Карбонаты, образованные от вторичного микрита в форме больших светло окрашенных участков.

7. Карбонаты малозернистые, пятнистой однородной структуры.

Выделение групп по отношению к структуре фильтрационного пространства позволит определить тип гидродинамической модели, достаточно достоверно описывающей процессы движения пластовых флюидов. Фильтрация жидкости в трещиноватых средах сильно отличается от фильтрации в пористых породах, что объясняется следующими особенностями строения трещиноватой среды:

1. анизотропией пород: по структуре месторождения трещины сориентированы в каком-либо одном направлении, при этом проницаемость в этом направлении во много раз больше проницаемости в перпендикулярном направлении;

2. повышенной сжимаемостью трещиноватых сред, что ведет к существенной зависимости пористости и проницаемости от давления;

3. существенными инерционными сопротивлениями при больших скоростях фильтрации;

4. перетоками жидкости из трещин в блоки и из блоков в трещины при неустановившемся режиме фильтрации.

Без оценки вышеприведенных факторов сформировать эффективное нефтевытесне-ние из карбонатного коллектора невозможно.

Для математического моделирования массивных залежей нефти в карбонатных коллекторах предложена их типизация, причем к первому типу отнесены чисто трещинные коллекторы, ко второму типу - породу, в которой наряду с трещинами содержатся пустоты (поры, каверны), способные содержать флюиды, но в количестве, недостаточном для создания матричной проницаемости (это так называемые среды с двойной пористостью), а третий тип представляет собой породу, которая обладает как трещинной проницаемостью, так и проницаемой матрицей. В реальных карбонатных коллекторах могут встречаться одновременно все три перечисленных типа.

Накопленный опыт разработки карбонатов на участках ОПР, предусматривающих применение различных способов заводнения, сеток скважин различной плотности, технологий по стимулированию работы продуктивных пластов показал следующее:

• заводнение эффективно не на всех участках;

• плотность сетки обеспечивает достаточно высокие показатели при расстоянии между скважинами не более 200-300 м;

• физико-химические методы увеличивают текущую и конечную нефтеотдачу;

• наиболее эффективно в карбонатных коллекторах соляно-кислотные обработки при-забойной зоны скважин;

• эффективность заводнения карбонатов повышается, если нагнетательные и добывающие скважины работают в нестационарном режиме;

• разработка на естественном режиме нежелательна, так как при значительном снижении пластового давления возможны необратимые явления, снижающие продуктивность пластов (закрытые трещины);

• схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин должны составляться с учетом развития трещинной системы коллектора.

• важнейшей задачей остается создание и применение на карбонатных нефтяных месторождениях новых высокоэффективных технологий нефтеизвлечения.

Во второй главе рассмотрены основные вопросы, связанные теоретическими исследованиями фильтрации пластовых флюидов в коллекторах с двойной пористостью. В качестве инструмента исследований использовался пакет гидродинамического моделирования «Tempest-More», который содержит все необходимые возможности моделирования систем двойной пористости.

В качестве модели рассматривалась область пласта, имеющая геометрические размеры 500x500x5 м. Коллектор пласта имеет однородную по пористости и проницаемости матрицу (т„ор=0.14 д.ед., Кпор=0.001 мкм2) и систему трещин с фильтрационно-емкостными характеристиками гПтр=0.001 д.ед., Ктр=10 мкм2. Начальная нефтенасыщенность матрицы составляет 0.8 д.ед., трещин - 1.0 д.ед. Коллектор поровых блоков - гидрофильный, трещины не содержат связанной воды.

Свойства пластовых флюидов моделировались для условий залежей нефти тур-нейского яруса Злодаревского месторождения, Пермская область.

Исследовано влияние взаимодействия между системами матричных блоков и трещин на выработку запасов нефти карбонатных трещиновато-поровых коллекторов.

Показано, что при малой интенсивности обмена между трещинами и поровыми блоками (параметр о) матрица при полном заводнении трещинной системы остается практически не выработанной. При интенсивном обмене между трещинами и поровыми блоками фронт воды от нагнетательной скважины по трещинам продвигается медленно, больший объем нагнетаемой воды впитывается в поровые блоки, что приводит практически к синхронному продвижению фронта заводнения в поровых блоках и трещинах. При этом происходит переток нефти в трещинную систему, что повышает содержание нефти в трещинах.

При малых значениях о после заводнения трещинной системы поле нефтенасыщен-ности практически не меняется. При этом добывающая скважина работает с обводненностью около 99 %. Для динамики дебита нефти в этом случае характерно резкое падение при начале обводнения добываемой продукции.

При возрастании интенсивности обмена жидкостями между трещинами и поровыми блоками характер изменения дебита нефти со временем приобретает иной вид. В данном случае для дебита нефти после резкого падения в начальный момент времени из-за быстрого снижения пластового давления в области отбора характерно плавное нарастание (дебит увеличивается тем больше, чем выше интенсивность обмена) вплоть до момента прорыва воды по трещинной системе к забою добывающей скважины. При начале обводнения добываемой продукции дебит нефти сначала уменьшается достаточно быстро, но в дальнейшем темпы падения снижаются.

На рисунке 1 показано, что параметр интенсивности обмена пластовыми флюидами между системами пор и трещин существенно влияет на конечный КИН.

Важность процесса обмена между трещинам и поровыми блоками для выработки запасов нефти является общепризнанной. Однако, нигде не отмечается, что в процессе разработки степень связанности порового и трещинного пространств может значительно меняться. В качестве примера можно привести неизотермическое заводнение трещиновато-поровых коллекторов «холодной» водой, в результате которого происходит неравномерное изменение температуры пласта, на границе поровых блоков в результате охлаждения выпадают АСПО, тем самым, ухудшая не только гидродинамическую связь между трещинами и блоками, но и теплопроводящие свойства поровых блоков.

