Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования

Шевелев, Михаил Борисович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования"

На правах рукописи

ШЕВЕЛЕВ Михаил Борисович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПЕРЕСЛАИВАЮЩИМИСЯ КОЛЛЕКТОРАМИ В УСЛОВИЯХ ТЕХНОГЕННОГО ТРЕЩИНООБРАЗОВАНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

10 ОКТ 2013

Санкт-Петербург - 2013

005534696

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» и ОСЮ«Газпромнефть НТЦ»

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор

доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений, заведующий кафедрой

кандидат технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет», кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений, профессор

Ведущая организация - ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов»

Защита диссертации состоится 31 октября 2013 года в 16 ч. на заседании диссертационного совета ДОП.224.10 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106, Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд. 1166.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Автореферат разослан 27 сентября 2013 г.

Рогачев Михаил Константинович

Официальные оппоненты:

Зейгман Юрий Вениаминович

Мордвинов Виктор Антонович

диссертационного совета

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований

Большинство месторождений Западной Сибири в настоящее время находится на завершающей стадии разработки, на которой высокая обводненность скважинной продукции обусловлена значительной выработкой запасов. Запасы нефти, не вовлечённые в разработку, относятся к трудноизвлекаемым, что определяется такими факторами как низкая проницаемость коллектора и высокая послойная неоднородность по разрезу продуктивного пласта (переслаивание тонких нефтенасыщенных и плотных пропластков). Геолого-промысловый анализ показывает, что в указанном типе коллектора происходит интенсивный процесс образования, техногенной трещиноватости, что влечет за собой неконтролируемую и непроизводительную циркуляцию жидкости и является одной из причин преждевременного обводнения добывающих скважин, а также способствует образованию не вовлеченных в разработку зон.

Установление новых принципов разработки, учитывающих динамику явлений в коллекторах, подверженных интенсивному трещинообразованию, поможет инженерам и геологам при решении различных задач разработки месторождении этого специфического вида коллектора. Очевидно, что использование методик разработки объектов, созданных для обычных поровых коллекторов, является недостаточным в данных геологических условиях. В связи с этим тема исследований, посвященная проблеме повышения эффективности разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования, является актуальной. Использование идей диссертационной работы позволит обеспечить увеличение нефтеотдачи пластов. В дополнение следует отметить, что мониторинг разработки крупных месторождений связан с необходимостью анализа и обработки гигантского объема геолого-промысловой информации, поэтому принятие оптимальных решений должно основываться на комплексном анализе данных гидродинамического моделирования и производственных показателей.

Цель работы - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений в условиях сложного геологического строения, когда продуктивный пласт представлен переслаиванием плотных пропластков, преимущественно аргиллитов, с нефтенасыщенными пропластками малой толщины.

Идея работы заключается в применении нового научного подхода к разработке нефтяных месторождений в условиях переслаивающихся коллекторов, обосновывающего

преимущественное направление техногенного трещинообразования вверх по напластованию структуры.

Задачи исследований

1. Выявление геологических особенностей краевой зоны Сугмутского нефтяного месторождения.

2. Анализ разработки Сугмутского нефтяного месторождения в целом и краевой восточной зоны. Выделение геологических факторов, влияющих на разработку при формировании и оптимизации системы поддержания пластового давления, планировании геолого-технических мероприятий по участкам месторождения и доразведки краевых зон.

3. Обоснование геологических причин неуспешного бурения скважин в краевых зонах Сугмутского нефтяного месторождения.

4. Выбор и обоснование комплексного параметра, характеризующего изменение состояния продуктивного пласта и преимущественное направление трещинообразования в переслаивающихся коллекторах при формировании и мониторинге эффективности системы поддержания пластового давления (ППД).

5. Предложение и обоснование комплекса технологических решений, направленных на повышение эффективности выработки запасов нефти в переслаивающихся коллекторах (доразведка месторождений, зарезка боковых горизонтальных стволов, модификация системы ППД, организация циклического заводнения, сокращение непроизводительных отборов и закачки жидкости).

«Муравленковскнефть» для решения проблемы «опережающего обводнения добывающих скважин от воды, закачиваемой в систему ППД».

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось аналитическим путем в соответствии с общепринятыми методиками и методами исследований; методами обобщения, анализа и аппроксимации литературного и экспериментального материала, математического (гидродинамического) моделирования физических процессов разработки нефтяного месторождения, анализа результатов исторических промысловых данных по разработке, а также методами статистики экспериментальных исследований.

Научная новнзна работы

1. Обоснованы модель и принципы разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования.

2. Обоснована необходимость учета плотных прослоев в переслаивающихся коллекторах при гидродинамическом моделировании и мониторинге разработки нефтяных месторождений.

3. Разработаны критерии эффективного применения геолого-технических мероприятий на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми прерывистыми и переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования.

Защищаемое научное положение

Применение разработанной модели трещинообразования в переслаивающихся коллекторах нефтяных месторождений, учитывающей преимущественное направление развития техногенной трещиноватости вверх по напластованию структуры, позволит повысить эффективность разработки указанных геологических объектов при реализации широкого спектра отдельных и комплексных геолого-технических мероприятий, а также повысить точность выполняемых расчетов по прогнозу эффективности и обоснованию технологических показателей разработки месторождений.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована и подтверждена результатами теоретических, экспериментальных и промысловых исследований,

их сопоставлением с результатами промышленного внедрения технологических разработок автора.

Практическое значение работы

1. Предложен способ повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в условиях переслаивающихся коллекторов, основанный на разработанной модели техногенного трещинообразования.

2. Разработанные и внедренные в производство мероприятия позволили повысить эффективность разработки Сугмутского нефтяного месторождения Западной Сибири:

• в 2011 году дополнительно добыто 80 тыс. т. нефти за счет модификации системы ППД (переход с рядной на избирательно площадную систему разработки);

• внедренный в производство комплекс мероприятий в 2010 и 2011 гг. позволил в сумме сократить непроизводительную закачку более чем на 1,8 млн. м3, а непроизводительные отборы жидкости - более чем на 247 тыс. т.; реализация мероприятий по циклическому заводнению в 2012 году позволила дополнительно добыть 1,8 тыс. т. нефти.

3. Разработаны проектные документы по разработке Сугмутского и Романовского нефтяных месторождений Западной Сибири, которые рекомендованы к внедрению Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений.

4. Разработан стандарт ОАО «Газпром Нефть» по обоснованию переводов скважин в систему ППД.

5. Полученные выводы и рекомендации на основе проведенных исследований и внедренных мероприятий могут быть применены для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в схожих с краевой восточной зоной Сугмутского месторождениям геологических условиях.

6. Разработан и рекомендован к промышленному использованию новый вязко-дисперсный водоизоляционный состав для решения проблемы опережающего обводнения добывающих скважин на месторождениях с интенсивным техногенным трещинообразованием.

Апробация работы

«Инновационные технологии - основа реализации стратегии блока разведки и добычи «Газпром нефти», Санкт-Петербург, октябрь 2010г.; SPE Техническая конференция «Оптимизация заводнения на зрелых месторождениях», Тюмень, 15-16 ноября 2011г.; XII научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Геленджик, 18-21 сентября 2012г.

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 10 печатных работах, в том числе 5 из которых входят в перечень изданий ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, заключения, списка литературы из 100 наименований. Материал диссертации изложен на 143 страницах, включает 82 рисунка, 21 таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, сформулирована цель работы, поставлены основные задачи исследований, описывается научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе приводятся краткие сведения о геологическом строении Сугмутского нефтяного месторождения, отмечены геологические особенности Восточной части рассматриваемого месторождения, обусловленные главным образом литологическим фактором и ухудшением геолого-физических свойств песчаников. Наибольшую трещиноватость имеют аргиллиты, наименьшую песчаники. Продуктивный пласт в данной части месторождения

представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов, причем, аргиллитов в разрезе в три раза больше чем песчаников. Следовательно, пласт подвержен трещинообразованию.

В связи с тем, что данное месторождение имеет значительную площадь, знание распределения проницаемости, продуктивности и других параметров по зонам имеет большое значение. В работе выполнена дифференциация значений параметров по площади. Одним из выводов является то, что приемистость нагнетательных скважин выше, чем продуктивность добывающих скважин, в среднем в 5 раз. В соответствии с теоретическими сведениями в этом случае можно говорить о подключении нецелевых интервалов. Это может быть как уход воды по нарушениям в скважинах, так и по крупным трещинам в пласте. Привлечение результатов промысловых геофизических исследований (ПГИ) в комплексе с данными гидродинамических исследований скважин (ГДИС) позволяет выявить скважины с нарушениями и отбраковать их, что особенно важно при адаптации гидродинамической модели.

Скин-фактор в нагнетательных скважинах в среднем по блокам достигает -6,4, а по отдельным скважинам отмечаются значения до -8, что свидетельствует об активном образовании техногенных трещин в пласте.

В качестве анализируемого параметра рассматривался коэффициент проницаемости. По каждому блоку был построен график значения проницаемости по скважинам, порядок расположения которых был взят в направлении запад-восток (слева -направо). Практически по всем участкам наблюдается одна и та же тенденция, представленная на рисунке 1. Как видим, в восточном направлении происходит уменьшение проницаемости пласта, т.е. в среднем по месторождению в направлении к восточному борту происходит ухудшение свойств коллектора, что прогнозирует снижение продуктивности скважин. Таким образом, результаты ГДИС подтверждают наличие анизотропии в пласте.