Другим примером может служить выделение в приграничных слоях поровых блоков газа при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. Образовавшаяся фаза свободного газа препятствует проникновению закачиваемой воды в поровые блоки, также ухудшая связанность трещин и блоков матрицы. Как показано выше, эффективность разработки трещиновато-поровых коллекторов при этом может снизиться значительно.

Рассмотрено влияние трещинной пустотности (пористости) на выработку запасов нефти из коллектора с двойной пористостью. Проделанные исследования приводят к неожиданным выводам. Казалось бы, больший объем трещинного пространства должен увеличить эффективность извлечения нефти. Однако расчет показывает, что при достижении предельной обводненности коллектор с наименьшим показателем трещинной пустотности имеет наибольший заводненный объем матрицы.

параметр обмена, 1/м2

Рисунок 1 - Зависимость конечного КИН при разработке залежи с коллектором двойной пористости от параметра интенсивности обмена пластовыми флюидами между системами пор и трещин.

Большее значение трещинной пустотности позволяет внедрять в трещинное пространство больший объем закачиваемой воды. В коллекторе с двойной пористостью при вытеснении нефти конкурируют два основных разномасштабных процесса, имеющих свои характерные времена. Это движение флюида по трещинам - наиболее быстрый процесс - и капиллярная пропитка - более медленный и наименее интенсивный процесс.

Поступление небольших объемов закачиваемой воды позволяет практически всю воду использовать для вытеснения в результате капиллярной пропитки. При этом скорости пропитки и вытеснения по трещинам сопоставимы по величинам. Однако, дебиты нефти и темпы выработки запасов очень низки. Увеличение трещинной пустотности увеличивает дебиты и темпы отбора нефти, однако резко уменьшают безводный период эксплуатации и снижают КИН. Выработка запасов нефти происходит при значительных отборах закачиваемой воды.

На рисунке 2 представлена зависимость КИН от показателя трещинной пустотности. Видно, что при низком значении пустотности трещинного пространства достигается наибольший КИН, причем его величина в 1.5 - 2 раза выше, чем при больших значениях трещинной пустотности.

Таким образом, показатель трещинной пустотности играет значительную роль в процессах выработки запасов нефти из коллекторов с двойной пористостью. При этом роль этого показателя неоднозначна. Попытка увеличения объема трещин позволит увеличить отборы нефти, но в то же время снизит эффективность выработки запасов нефти, сократит срок безводной эксплуатации. В этом отношении технологии интенсификации закачки воды в трещинные коллектора могут не всегда принести ожидаемый эффект.

Показано, что повышенная сжимаемость трещин увеличивает объем трещинного пространства при заводнении коллектора двойной пористости. Как было изложено выше, это в свою очередь приводит к снижению эффективности процесса нефтеизвлечения. Рассмотрено нестационарное воздействие на коллектора двойной пористости со стороны нагнетательной скважины. Исследовались два режима нестационарного воздействия - с симметричными циклами (период работы Г„ равен периоду простоя Т5 нагнетательной скважины) и несимметричными циклами 1Т Показано, что нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины с симметричными циклами на коллектора с двойной пористостью является эффективным.

трещинная пустотаостъ, д.ед. Рисунок 2 - Зависимости КИН при 90% обводненности от показателя трещинной пустотности.

Эффективность нестационарного воздействия незначительно зависит от продолжительности полупериода работы (остановки) нагнетательной скважины. Однако, объемы попутно добываемой воды значительно зависят от Т„ = Т„ и чем выше длительность полупериода работы (остановки), тем ниже объемы попутно добываемой воды (рисунок За).

При несимметричных циклах, когда время остановки нагнетательной скважины больше времени ее работы, для сохранения условия по объемам закачиваемой воды необходимо увеличивать амплитуду воздействия со стороны нагнетательной скважины. Возрастание амплитуды (т.е. приемистости нагнетательной скважины в период ее работы) приводит к интенсивному обмену между матрицей и трещинами, что в свою очередь повышает эффективность выработки запасов. При продолжительности периодов работы больших, чем периоды простоя, варианты нестационарного воздействия характеризуются большими (чем при стационарном заводнении) объемами добываемой воды, что соответствует отрицательным значениям анализируемого параметра. Прирост КИН при любых рассмотренных вариантах нестационарного воздействия всегда положителен (рисунок 36).

г 0.012

0.040

0.035

4 «1 V 0.030

П0?5

X к ё 0.020

[т

о 1 0.015

X а с X а с 0.010

0.005

0.000

продолжительность полупериода, сут

соотношение времени простоя к времени работы, отн. ед. В

Рисунок 3 - Зависимости относительного снижения объемов добываемой воды и прироста КИН от продолжительности полупериода при нестационарном воздействии с симметричными циклами (а) и от соотношения периодов простоя и работы нагнетательной скважины в цикле при несимметричных циклах (б).

В третьей главе рассмотрены особенности геологического строения и разработки залежи турнейского яруса Злодаревского месторождения. Залежь представлена двумя продуктивными нефтенасыщенными пластами Т1 и Тг.

Турнейские отложения характеризуются низкой пористостью - 0.10 - 0.12 д.ед. и проницаемостью матрицы до 10,0-Ю"3 мкм2. Нижние предельные границы коллекторских свойств (пористости и проницаемости) у данных пластов составляют 7,5 % и 0,0005 мкм2.

Вязкость пластовой нефти составляет 78.3 сПз, плотность - 0.914 г/смЗ, газонасыщенность 6.8 мЗ/т, давление насыщения нефти газом- 8.35 атм.