Рисунок 1 - Изменение проницаемое™ пласта, определенной но данным ГДИС. в восточном направлении

Выявлено, что данные геологические особенности являются характерными еще для нескольких крупных месторождений региона, таких как Романовское и Суюрминское. В главе выполнен анализ текущего состояния разработки Сугмутского месторождения и выявлены проблемы разработки как в целом по месторождению, гак и его восточной зоны в частности. С 2010 года в результате активного разбуривання восточной чаеїн основной залежи удалось сократигь темпы падения добычи нефти. Отбор от НИЗ по состоянию на 01.01.2013 составляет 89,1% при текущей обводненности продукции 86,1%. Подобное соотношение отбора от НИЗ и обводненности говорит о равномерной выработке запасов и потном вовлечении их в процесс .тренирования. Однако анализ текущего состояния разработки по блокам показывает, »по это не соответствует действительности. Месторождение разбурено не полностью, имеются зоны, не охваченные фондом скважин, имеет место процесс образования высокопроводящих каналов, провоцирующий неравномерную выработку запасов и образование локальных застойных зон.

Отмечены проблемные вопросы в разработке Сугмугского нефтяного месторождения, обусловленные:

• высоким темпом падения базовой добычи нефти, который в период 2008-2010 гг. составлял в среднем 34% в год;

• опережающим обводнением добывающего фонда от закачки;

• большой площадью низкорентабельных трудноизвлекаемых неразрабатываемых запасов нефти (расчетная технологическая эффективность бурения составляет менее 8 тыс. т. нефти на 1 скважину);

• неопределенностью локализации районов остаточных запасов нефти по участкам разработки месторождения системами горизонтальных скважин.

Анализ разработки и накопленного промыслового опыта по месторождению позволяет утверждать, что использование общепринятых принципов разработки месторождений с поровым коллектором является неприемлемым для коллекторов, подверженных интенсивному трещинообразованию. Анализ эффективности проведенных мероприятий по организации переводов в систему поддержания пластового давления скважин, позволил выявить ряд особенностей при разработке переслаивающихся коллекторов. Характерной особенностью является сильное влияние на разработку маломощных тонких прослоев. Выявлено, что на основании распространения этих плотных прослоев в пластах можно объяснять высокие скорости фильтрации воды и предлагать геолого-технические мероприятия для повышения эффективности разработки.

Вторая глава посвящена обзору литературных источников по тематике геологии и разработки Сугмугского месторождения, а также по выявленным в ходе анализа его разработки важным вопросам. Данное месторождение является одним из ключевых в филиале «Муравленковскнефтъ» ОАО «Газпромнефть ННГ». Решением различных задач геологии и разработки данного месторождения с публикацией результатов своих исследований занимались Айдашов Н.Ф., Гапонова JIM., Гуляев Д.Н., Вязовая М.А., Ипатов И.А., Карнаухов М.Л., Климов М.Ю., Кременецкий М.И., Петухов A.B., Ридель A.A.. и др.

В главе детально рассмотрены вопросы теории и практики разработки трещиноватых коллекторов. Так по классическим представлениям, выдвинутым в 1957 году [Hubbert М.К. and Wills D.G.] трещины приблизительно перпендикулярны осям наименьшего напряжения.

Согласно модели блока трещиноватого коллектора Т.Д.Гольф-Рахта перемещение флюида по трещине происходит опережающими относительно матрицы породы темпами (рисунок 2). При этом на перемещение флюида оказывают влияние как свойства матрицы, свойства и геометрия трещины, так и физические свойства самого флюида.

Нбфть

Рисунок 2 - Перемещение ВНК в блоке матрицы и трещине

В работе [Ипатов А.И., Кременецкий М.И. и др. «Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов», 2005г.] по результатам исследований, выполненных сотрудниками ООО «Газпромнефть НТЦ», делается вывод о том, что наличие в пласте суперпроводящих каналов может быть связано с присутствием в разрезе маломощных плотных прослоев. В этом случае каналы высокой проницаемости могут быть образованы как литологической неоднородностью на границе плотного прослоя, так и наличием внутри него сети трещин, которые частично могли возникнуть (либо увеличиться) под воздействием процессов закачки воды через нагнетательные скважины.

В третьей главе представлены результаты теоретических и экспериментальных исследований, приведены данные по технологической эффективности внедренных мероприятий.

В ходе работы построена гидродинамическая модель Сугмутского нефтяного месторождения. Для гидродинамического моделирования пласта БС92 Сугмутского месторождения использовалась трехмерная равновесная модель трехфазной фильтрации нефти, газа и воды без учета их компонентного состава (так называемая модель black oil). Воспроизведение истории разработки на гидродинамической модели осуществлялось посредством уточнения отдельных параметров, а также вводились множители на проводимость (создание гидродинамических барьеров и моделирование трещин при детальном геолого-технологическом обосновании).

В геологических условиях восточного борта Сугмутского месторождения преимущественным направлением трещинообразования при формировании системы ПГТД в переслаивающихся коллекторах будет направление вверх по напластованию структуры. Данный фактор обусловлен:

1. присутствием в разрезе маломощных плотных прослоев [А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий, 2005]:

• тонкие плотные прослои ограниченных размеров сами по себе подвержены различным деформационным воздействиям, в результате чего естественным образом в напряженных горных породах может образоваться внутренняя система микротрещин;

• при значительной репрессии (обычно 10-15 МПа) сеть трещин из околоскважинного пространства начинает развиваться вглубь по всему межскважинному пространству (наиболее активно - по толщине плотного пропластка, как наименее пластичной породе), способствуя при этом активной раскрываемости и увеличению протяженности в уже существующей системе трещин;

2. расположением добывающих скважин относительно нагнетательных по отметкам вертикальных глубин TVD [М.К. Hubbert, D.G. Willis, 1957]:

• по классическим представлениям трещины «приблизительно перпендикулярны осям наименьшего напряжения». Поле напряжений

может быть разложено но трем главным осям: вертикальной и двум горизонтальным. Для большинства коллекторов минимальное напряжение является горизонтальным, что приводит к вертикальной направленности трещин разрыва;

• вертикальное напряжение в осадочной толще определятся весом вышележащих пород (горным давлением) и может быть рассчитано по формуле 6= 1 44*1п"рс1Н. где р - плотность перекрывающих отложений, кг/мЗ, Н - толщина перекрывающих отложений, м. Данное уравнение может быть решено с использованием :шатраммы плотностного каротажа. При её отсутствии с достаточной точностью может быть принято приближение 22680 Па/м.

Таким образом, при корректировке модели ТД.Гольф-Рахта с учетом анализа геолого-промысловых данных получаем динамическую модель трещинообразования в переслаивающихся коллекторах при организации системы заводнения (рисунок 3).

в)

Рисунок 3 • Схема влияния закачки по плотным прослоям в переслаивающихся

коллекторах:

а) образование трещин в направлении роста структуры, «кинжальное» обводнение добывающей скважины:

б) предположение о смыкании трешин в плотных прослоях в направлении роста горного давления (в направлении «падения» структуры).

В работе А.И.Ипатова, М.И.Кременецкого, 2005г. показан пример обобщения результатов, полученных по нескольким скважинам, и была оценена связь условного комплексного параметра (КОП), характеризующего разрез в добывающей скважине, со скоростью прихода первой порции трассирующего вещества в эту скважину. Этот параметр был разработан для оценки вероятности наличия в пласте сверхпроводящих каналов фильтрации по данным анализа разреза добывающих и нагнетательных скважин исходя из определенных критериев. В диссертационной работе предлагается уточненный КОП для геологических условий Восточного борта Сугмутского месторождения со средним расстоянием между скважинами 500 м (см. таблицу).

Отмеченные особенности трещинообразования вверх по напластованию, понимание влияния новых геологических особенностей на разработку позволили обосновать, что причиной обводнения новых скважин является прорыв закачиваемых вод по техногенным трещинам. С учетом этого можно в дальнейшем планировать систему разработки и обосновывать геолого-технические мероприятия (ГТМ) и систему разработку в целом.

Модификация системы заводнения

Так, своевременное формирование площадной системы разработки по участкам нового бурения (вместо рядной) в слоистых коллекторах позволило снизить темпы падения добычи нефти по базовому фонду скважин, пробуренных в 2009-2010 гг. (рисунок 4). При формировании площадной системы разработки месторождения в условиях переслаивания нефтенасыщенных и плотных прослоев одна или несколько из добывающих скважин в элементе будут скважинами реципиентами закачки. В то же время отмечается риск интенсивного обводнения при несоблюдении режимов закачки, а также отключения из разработки добывающих скважин -реципиентов закачки в площадном элементе заводнения.

Планирование ГТМ по зарезке боковых стволов в зонах с переслаивающимися коллекторами

Выбор точки для зарезки боковых стволов должен осуществляться с учетом возможного влияния на разработку плотных прослоев

неколлекторов по участкам со сформированной системой ППД. В условиях расчлененного коллектора это точка с наибольшим горным давлением, где существует минимальная вероятность возможного прорыва закачиваемой воды по трещинам.