Средние значения гидродинамических параметров пластов Т1 и Т2 приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Средние значения гидродинамических параметров пластов Т1 и Т2 турнейского яруса Злодаревского месторождения

Пласт Рнан. пл, МПа Тнач. пл,С° Ч, м'/сут/МПа Е, мкм2*см/мП а'сек Кол-во скважин Кол-во определений, к Интервал изменений к, мкм2 к, мкм2 Коэф-т вариации к X. см2/сек

т, 15.78 32 0.20 0.28 2 3 0,019-0,383 0.143 1.322 49.66

¿2 15.78 32 0.39 0.52 2 2 0,113-0,114 0.114 0.006 39.42

Коллектор залежи относится к трещинно-поровому типу. Для определения характеристик трещинной системы проведено гидродинамическое исследование методом КВД, результаты которого интерпретировались методом Полларда (таблица 2).

Таблица 2 - Результаты интерпретации гидродинамических исследований скважины 207 турнейского яруса _

Номер скважины Пористость матрицы, Аед. Пористость трещин, дед Коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа) Трещинная проницаемость, мкм2 Истинная проницаемость трещин, мкм2 Скин-эффект, доли ед Раскрытость трещин, см Размер блоков, см

1 2 3 4 5 6 7 8 9

207 0.122 0.00117 0.168 0.068 58.17 -0.014 0.0375 63.9

Анализ результатов проделанных ГДИС показывает, что по всем скважинам происходит снижение коэффициентов продуктивности во время эксплуатации. Проницаемость трещинной системы и раскрытость трещин уменьшаются при снижении пластового давления большими темпами, чем при обратном процессе повышения пластового давления.

Разработка объекта начата в 1997 г. скважиной № 207, в 2005 г. введена еще одна скважина. Наибольшие уровни добычи нефти и жидкости были достигнуты в 2009 г. (3,0 тыс.т) в остальные годы сохранялись на уровне 0,3 * 1,0 тыс.т. Разработка объекта ведется на естественном упруговодонапорном режиме. За первые пять лет эксплуатации средние деби-ты по нефти снизились почти в два раза до 2.5 т/сут при практически нулевой обводненности. Затем наблюдается рост дебитов нефти до 3.2 т/сут, при этом отмечается рост обводненности до 25%. В дальнейшем изменение обводненности и дебита нефти происходит в периодическом режиме, рост значений сопровождается последующим снижением. Данная зависимость характерна для трещиноватых коллекторов с трещинной системой, обладающей значительной сжимаемостью.

По состоянию на 01.01.2011 г. текущий НИН составил 0,024 доли ед., отбор от НИЗ -11,1 % (рисунок 4) при обводненности добываемой продукции-45%.

Разработка пластов турнейского яруса находится в начальной стадии и является не эффективной. Запасы нефти невелики, залежи расположены в центральной части месторождения.

10

обводненность, %

0 20 40 60 80

накопленная добыча жидкости, ТЫС.Т

Рисунок4 - Зависимость КИН оттекущей обводненности и характеристики вытеснения залежи нефти турнейского яруса Злодаревского месторождения.

Для повышения эффективности нефтеизвлечения недропользователю рекомендовано внедрение на залежи технологии паротеплового воздействия. Расчет технико-экономических показателей разработки с применением паротеплового воздействия показало его технологическую эффективность и отрицательный экономический эффект. Капитальные затраты на реализацию технологии и эксплуатационные затраты по проведению паротеплового воздействия не окупаются. При этом прирост конечного КИН по отношению к утвержденному составит 0.009 д.ед. (0.221 д.ед. - утвержденный КИН, 0.300 д.ед. - паро-тепловое воздействие), а экономические потери предприятия от применения технологии -71 млн. руб. Экономическая не эффективность технологии объясняется высокими эксплуатационными затратами.

Вместе с тем, существуют технологии разработки трещинных карбонатных коллекторов, реализация которых не требует значительных эксплуатационных затрат, а эффект от применения которых сопоставим и даже превышает эффективность паротеплового воздействия. Это технологии нестационарного воздействия.

В четвертой главе рассмотрены порядок принятия решения и обоснование эффективности применения технологии нестационарного воздействия (со стороны нагнетательных и добывающих скважин) в условиях залежи нефти турнейского яруса Злодаревского месторождения.

Существует два основных вида нестационарного воздействия - со стороны нагнетательных скважин и со стороны добывающих скважин. Оба вида применяются одновременно в комбинированных технологиях, предусматривающих одновременное или поочередное отключение и включение добывающих и нагнетательных скважин.

При проектировании технологий нестационарного воздействия на карбонатных коллекторах двойной пористости необходимо придерживаться следующих принципов.

1. При нестационарном воздействии необходимо сочетать циклическую работу добывающих и нагнетательных скважин.

2. Не допустимо снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом.

3. Интенсификация закачки воды в коллектора с двойной пористостью должна сопровождаться периодами простоя нагнетательной скважины, т.е. необходимо организовать циклическую закачку.

4. При организации циклической закачки необходимо правильно подобрать длительность периодов работы и простоя нагнетательной скважины. Оптимальным является

несимметричность периодов, т.е. время простоя нагнетательной скважины должно быть больше времени работы.

5. При разработке карбонатных залежей высоковязкой нефти для создания максимальных градиентов давления в области отбора рациональной является организация чередующихся отборов нефти и закачки воды.

В условиях выбранного для применения нестационарного воздействия эксплуатационного объекта число скважин и выбор скважин для нагнетания вытесняющего агента очень ограничено. Это связано с тем, что все скважины являются возвратными, что позволяет до предела сократить капитальные затраты на повышение эффективности разработки пластов турнейского яруса. В настоящее время для перевода на объект доступно 8 скважин (рисунок 5). Вместе с двумя действующими скважинами фонд скважин объекта составит 10 штук. Необходимо выбрать из имеющегося фонда скважины для организации закачки в пласт. Число таких скважин и их расположение на залежи определяется на основе математического моделирования как оптимизационная задача.