Составляющие комплексного критерия для оценки вероятности наличия в разрезе сверхпроводящих каналов фильтрации

№ п п Критерии Слагаемые комплексного параметра

НЕТ ДА

1* Выделение плотного пропластка по ГИС 0 1

2* Корреляция плотного пропластка по площади 0 1

3* Положение плотного пропластка относительно интервала перфорации рядом (до 2 метров) внутри

1 2

4+ Степень похожести плотного пропластка по ГИС в добывающей и нагнетательной скважинах не похож похож идентичны

0 1 2

5 Геолого-физические свойства нефтенасыщенных пропластков в добывающей скважине по отношению к нагнетательной лучше идентичны хуже

0 0.5 1

6 Расположение добывающей скважины по вертикальной глубине относительно нагнетательной (при идентификации похожих и идентичных плотных прослоев, п.4) ниже (< 2 м.) одинаковое (ровное) выше (> 2 м.)

0.5 1 2

7 Наличие нескольких похожих/ идентичных плотных пропластков 0 2

8 Замещение нефтенасыщенных пропластков в добывающей скважине на плотные 0 1

9 Среднее забойное давление в нагнетательной скважине (при идентификации похожих и идентичных плотных прослоев, п.4) < 380 атм. 380 - 420 атм. > 420 атм.

0.5 1 2

10 Наличие подтвержденных перетоков вверх по данным ГИС в нагнетательной скважине Опционально, без оценки

* пл. 1-4 из работы АЛИпатова, М.И.Кременецкого 2005 г.

% падения -24.6 оОводненность 52 3% действ фонд 105 доб /40 наго

Л Л Л А Л Л Л л Л л Л .4

А л* л- л4 А- л4 л4 Л- л4 л4

«г ч<гг У -У у -У

Л4 Ф £ Ф Ф Ф Ф Ф' й4 о4 ^

—»-Дрвы^ вмоюп фо*» —»-ДовычвфомцдоММг Добыче <К»« 3009ЛЭ10

Рисунок 4 - Динамика базовой добычи нефти всего переходящего фонда (1). скважин, пробуренных до 2009 г. (2), и скважин, пробуренных в 2009-2010 гг. (3)

Сокращение непроизводительных отборов жидкос ти и закачки По данным геолото-промыслового анализа и гидродинамического моделирования (принимая во внимание сильное влияние на разработку плотных пропластков) был предложен к внедрению комплекс мероприятий по оптимизации текущего состояния разработки. Реализация данных мероприятий в 2010 и 2011 гг. на Сугмутском месторождении позволила в сумме сократить непроизводительную закачку более чем на 1.8 млн м\ а непроизводительные отборы жидкости - более чем на 247 тыс. т. Комплексная программа оптимизации системы ППД По фонду нагнетательных скважин рассматриваемого месторождения с нарушениями технического состояния в 77% случаев подтвержден переток вверх, т.е. в результате закачки развитие трещины происходит в направлении снижения горного давления (в направлении роста структуры). Таким образом, при

слоистом коллекторе развитие техногенной трещиноватости по плотным прослоям происходит в направлении роста структуры. Анализ результатов ПГИ по месторождениям региона показывает, что более чем в 70% случаев обнаруженный переток в нагнетательных скважинах - это переток вверх.

Обоснование неуспешного бурения в краевых зонах в переслаивающихся коллекторах

По данным геолого-промыслового анализа автором отмечается более 12 примеров в краевой зоне месторождения, когда при наличии нефтенасыщенного коллектора, подтвержденного данными интерпретации результатов геофизических исследований скважин, при пуске последних в работу наблюдалась высокая обводненность скважинной продукции (более 96 %). Для этих примеров характерны следующие особенности:

• превышение пластового давления в зоне расположения скважины при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП) над первоначальным (зона не подвергнутая длительному влиянию разработки), непродолжительная (от 1 до 6 мес.) работа соседних нагнетательных скважин и мгновенное увеличение приемистости в одной из соседних нагнетательных скважин на величину дебита жидкости вводимой в эксплуатацию скважины (по данным замеров телеметрической системы);

• высокая обводненность продукции скважин при вводе в эксплуатацию и при дальнейшем увеличении депрессии отсутствие снижения обводненности продукции (не работает нефтенасыщенная часть пласта);

• отсутствие нарушений конструкции скважин (по данным проведенных ПГИ).

Все это позволяет утверждать, что причиной опережающего обводнения добывающих скважин стал прорыв воды по плотным пропласткам от ближайших нагнетательных скважин, расположенных ниже по структурным отметкам.

В четвертой главе изложены методика и результаты реологических исследований по адаптации вязко-дисперсных составов (ВДС) к условиям разработки месторождений ОАО «Газпромнефтъ-

ННГ» и филиала «Муравленковскнефть» для решения проблемы «опережающего обводнения добывающих скважин от закачиваемой воды». Исследования проводились в «Лаборатории повышения нефтеотдачи пластов» Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Результаты исследований показали, что базовые водоизоляционные ВДС, приготовленные на минерализованной воде с использованием полиакриламида (ПАА) марок БР-9 и ТЫ-СН1МЕСО-1516, практически не образуют прочную структуру, не проявляют псевдопластичных свойств и не способны увеличивать вязкость при росте температуры.

Разработан и рекомендован к промышленному использованию новый водоизоляционный вязко-дисперсный состав на основе ПАА марки Т11-СЫтесо-1516 (концентрация 1% масс.) с добавлением ацетата хрома (концентрация 0,06% масс.) и понизителя вязкости (концентрация 2% масс.), адаптированный к условиям разработки нефтяных месторождений с интенсивным техногенным трещинообразованием.

Заключение

Результаты выполненных исследований позволили сформулировать основные выводы и рекомендации по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования.

1. Классическая теория заводнения о расположении нагнетательных скважин в пониженных частях структуры применительна только к выдержанным коллекторам с относительно хорошими геолого-физическими свойствами. В условиях переслаивающихся коллекторов необходимо учитывать присутствие в разрезе продуктивного пласта маломощных плотных прослоев и расположение добывающих и нагнетательных скважин относительно вертикальных глубин.

2. Предложена новая модель трещинообразования в переслаивающихся коллекторах нефтяных месторождений, учитывающая преимущественное направление развития техногенной

трещиноватости вверх по напластованию структуры, которая позволяет выявить особенности организации системы ППД, проведения геолого-технических мероприятий и доразведки краевых зон таких месторождений. На основе уточнения комплексного параметра, характеризующего изменение состояния продуктивного пласта в переслаивающихся коллекторах, даны рекомендации по повышению эффективности разработки таких объектов. Обоснованы геологические причины неуспешного бурения в краевых зонах переслаивающихся коллекторов Сугмутского нефтяного месторождения Западной Сибири.

3. Реализован крупномасштабный проект опережающего бурения скважин Восточного участка Сугмутского нефтяного месторождения. За период 2009-2012 гг. пробурено более 200 новых скважин и организована система поддержания пластового давления. Параллельно с этим решались и задачи по оптимизации разработки по переходящему фонду скважин. Проведенные мероприятия (организация площадной системы заводнения, зарезки боковых стволов, циклическое заводнение, программа сокращения непроизводительных отборов и закачки, доразведка краевой зоны месторождения) позволили получить значительный технико-экономический эффект.

4. Полученные научные результаты нашли широкое практическое применение на Сугмутском месторождении и рекомендуются к реализации на аналогичных объектах других нефтяных месторождений.

5. Разработан и рекомендован к промышленному использованию новый водизоляционный вязко-дисперсный состав для решения проблемы опережающего обводнения добывающих скважин на месторождениях с интенсивным техногенным трещинообразованием.

Содержание диссертации отражено в следующих основных печатных работах.

1. Вязовая М.А. Исследование латеральной анизотропии пласта на эффективность работы горизонтальных скважин на примере Сугмутского месторождения / М.А.Вязовая, М.Б.Шевелев // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №12. - С. 46-49.

2. Шевелев М.Б. Особенности разработки краевых зон с ухудшенными по свойствам коллекторами (на примере месторождений Западной Сибири) / М.Б.Шевелев // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №4. - С. 102-105.

3. Шевелев М.Б. Планирование комплекса мероприятий по оптимизации разработки по данным геолого-промыслового анализа, геологического и гидродинамического моделирования (на примере месторождения Западной Сибири) / М.Б.Шевелев // Нефть.Газ.Новации. - 2012. - №6. - С. 23-26.

4. Шевелев М.Б. О необходимости модификации системы заводнения в процессе разработки месторождения / М.Б.Шевелев // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №12. - С. 40-43.

5. Вязовая М.А. Комплексный анализ данных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований как основа проектирования и мониторинга разработки Сугмутского нефтяного месторождения / М.А.Вязовая, М.Б.Шевелев // Вестник ЦКР Роснедра. - 2012. - №6. - С. 27-31.