Рисунок 5 - Схема размещения нагнетательных скважин по оптимальному варианту организации системы ППД на залежи нефти турнейского яруса Элодаревского месторождения.

В качестве инструмента поиска оптимальных условий проведения нестационарного воздействия использовалась существующая на предприятии геолого-гидродинамическая модель.

Для определения оптимального числа нагнетательных скважин и их расположения были рассмотрены несколько вариантов. Варианты отличались числом нагнетательных скважин и их расположением на залежи.

Поиск оптимального числа нагнетательных скважин и их расположения на залежи проводился следующим образом. Выбирались места расположения нагнетательных скважин из числа добывающих (действующих и переведенных на турней) на залежи таким образом, чтобы охватить воздействием максимальную область коллектора. Число нагнетательных скважин изменялось от 1 до 5. Расчеты проводились для стационарного режима заводнения. Временные рамки расчетов устанавливались в 30 лет. При этих условиях рассчитывался КИН на конец расчетного периода и строились характеристики вытеснения. Оптимальное расположение и число нагнетательных скважин соответствовало максимальному КИН и минимальным объемам попутно добываемой воды. При этом считалось, что достигается максимальный охват залежи воздействием от нагнетательных скважин. Результаты расчетов пред-

ставлены на рисунке 6. Видно, что существует оптимальное число нагнетательных скважин, при котором величина КИН на конец расчетного периода максимальна. Таким образом, многовариантные расчеты позволили сформировать наиболее оптимальную систему заводнения для конкретной залежи нефти. Расположение нагнетательных скважин для оптимального варианта представлено на рисунке 5.

0.35

| 0.30

& £ 0 25

5 5

2. 4 0.20

1 I 0.15

2 £

я | 0.10

| 0.05 0.00

Число нагнетательных скважин, шт Рисунок 6 - Значения КИН на конец расчетного периода для разных вариантов организации системы ППД на залежи нефти турнейского яруса Злодаревского месторождения.

Рекомендуемая для внедрения на залежи турнейского яруса Злодаревского месторождения технология нестационарного заводнения осуществляется в рамках существующей системы разработки и не требует капитальных затрат.

Технология нестационарного заводнения состоит из трех этапов: подготовительно-исследовательский, циклическая закачка воды в нагнетательные скважины с одинаковыми и различными периодами работы и простоя при постоянной эксплуатации добывающих скважин, чередующаяся закачка воды в нагнетательные скважины с периодической эксплуатацией добывающих скважин. Выбор первоначального периода простоя и закачки определяется на основе данных гидродинамических исследований нагнетательных скважин.

Первый этап внедрения технологии нестационарного воздействия направлен, прежде всего, на восстановление и повышение пластового давления залежи. В течение этого периода нагнетательные скважины работают в нестационарном режиме с максимальной приемистостью, величина которой определяется техническими возможностями и приемистостью пласта. Нагнетательные скважины поочередно останавливаются при постоянно работающих добывающих скважинах. В остановленных скважинах проводят исследования методом КПД (КПУ) для определения времени восстановления давления, пьезопроводности системы трещин. В близлежащих эксплуатационных скважинах проводят замеры динамического уровня (забойного давления) с целью определения степени реагирования на остановку нагнетательной скважины. После восстановления пластового давления а остановленной скважине, ее пускают под нагнетание воды, и отключают следующую нагнетательную скважину.

В течение первого этапа исследуются все нагнетательные скважины. За время первого этапа восстанавливается пластовое давление, определяются основные гидродинамические характеристики пласта в зоне закачки, устанавливаются реагирующие эксплуатационные скважины.

Во втором этапе для повышения эффективности выработки запасов нефти в зоне закачки нагнетательные скважины переводят в режим периодического нагнетания воды. Для каждой нагнетательной скважины в течение первого этапа определяется время восстановления давления, которое в первом приближении будет равно времени работы скважины в

I Р!

5 4 3 2 1

циклическом режиме. Время простоя, согласно данным раздела 2, должно превышать время работы в 2 и более раз. При этом важным является неизменность накопленных за цикл объемов закачиваемой воды. То есть, если нагнетательная скважина в течение первого этапа выходит на режим стационарной закачки с приемистостью при максимально возможной приемистости ртах, то в нестационарном режиме за время работы Т„ должно быть закачено в пласт воды столько же, сколько закачивает скважина в стационарном режиме за время Т„+Т„ где Т, - время простоя в цикле. Приемистость при этом определяется из условия

Я„, Если тох» то приемистость устанавливается равной максимальному

значению.

В течение второго этапа оперативно замеряются показания обводненности добываемой продукции на реагирующих добывающих скважинах, дебит жидкости и динамические уровни. Замеры рекомендуется делать не реже чем один раз в 2-3 дня.

В данный период после окончания очередного цикла по реагирующим добывающим скважинам и в целом по участку анализируются характеристики вытеснения и определяется эффект от нестационарного воздействия.

По мере заводнения трещинной системы для создания значительных градиентов давления между поровыми блоками и трещинами рекомендуется организация чередующихся отборов жидкости добывающими скважинами и нагнетания воды нагнетательными скважинами. Это позволит повысить пластовое давление в зоне отбора, что также увеличит градиенты давления при включении добывающих скважин в работу. Данная процедура приведет к возрастанию области подвижности нефти в зоне отбора.

Так как время простоя нагнетательных скважин больше времени их работы, то на третьем этапе добывающие скважины работают в циклическом режиме, причем время их работы в цикле больше времени простоя, что, как было показано в работе, является эффективным для циклической работы добывающих скважин.

Разработана программа нестационарного воздействия, предусматривающая этап формирования на залежи системы разработки с ППД в результате перевода ряда скважин с других объектов, этап работы нагнетательных скважин в стационарном режиме для восстановления пластового давления в залежи с поочередным отключением нагнетательных скважин для проведения исследований методом КПД, этап циклический закачки с периодом работы 7„, определенным по данным ГДИС, этап чередующихся закачки воды в нагнетательные скважины и отборов жидкости добывающими скважинами.

Для определения технологической эффективности предлагаемой программы нестационарного воздействия на залежи турнейского яруса Злодаревского месторождения была произведены расчеты на гидродинамической модели. При расчетах использовалась модель коллектора двойной пористости. Расчеты проводились для двух вариантов. Базовый предполагает работу нагнетательных и добывающих скважин в стационарном режиме. Используется оптимальная схема расположения нагнетательных скважин. Вариант разработки с нестационарным заводнением предусматривает работу сначала нагнетательных, а затем и добывающих скважин, в нестационарном режиме, описанном в программе нестационарного воздействия

Результаты расчетов показали, что эффект от нестационарного воздействия состоит не только в дополнительной добыче нефти, но и в сокращении отборов воды. На рисунке 7 представлены изменения в добыче нефти и попутной воды, связанные с применением нестационарного воздействия. На конец рассматриваемого периода дополнительная добыча нефти составит 18.971 тыс.м3 при сокращении добычи воды - 213.2 тыс. м3

В целом на конец расчетного периода коэффициент извлечения нефти по базовому варианту составит 0.333 д.ед. Для варианта разработки с нестационарным заводнением залежи КИН составит 0.365 д.ед. Прирост КИН за счет применения технологии нестационарно-

го воздействия составит 0.032 д.ед. Прирост добычи нефти достигается без дополнительных, по сравнению с базовым вариантом, капитальных затрат.

В работе предлагается усовершенствованный способ нестационарного заводнения карбонатных трещиноватых коллекторов.

t 15

■250

1 25 49 73 97 121 145 169 193 217 241 265 289 313 337 месяц

Рисунок 7 - Динамика накопленного технологического эффекта от применения нестационарного воздействия.

Новая технология предусматривает поэтапную разработку залежей нефти в трещиноватых коллекторах. Начинают на естественном режиме до достижения пластового давления порядка 1.01 от давления насыщения на забое добывающих скважин при минимальном дебите. Затем закачивают вытесняющую жидкость без избыточного давления на устье нагнетательной скважины, составляющего не более 1.04 от начального пластового давления до снижения приемистости ниже уровня, обеспечивающего текущую компенсацию отбора закачкой. Затем закачивают вытесняющую жидкость с избыточным устьевым давлением, обеспечивающим восстановление начального пластового давления. При восстановлении начального пластового давления в закачиваемую жидкость добавляют 0,05-0,1% высокомолекулярных полимеров. На завершающем этапе разработки залежей осуществляют последовательное включение и отключение закачки вытесняющей жидкости в нагнетательных скважинах перекрестно парами или включение и отключение закачки последовательно по кругу парами скважин при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовые давления, близкие к начальному.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Представленные в работе исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. Параметр интенсивности обмена пластовыми флюидами между системами пор и трещин является одним из инструментов адаптации геолого-технологических моделей разработки порово-трещинных коллекторов, так как он существенно влияет на продвижение фронта вытеснения, дебит нефти, конечный КИН. Чем выше интенсивность обмена между трещинами и порами, тем выше конечный КИН, время безводной эксплуатации, начальный дебит нефти.

2. При снижении интенсивности обмена пластовыми флюидами между трещинами и порами, что возможно при неизотермическом заводнении «холодной» водой или при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, эффективность разработки порово-трещинных коллекторов может снизиться значительно. При этом влияние неизотермического заводнения на выработку запасов нефти начинает проявляться после прорыва закачиваемой воды к забою добывающей скважины.

3. Показатель трещинной пустотности играет значительную роль в процессах выработки запасов нефти из коллекторов с двойной пористостью. При этом роль этого показателя неоднозначна. Увеличение объема трещин позволит увеличить дебиты нефти, но в то же время снизит эффективность выработки запасов нефти, сократит срок безводной эксплуатации. В этом отношении технологии интенсификации закачки воды в трещинные коллектора могут не всегда принести ожидаемый эффект.

4. Повышенная сжимаемость системы трещин снижает эффективность вытеснения нефти при стационарном заводнении. Отборы жидкости и закачка воды при высокой сжимаемости трещин сопровождаются более быстрым обводнением, меньшим периодом безводной эксплуатации.

5. Нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины на коллектора с двойной пористостью является всегда эффективным. Эффективность нестационарного воздействия незначительно зависит от продолжительности полупериода работы (остановки) нагнетательной скважины. Однако, объемы попутно добываемой воды значительно зависят от Т„ = и чем выше длительность полупериода работы (остановки), тем ниже объемы попутно добываемой воды.

6. Применение нестационарного воздействия с несимметричными периодами работы и простоя позволяет повысить эффективность нефтеизвлечения, причем чем больше соотношение Г,/Ти (при равных накопленных объемах закаченной воды), тем выше эффект от нестационарного воздействия. При периодах простоя Т5 меньших периода работы Т„ нагнетательной скважины эффективность от применения нестационарного воздействия снижается, а объемы попутно добываемой воды возрастают.

7. Показано, что эксплуатационный объект Злодаревского месторождения, приуроченный к турнейскому ярусу, обладает высокой неоднородностью проницаемости трещинной и поровой систем. Истинная проницаемость трещин составила несколько десятков дар-си, проницаемость поровой матрицы - единицы миллидарси. Для повышения эффективности выработки запасов нефти объекта предложено нестационарное воздействие.

8. Изложены основные принципы проектирования технологий НЗ на карбонатных залежах, которые включают следующие положения:

• При нестационарном воздействии необходимо сочетать циклическую работу добывающих и нагнетательных скважин.

• Не допустимо снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом.

• Интенсификация закачки воды в коллектора с двойной пористостью должна сопровождаться периодами простоя нагнетательной скважины, т.е. необходимо организовать циклическую закачку.

• При организации циклической закачки необходимо правильно подобрать длительность периодов работы и простоя нагнетательной скважины. Оптимальным является несимметричность периодов, т.е. время простоя нагнетательной скважины должно быть больше времени работы.

• При разработке карбонатных залежей высоковязкой нефти для создания максимальных градиентов давления в области отбора рациональной является организация чередующихся отборов нефти и закачки воды.

9. Определено оптимальное число воздействующих нагнетательных скважин при нестационарном заводнении залежи турнейского яруса Злодаревского месторождения. Разработана программа внедрения технологии нестационарного воздействия на карбонатные залежи турнейского яруса Злодаревского месторождения, состоящая из четырех этапов: подготовительного, исследовательского, циклической закачки воды в нагнетательные скважины с несимметричными периодами работы и остановки (период остановки больше периода ра-

боты), чередующихся закачки воды нагнетательными скважинами и отборов жидкости добывающими скважинами в противофазе.

10. Предложена новая комбинированная технология нестационарного заводнения карбонатных коллекторов, предусматривающая поэтапную разработку залежей нефти в трещиноватых коллекторах. Начинают на естественном режиме до достижения пластового давления порядка 1.01 от давления насыщения на забое добывающих скважин при минимальном дебите. Затем закачивают вытесняющую жидкость без избыточного давления на устье нагнетательной скважины, составляющего не более 1.04 от начального пластового давления до снижения приемистости ниже уровня, обеспечивающего текущую компенсацию отбора закачкой. Затем закачивают вытесняющую жидкость с избыточным устьевым давлением, обеспечивающим восстановление начального пластового давления. При восстановлении начального пластового давления в закачиваемую жидкость добавляют 0,050,1% высокомолекулярных полимеров. На завершающем этапе разработки залежей осуществляют последовательное включение и отключение закачки вытесняющей жидкости в нагнетательных скважинах перекрестно парами или включение и отключение закачки последовательно по кругу парами скважин при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовые давления, близкие к начальному.

11. Определен технологический эффект от применения программы нестационарного воздействия на залежи нефти турнейского яруса Злодаревского месторождения. Эффект за расчетный период (30 лет) составит: дополнительная добыча нефти - 18.971 тыс.м3, сокращение добычи воды - 213.2 тыс. м3. Прирост КИН составит 0.032 д.ед.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих публикациях:

1. Андреев, Д.В. Влияние взаимодействия между системами матричных блоков и трещин на выработку запасов нефти карбонатных трещиновато-поровых коллекторов [текст] / В.И.Владимиров, Д.В.Андреев, А.Ф.Егоров // Нефтепромысловое дело. - 2011. - №5. -С. 912.

2. Андреев, Д.В. Роль пустотности системы трещин в выработке запасов нефти карбонатных трещиновато-поровых коллекторов [текст] / Д.В.Андреев // Нефтепромысловое дело. -2011,-№6.-С. 19-22.

3. Андреев, Д.В. Исследование эффективности нестационарного воздействия на коллектора двойной пористости [текст] / В.И.Владимиров, ДВ.Андреев, А.Ф.Егоров // Нефтепромысловое дело. - 2011. - №7. - С. 11-14.

4. Андреев, Д.В. Методика построения корреляционных разрезов для уточнения геологической модели нефтяного месторождения / А.П.Обиход, В.П.Батрашкин, А.П.Титов, Р.Х.Гильманова, Р.Г.Сарваретдинов, Д.В.Андреев. Уфа: Изд-во ООО «Выбор», 2005, 26 с.

5. Пат. 2351752 Российская Федерация. Способ разработки залежей нефти в трещиноватых коллекторах [Текст] / Андреев Д.В., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Музалевская Н.В; опубл. 10.04.2009, Бюл. № 10.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на НР Си 6040 тел.: (85594) 78-656,78-565 Подписано в печать 16.08.2011 г. Заказ № 1608111, Тираж 100 экз.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Андреев, Дмитрий Владимирович, Уфа

61 12-5/1138

ООО Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология»

УДК 622.276.6 На правах рукописи

АНДРЕЕВ ДМИТРИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОВО-ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕСТАЦИОНАРНЫМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель, канд. техн. наук

Хакимзянов Ильгизар Нургизарович

Уфа - 2011

СОДЕРЖАНИЕ

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

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КАРБОНАНЫМ ОТЛОЖЕНИЯМ.............................................. 8

1.1. Общие положения............................................................................................................. 8

1.2. Характеристика карбонатных коллекторов и их фильтрационно-емкостные свойства...................................................................................................................................... 8

1.2.1. Генезис и строение карбонатных коллекторов............................................. 8

1.2.2. Классификация карбонатных коллекторов..................................................... 13

1.2.3. Особенности течения флюидов в карбонатных коллекторах.................. 14

1.3. Исследования фильтрации пластовых флюидов в трещиновато-поровых и порово-трещинных коллекторах........................................................................................................................................................................16

1.3.1. Влияние инерционных сил на фильтрацию жидкости в трещинном пространстве.............................................................................................................................. 17

1.3.2. Изменение действующей толщины деформируемого пласта................... 19

1.3.3. Влияние технологических факторов на продуктивность карбонатных коллекторов........................................................................................................................ 20

1.4. Опыт разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям.............................................................................................................................. 28

1.5. Выводы к главе............................................................................................................. 37

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ПОРОВО-ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.................................................................................................... 38

2.1. Общие положения............................................................................................................ 38

2.2. Влияние взаимодействия между системами матричных блоков и трещин на выработку запасов нефти карбонатных порово-трещинных коллекторов............... 38

2.2.1. Постановка задачи. Модель залежи с карбонатным коллектором.......... 39

2.2.2. Влияние неизотермического заводнения на выработку запасов из карбонатных коллекторов................................................................................................... 46

2.3. Влияние показателя пустотности системы трещин на выработку запасов нефти карбонатных порово-трещинных коллекторов................................................ 51

2.4. Влияние «дыхания» трещин на выработку запасов карбонатных коллекторов................................................................................................................................................. 55

2.5. Нестационарное воздействие на коллектора двойной пористости..................... 57

2.5.1. Нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины

(Т№= Т5).................................................................................................................................. 59

2.5.2. Нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины

................................................................................................................................. 63

2.6. Выводы к главе.............................................................................................................. 65

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОВО-ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА ЗЛОДАРЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.................................................................................................................. 67

3.1. Геологическое строение пластов турнейского яруса Злодаревского месторождения..................................................................................................................................... 67

3.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов пластов турнейского яруса......................................................................................................... 71

3.3 Свойства и состав нефти, газа и воды............................................................................ 75

3.4. Энергетическое состояние пластов. Рекомендации по выбору режимов эксплуатации скважин................................................................................................................ 77

3.5. Уточнение данных о трещинной системе на основе гидродинамических исследований скважин и пластов с применением методики Полларда...................... 80

3.6. Анализ текущего состояния разработки пластов турнейского яруса Злодарев-ского месторождения............................................................................................................... 86

3.7. Повышение эффективности выработки запасов нефти турнейского яруса па-ротепловым воздействием..................................................................................................... 90

3.8. Выводы к главе.................................................................................................................. 93

ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ НЕСТАЦИОНАРНОГО ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЗЛОДАРЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.............................................. 94

4.1. Общие положения............................................................................................................ 94

4.2. Принципы проектирования технологий нестационарного гидродинамического воздействия на залежах нефти с карбонатным коллектором.................................... 94

4.3. Определение оптимального числа воздействующих нагнетательных скважин

при нестационарном гидродинамическом заводнении.................................................. 97

4.4. Выбор оптимальной технологии нестационарного гидродинамического воздействия на коллектора турнейского яруса Злодаревского месторождения............. 102

4.5. Программа применения нестационарного гидродинамического заводнения

на залежи турнейского яруса Злодаревского месторождения..................................... 105

4.6. Моделирование применения программы нестационарного гидродинамического заводнения на залежи турнейского яруса Злодаревского месторождения. Определение технологического эффекта.......................................................................... 108

4.7. Новая комбинированная технология нестационарного гидродинамического заводнения карбонатных коллекторов............................................................................... 113

4.8. Выводы к главе............................................................................................................ 122

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.................................................................................................................................. 124

ЛИТЕРАТУРА............................................................................................................................... 128

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы.

В современных условиях увеличение добычи нефти ряда нефтяных провинций Росси связано с ускорением промышленного освоения новых месторождений и залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, а также с совершенствованием технологии разработки старых месторождений на основе научно-технических достижений и передового производственного опыта. Возрастающее значение карбонатных залежей как источников добычи нефти обусловлено:

а - практически повсеместным распространением карбонатных коллекторов с установленной промышленной нефтеносностью,

б - низкой степенью промышленного освоения геологических запасов нефти карбонатов,

в - ростом доли карбонатных коллекторов в общем балансе остаточных запасов нефти за счет опережающей выработки более продуктивных терригенных пластов.

Сегодня опыт разработки карбонатных коллекторов имеет уже более чем 60 -летний срок, является достаточно обширным и разнообразным по успешности. Проблемы нефтедобычи из карбонатных отложений освещены в научно-технической литературе достаточно широко. В то же время богатое наследие научных изысканий в области разработки карбонатных коллекторов слабо применяется на практике. Это связано с одной стороны с традиционными подходами в разработке карбонатов, сложившимися в период массового освоения высокопродуктивных терригенных залежей нефти. С другой стороны разнообразие геологических условий залегания карбонатных отложений, их свойств и особенностей разработки - все это осложняет выбор универсальных оптимальных технологий выработки запасов.

В связи с этим, создание новых эффективных технологий разработки карбонатных залежей нефти, адаптация существующих технологий для получения высоких текущих отборов нефти и достижения высоких коэффициентов нефтеизвлечения, все это является одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяной промышленностью.

Цель работы - совершенствование технологий нестационарного гидродинамического воздействия в разработке карбонатных порово-трещинных коллекторов, применение разработанных решений для интенсификации и повышения эффективности выработки запасов нефти из коллекторов турнейского яруса Злодаревского месторождения.

В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:

1. Анализ причин формирования остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах двойной пористости и обзор существующих технологий выработки запасов из трещинных и трещинно-пористых коллекторов.

2. Исследование на математических моделях процессов извлечения нефти из коллекторов двойной пористости. Определение роли параметров пустотности и проницаемости в выработке запасов нефти. Определение оптимальных условий применения технологии нестационарного воздействия.

3. Исследование особенностей строения и разработки коллекторов турнейского яруса Злодаревского месторождения.

4. Применение полученных в работе результатов при разработке программы нестационарного заводнения коллекторов турнейского яруса Злодаревского месторождения.

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 предлагаемых решений.

Научная новизна:

1. Выявлено, что при снижении интенсивности обмена пластовыми флюидами между трещинами и порами, вызываемого неизотермическим заводнением «холодной» водой или при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, эффективность разработки порово-трещинных коллекторов может значительно снизиться.

2. Показано, что охлаждение пласта при закачке «холодной» воды только за счет изменения вязкостных характеристик флюидов может существенно снизить эффективность нефтеизвлечения. Влияние неизотермического заводнения на выработку запасов нефти начинает проявляться после прорыва закачиваемой воды к забою добывающей скважины по системе трещин.

3. Повышенная сжимаемость системы трещин снижает эффективность вытеснения нефти при стационарном заводнении. Отборы жидкости и закачка воды при высокой

сжимаемости трещин сопровождаются более быстрым обводнением, меньшим периодом безводной эксплуатации.

4. Нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины на гидрофильные коллектора с двойной пористостью является всегда эффективным. Эффективность нестационарного воздействия незначительно зависит от продолжительности полупериода работы (остановки) нагнетательной скважины. Однако, объемы попутно добываемой воды значительно зависят от = Т5, и чем выше длительность полупериода работы (остановки), тем ниже объемы попутно добываемой воды.

5. Определено, что применение нестационарного воздействия с несимметричными периодами работы и простоя позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения, причем чем больше соотношение Т5/Тш (при равных накопленных объемах закаченной воды), тем выше эффект от нестационарного воздействия. При периодах простоя Т5 меньших периода работы 7"и, нагнетательной скважины эффективность от применения нестационарного воздействия снижается, а объемы попутно добываемой воды возрастают.

Основные защищаемые положения:

1. Параметр интенсивности обмена пластовыми флюидами между системами пор и трещин является одним из инструментов адаптации геолого-технологических моделей разработки порово-трещинных коллекторов, т.к. он существенно влияет на продвижение фронта вытеснения, дебит нефти, конечный КИН. Чем выше интенсивность обмена между трещинами и порами, тем выше конечный КИН, время безводной эксплуатации, начальный дебит нефти.

2. Альтернативой дорогостоящей и малоэффективной технологии паротеплового воздействия на Злодаревском месторождении может стать нестационарное заводнение.

3. Разработана программа нестационарного заводнения пластов турнейского яруса Злодаревского месторождения.

4. Предложена новая технология нестационарного воздействия.

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.

Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при реализации геолого-технических решений в разработке нефтяных залежей с карбонатным трещинно-

поровым коллектором, а также в качестве инженерно-технологических методик при выборе и прогнозировании эффективности нестационарного воздействия на месторождениях Перми, Оренбургской области, Татарстана, Западной Сибири. От внедрения разработанных рекомендаций в период 2009-2010 г.г. получен экономический эффект в сумме 338.0 тыс.рублей.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология», в ЦКР Роснедр (г. Москва, 2006 г.), УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2009-2011 гг.), ТатНИПИнефть (г. Бугульма), Научно-техническом совете ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (2008-2009 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2010 г.).

Публикации результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ из них 4 - в изданиях, входящих в перечень ВАК, одна из которых опубликована самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 149 наименований. Работа изложена на 140 страницах, в том числе содержит 13 таблиц, 53 рисунка.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» и ТатНИПИнефть за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КАРБОНАНЫМ ОТЛОЖЕНИЯМ 1.1. Общие положения

Нефтяные месторождения и залежи, запасы которых сосредоточены в карбонатных отложениях, представленных трещиновато-поровыми коллекторами, распространены во всех крупных нефтегазодобывающих провинциях мира. На долю карбонатов приходится более 40 % мировых запасов нефти и около 60 % её мировой добычи [1]. Эти факты обуславливают постоянный интерес нефтяных компаний к проблемам, связанными как с многосторонними научными исследованиями, так и с практическими вопросами нефтедобычи из залежей нефти, приуроченных к карбонатным отложениям. Опыт разработки карбонатных коллекторов имеет уже более чем 60 -летний срок, является достаточно обширным и разнообразным по успешности. Поэтому надо отметить, что в настоящее время проблемы нефтедобычи из карбонатных отложений освещены в научно-технической литературе достаточно широко. Об этом свидетельствуют многочисленные работы российских исследователей, выполненные в период 1945-2010 гг., а также результаты совместных исследований в рамках СЭВ в период с 1985 по 1991 г.г.

Обобщение опыта разработки карбонатных месторождений нефти отражено в работах Амелина И.Д. [2], Абызбаева И.И. [3], Андреева В.Е. [4], Абдулмазитова Р.Г. [5-7], Аширова К.Б.[8-10], Ахметова Н.Г. [11], Баишева Б.Т. [12], Баренблатта Г.И. [13-14], Багрянцевой К.И. [15], Боксермана А.А. [16], Буторина О.И. [17-18], Басниева К.С. [19], Борисова Ю.П. [20-21], Булыгина Д.В. [22], Викторина В.П. [23], Гавуры В.Е. [24], Галеева Р.Г. [25], Гиматутдинова Ш.К. [26], Горбунова А.Т. [27], Дияшева Р.Н. [28-30], Зиннатуллина Н.Х. [31-33], Ковалева В.С. [34-35], Козиной Е.А. [36-38], Майдебора В.Н. [39, 40], Молоковича Ю.М. [41], Муслимова Р.Х. [42], Николаевского В.Н. [19], Наборщиковой И.И. [43, 44], Наказной Л.Г. [45], Нурмухаметова Р.С. [46-49], Сазонова Б.Ф. [50, 51], Саттарова М.М. [52], Свиридовой Л.Н. [53], Смехова Е.М. [54], Сургучева М.Л. [55], Хайрединова Н.Ш. [56-62], Швецова И.А. [63], Шаймуратова Р.В. [64], Шалин П.А. [65], Шустефа И.Н. [67] и других, а также в работах зарубежных исследователей [68-86].

1.2. Характеристика карбонатных коллекторов и их фильтрационно-емкостные

свойства

1.2.1. Генезис и строение карбонатных коллекторов.

Карбонатные породы в основн