РИЦ Горного университета. 26.09.2013. 3.508. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шевелев, Михаил Борисович, Санкт-Петербург

ФГБОУВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

ООО «Газпромнефть НТЦ»

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

На правах рукописи

ШЕВЕЛЕВ МИХАИЛ БОРИСОВИЧ

Диссертация

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: д.т.н., профессор М.К. Рогачев

О -СМ 05

3 °

Санкт-Петербург - 2013

Оглавление

Введение..................................................................................................................................................4

Глава 1 Геологическое строение и анализ текущего состояния разработки Сугмутского месторождения.......................................................................................................................................8

1.1 Анализ геологического строения месторождения....................................................................8

1.1.1 Общие сведения о месторождении....................................................................................8

1.1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения............................................8

1.1.3 Нефтегазоносность месторождения................................................................................15

1.2 Анализ текущего состояния разработки Сугмутского месторождения.............................23

1.2.1 Анализ испытания, опробования и ГДИ разведочных скважин и скважин эксплуатационного фонда по месторождению......................................................................23

1.2.2 Характеристика энергетического состояния месторождения...................................37

1.2.3 Анализ эффективности осуществляемой системы разработки................................41

1.2.4 Оценка выработки запасов нефти..................................................................................44

1.2.5 Примеры техногенного трещинообразования вверх по напластованию (по данным геолого-промыслового анализа)...............................................................................47

Глава 2 Обзор литературного материала по тематике диссертационного исследования ....63

2.1 Понятие трещина..........................................................................................................................63

2.2 Образование трещин....................................................................................................................64

2.3 Механизм извлечения нефти из трещиноватых коллекторов.............................................67

2.4 Причины высоких скоростей фильтрационных потоков.....................................................71

2.5 Теория и практика заводнения нефтяных месторождений..................................................78

2.6 Практические примеры разработки коллекторов с техногенной трещиноватостью.....79

2.7 Примеры литературных материалов посвященным вопросам геологии и разработки

Сугмутского месторождения.............................................................................................................81

Глава 3 Научное обоснование и технологические решения по оптимизации разработки...85

3.1 Геологическая и гидродинамическая модели Сугмутского месторождения....................85

3.2 Комплексный подход к обоснованию переводов в ППД.......................................................95

3.3 Модификация системы заводнения.........................................................................................101

3.4 Модификации комплексного параметра для выделения преимущественного направления обводнения по маломощным плотным прослоям.............................................106

3.5 Модель трещинообразования вверх по напластованию структуры по маломощным плотным прослоям. Обоснование не успешности бурения в краевых зонах в переслаивающихся коллекторах....................................................................................................108

3.6 Комплексный подход к решению актуальных задач разработки.....................................109

3.7 Комплексная программа оптимизации системы ППД........................................................119

Глава 4 Результаты экспериментальных исследований. Лабораторные реологические исследования по адаптации композиции вязко-дисперсионных составов (ВДС) к условиям

разработки месторождений ОАО «Газпромнефть-ННГ» и филиала

«Муравленковскнефть»...................................................................................................................121

4.1 Общие сведения об эксперименте............................................................................................121

4.2 Реологические исследования композиций ВДС, приготовленных без использования сшивателя...........................................................................................................................................121

4.2.1 Методика приготовления композиций........................................................................121

4.2.2 Методика проведения реологических исследований................................................122

4.2.3 Результаты реологических исследований...................................................................122

4.3 Реологические исследования композиций ВДС, приготовленных с использованием

сшивателя...........................................................................................................................................125

4.3.1 Методика приготовления композиций........................................................................125

4.3.2 Методика проведения реологических исследований................................................127

4.3.3 Результаты реологических исследований и их интерпретация..............................127

4.4 Выводы к главе...........................................................................................................................128

Заключение.........................................................................................................................................133

Список литературы..........................................................................................................................134

Введение

Задачи, стоящие перед нефтяной промышленностью в России и перед нефтяными компаниями достаточно типичны [79]. Современное состояние разработки месторождений характеризуется ростом доли трудноизвлекаемых запасов. Значительное их количество разведано, но не введено в разработку.

Актуальность темы исследований

Большинство месторождений Западной Сибири в настоящее время находится на завершающей стадии разработки, на которой высокая обводненность скважинной продукции обусловлена значительной выработкой запасов. Запасы нефти, не вовлечённые в разработку, относятся к трудноизвлекаемым, что определяется такими факторами как низкая проницаемость коллектора и высокая послойная неоднородность по разрезу продуктивного пласта (переслаивание тонких нефтенасыщенных и плотных пропластков). Геолого-промысловый анализ показывает, что в указанном типе коллектора происходит интенсивный процесс образования техногенной трещиноватости, что влечет за собой неконтролируемую и непроизводительную циркуляцию жидкости и является одной из причин преждевременного обводнения добывающих скважин, а также способствует образованию не вовлеченных в разработку зон.

Цель работы - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений в условиях сложного геологического строения, когда продуктивный пласт представлен переслаиванием плотных пропластков, преимущественно аргиллитов, с нефтенасьпценными пропластками малой толщины.

Идея работы заключается в применении нового научного подхода к разработке нефтяных месторождений в условиях переслаивающихся коллекторов, обосновывающего преимущественное направление техногенного трещинообразования вверх по напластованию структуры.

Задачи исследований

1. Выявление геологических особенностей краевой зоны Сугмутского нефтяного месторождения.

6. Проведение лабораторных реологических исследований по адаптации вязко-дисперсных составов (ВДС) к условиям разработки месторождений ОАО «Газпромнефть-ННГ» и филиала «Муравленковскнефть» для решения проблемы «опережающего обводнения добывающих скважин от воды, закачиваемой в систему ППД».

Методы решения поставленных задач

Научная новизна работы

Защищаемое научное положение

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована и подтверждена результатами теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, их сопоставлением с результатами промышленного внедрения технологических разработок автора.

Практическое значение работы

• в 2011 году дополнительно добыто 80 тыс. т. нефти за счет модификации системы III1Д (переход с рядной на избирательно площадную систему разработки);

• внедренный в производство комплекс мероприятий в 2010 и 2011 гг. позволил в сумме сократить непроизводительную закачку более чем на 1,8 млн. мЗ, а непроизводительные отборы жидкости - более чем на 247 тыс. т.; реализация мероприятий по циклическому заводнению в 2012 году позволила дополнительно добыть 1,8 тыс. т. нефти.

4. Разработан стандарт ОАО «Газпром Нефть» по обоснованию переводов скважин в систему

ппд.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на различных научно-практических конференциях (всего участие в 8 конференциях), основные из которых следующие: Всероссийская конференция-конкурс студентов выпускного курса «Проблемы освоения полезных ископаемых», 2005г., Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет); I Международная научно-практическая конференция «Инновационные технологии - основа реализации стратегии блока разведки и добычи «Газпром нефти», Санкт-Петербург, октябрь 2010г.; БРЕ Техническая конференция «Оптимизация заводнения на зрелых месторождениях», Тюмень, 15-16 ноября 2011г.; XII научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Геленджик, 18-21 сентября 2012г.

Публикации

Глава 1 Геологическое строение и анализ текущего состояния разработки Сугмутского месторождения

1.1 Анализ геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения о месторождении

Сугмутское нефтяное месторождение расположено в северной части Сургутского нефтегазоносного района.

В административном отношении находится на территории Надымского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого Автономного округа Тюменской области в 100 км к северо-западу от г.Ноябрьска и характеризуется достаточно развитой инфраструктурой. В непосредственной близости расположены Романовское, Суторминское, Муравленковское месторождения.

1.1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения

Геологический разрез Сугмутского месторождения представлен толщей терригенных песчано-глинистых отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающего на размытой поверхности доюрских пород. Основной нефтеносный объект Сугмутского месторождения - продуктивный пласт БС9 - приурочен к нижней подсвите усть-балыкской свиты нижнего отдела меловой системы.

Нижняя подсвита сложена песчаными пластами и разделяющими их глинистыми покрышками. Выделяется комплекс песчаных тел горизонта БС9, с которым связаны промышленные скопления нефти. Водонасыщенные пласты БС90 и БС91 отделены от нефтенасыщенного БС9 мощным слоем тонкоотмученных аргиллитов толщиной от 40 до 80 м, что является достаточным для исключения возможности перетока воды по трещинам. Фрагмент корреляции, иллюстрирующий это, представлен на рисунке 1.1.

Формирование мегарезервуара БС9 Сугмутского месторождения происходило в неокомском морском бассейне и контролировалось положением его основных морфологических элементов - зоны шельфа, морского склона и морского дна. Источники поступления обломочного материала находились к востоку от месторождения. Заполнение бассейна осадками осуществлялось в направлении с востока на запад в условиях, когда их объём не компенсировал уровня погружения морского дна, которое сопровождало этот процесс.

В результате реализации указанных условий, морской бассейн последовательно с востока на запад (в основном) и с юга на север (частично) заполнился серией субпесчаных тел,

которые и сформировали единый резервуар, перекрытый впоследствии в результате относительно крупной трансгрессии моря выдержанной глинистой покрышкой.

Рисунок 1.1- Фрагмент корреляции разреза нижнемеловых отложений по скважинам 2115-1912-2008-2010

Внутренняя структура образовавшейся гигантской линзы песчаного материала характеризуется косой макрослоистостью, соответствующей регрессивным циклам формирования отдельных песчаных тел. Таким образом, пласт БСд имеет сложное строение. Внутри �

Информация о работе

Шевелев, Михаил Борисович
кандидата технических наук
Санкт-Петербург, 2013
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы