Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах юго-запада Южно-Татарского свода

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах юго-запада Южно-Татарского свода"

РГо ОД 1 2 СЕН 2ССЭ

На правах рукописи

ПОПОВ АЛЬБЕРТ МИХАЙЛОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ЮГО-ЗАПАДА ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА

Специальность 04.00.17 «Геология, погски и разведка нефтяных и газовых месторождении»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Уфа 2000

Работа выполнена в НГДУ «Аксаковнефть» - филиале АНК Баш-нефть и в Башкирском научно-исследовательском и проектном институте (Башнипинефть) - филиале АНК Башнефть

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Лозин Е.В.

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Хайрединов Н.Ш.

Кандидат технических наук, старший научный сотрудник Козлов Ю.А.

Ведущее предприятие:

институт ТатНИПИнефть

Защита состоится 8 июня 2000 г. в 1400 часов на заседании диссертационного Совета Д 104.01.01 при Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности (Башнипинефть) по адресу: 450077, г.Уфа ул. Ленина, 86

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башнипинефть

Автореферат разослан

2000 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета^

Масагутов Р.Х.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы: В последние годы в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции установилась тенденция к снижению объемов добычи нефти, обусловленная высокой степенью выработки запасов из высокопродуктивных месторождений и залежей. В структуре извлекаемых запасов, как находящихся в разработке, так и вновь открываемых, все возрастающую долю составляют трудноизвлекаемые запасы, оцениваемые в 40-50% от всех извлекаемых запасов. В Башкортостане доля трудноизвлекаемых запасов достигла 51%.

В трудноизвлекаемых запасах преобладают запасы нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах сложного геологического строения с чрезвычайно изменчивой структурой порового пространства и малой неф-тенасыщенной толщиной. Основные запасы нефти в карбонатных коллекторах сосредоточены в регионально нефтеносных турнейских и верей-башкирских отложениях. В результате анализа разработки залежей в карбонатных коллекторах рядом авторов сделан вывод, что при изменении расстояний между скважинами от 800 до 200 м около 92 % скважин не взаимодействуют, что говорит о наличии значительных недренируемых зон. Уменьшение площади залежи, приходящейся на одну скважину, от 60 до 9 га/скв. приводит к увеличению нефтеизвлечения, при этом коэффициент извлечения нефти из карбонатных коллекторов может увеличиться до 36%. Однако, в настоящее время темпы разработки и достигнутая нефтеотдача остаются невысокими. Механический перенос технологий, по которым разрабатываются залежи нефти с терригенными коллекторами, на карбонатные коллектора сложного геологического строения, не приводит к улучшению показателей разработки. Нужны неординарные решения и новые технологии, учитывающие минеральный состав коллектора, условия его образования, постседиментационные процессы, которые приводят к существенному изменению первичной структуры порового пространства - его усложнению и ухудшению коллекторских свойств пласта.

Медленный ввод залежей нефти в карбонатных коллекторах в разработку и часто их неполное разбуривание проектными сетками скважин объясняются низкими начальными дебатами нефти - 1 -3 т/сут на скважину и быстрым их обводнением из-за низкого качества строительства

скважин. При первичном и вторичном вскрытии не обеспечивается сохранность естественных коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

В результате отрицательного влияния на состояние призабойной зоны скважин при первичном вскрытии таких явлений, как проникновение глинистого раствора в пласт задавливание цементного раствора в поры, трещины и каверны при креплении эксплуатационной колонны, а также кольматация перфорированных отверстий из-за низкого качества жидкостей вторичного вскрытия, продуктивность нефтяных скважин снижается многократно. Наибольшую озабоченность вызывает применяемая в настоящее время технология завершения скважин в залежах с карбонатными коллекторами, содержащими трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) нефти, в которых мероприятия по восстановлению продуктивности пластов являются более сложными и дорогостоящими, чем в объектах, с так называемыми активными запасами.

Актуальность исследований в этой области обусловлена сложностью геологического строения карбонатных коллекторов и процессов эффективного извлечения нефти из них.

Цель работы: Повышение эффективности разработки трудноизвле-каемых запасов нефти в карбонатных коллекторах месторождений юго-запада Южно-Татарского свода.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ:

1. Выявление отличительных особенностей геологического строения карбонатных коллекторов кизеловского горизонта турнейского яруса месторождений юго-запада Южно-Татарского свода.

2. Анализ и обобщение результатов исследования керна. Изучение зависимостей между пористостью и проницаемостью, остаточной нефте-насыщенностью и проницаемостью, толщиной нефтенасыщенного пласта коллектора и продуктивностью скважин.

3. По результатам опытно-промышленных работ оценка эффективности сохранения естественных коллекторских свойств призабойной зоны пласта с использованием устройства селективной изоляции пласта и «Технологии освоения скважин после бурения, оснащенных модульным отсекателем пласта».

4. Научное обобщение результатов и эффективности использования в качестве вытесняющего агента в системе поддержания пластового давления высокоминерализованных термальных вод терригенного девона, а также опытно-промышленных работ по циклическому заводнению карбонатных коллекторов.

5. Исследование результативности бурения горизонтальных скважин (ГС) на залежи нефти в карбонатных коллекторах Знаменского и Бал-кановского месторождений. Изучение полученных геолого-промысловых данных при испытании и внедрении методов увеличения нефтеотдачи и обработки призабойных зон и выдача научных рекомендаций по их дальнейшему применению.

6. Научная геолого-экономическая оценка эффективности осуществляемой технологии разработки.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА ВЫПОЛНЕННОЙ РАБОТЫ:

1. Создана комплексная технология разработки нефтяных месторождений, учитывающая распределение нефтенасыщенных толщин пласта по площади, тип коллектора, строение пустотного пространства и предусматривающая использование в качестве вытесняющего агента при площадной системе заводнения высокоминерализованных, термальных вод терригенного девона, а также оптимальную систему размещения нефтяных, нагнетательных и водозаборных скважин.

2. Разработано устройство селективной изоляции пласта: Патент 2055159 (РФ) и Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта: Патент Н2136873 (РФ), - сохраняющие его естественную продуктивность.

3. Разработана уникальная технология циклического заводнения на основе установленного типа коллектора.

4. Обоснованы для увеличения нефтеотдачи: - применение микробиологических технологий на основе САИ Патент Н2132456 (РФ) «Состав для вытеснения нефти из пласта» -бурение нефтяных скважин.

5. Комплексный подход к решению проблемы повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в сложнопостро-енных карбонатных коллекторах привел к рентабельной разработке Знаменского месторождения. Экономические показатели за последние 5 лет приведены в таблице 1.

Таблица 1

Экономические показатели Ед. измер. 1995 1996 1997 1998 1999

Рентабельность % 2,8 3,4 12,9 12,7 19,6

Прибыль тыс.р 2601,7 3729,2 12399,8 13399,5 13148,0

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В диссертационной работе защищаются следующие основные положения:

1. Выявленные отличительные особенности геологического строения коллекторов кизеловского горизонта турнейского яруса Знаменского месторождения.

2. Технология вторичного вскрытия пласта с использованием модульного отсекателя пласта МОП 146-230

3. Механизм и эффективность использования высокоминерализованных термальных вод терригенного девона в качестве вытесняющего агента нефти из карбонатов турне.

4. Комплексная технология разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах турне Знаменского месторождения.

Эффективность реализуемой системы разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах кизеловского горизонта в основном определяется тремя наиболее значительными факторами: 1. Учетом особенностей геологического строения продуктивных отложений с установлением типа коллектора по емкостной характеристике как - трещинно - кавернозно по-ровый и по фильтрационной, как порово - кавернозно - трещинный. 2. Использованием в системе ППД в качестве вытесняющего агента высокоминерализованных термальных вод терригенного девона при низких давлениях нагнетания. 3. Применением технологии циклического заводнения.

Реализованная система разработки была распространена в дальнейшем на месторождения: Городецкое, Тарасовское, Яновское, и Еремин-ское, объединенных в 1993 г. со Знаменским в качестве составных площадей.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно - практической республиканской конференции «Проблемы разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами (г.Уфа, июнь 1997 г), научно-технических семинарах. «Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Башкортостана» (г.Уфа, АНК Башнефть, апрель 1996). Научно-технической конференции, посвященной 50 - летию УГНТУ «Проблемы нефтегазового комплекса России (Уфа, май 1998).

По теме диссертации автором опубликовано 23 печатных работы. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит приоритет в постановке задач, их решение, организация внедрения в производство, обобщение и анализ полученных результатов, а также расширение объема их использования. Диссертационная работа состоит из введения и 4 разделов, написана на 127 листах машинописного текста, содержит 30 рисунков и 29 таблиц. Список использованной литературы включает 82 наименования.

Практическая ценность и реализация работ в промышленности

На Знаменском месторождении в НГДУ «Аксаковнефть» в практику внедрены:

1. Результаты визуального и лабораторного изучения кернового материала и гидродинамических исследований скважин, с помощью которых установлен тип карбонатного коллектора.

2. Установлены зависимости между продуктивностью скважин и перфорированной нефтенасыщенной толщиной пласта, пористостью и проницаемостью, проницаемостью и остаточной нефтенасыщенностью.

3. Порог минимальной пористости, характеризующей пласт как коллектор, скорректирован с 8 до 6%.

4. Уточнен тип залежи: ранее она определялась как массивная, в диссертации - как структурно-литологическая, что важно для проектирования системы разработки и полноты вскрытия пласта. .

5. Рациональная схема разбуривания и обустройства месторождения при использовании термальных девонских вод в системе ППД, позволившая уменьшить изъятие земли у сельскохозяйственного производства, снизить затраты на обустройство, решить вопрос комплексного обслужи-

вания кустов скважин, улучшить охрану природы и увеличить нефтеотдачу на 6 %.

6. Для сохранения естественных свойств пласта внедрены устройства по селективной изоляции пласта (УСИП), модульные отсекатели пласта (МОП - 146/230) и технология освоения скважин, оснащенных МОП.

7. На остальных карбонатных месторождениях реализованы оптимальные сетки скважин и внедрены предложенные технологии первичного вскрытия пласта.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации

В первой главе рассмотрено геологическое строение карбонатных коллекторов турнейского яруса Шкаповского, Знаменского, Згурицкого нефтяных месторождений юго-запада Южно-Татарского свода.

Указанные месторождения по карбонатному нижнему карбону локализуются в Шкаповско-Знаменско-Згурицкую группу, приуроченную к возвышенной области, контролируемой изогипсой - 1300 м. Здесь установлены собственно Знаменская, Городецкая, Тарасовская, Яновская и Ереминская залежи (позднее объединенные в Заменское месторождение), а также Згурицкое месторождение на северо-западе и Шкаповская залежь в пределах одноименного крупного нефтяного месторождения. Самым представительным является среднее по запасам Знаменское месторождение, разработка которого ведется параллельно с его доразведкой. Палеозойская осадочная толща на месторождении представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем. Продуктивны пласт Д1 терригенного девона, турнейский ярус (пласт ТК31) и терригенная толща нижнего карбона (ТТНК, пласт СУ1). Основным по запасам является пласт ТК31 турне, на долю которого приходится 74,2% НИЗ месторождения.

В тектоническом отношении, месторождение раположено в прику-польной части Южно-Татарского свода и представляет собой по кровле турнейского яруса обширное (размерами 30x15 км), контролируемое единым основанием карбонатное сооружение с локальными террасовидными осложнениями. Погружение кровли турнейского яруса прослеживается в

южном направлении от абс. отметки-1250 м до отметки -1315м, т.е. на 65 м на расстоянии 30 км.

Общее погружение ВНК с севера на юг составляет 67 м. Такое формирование ВНК обусловлено структурно-литологическими факторами: контуры нефтеносности контролируются зонами замещения коллектора, к повышенным абсолютным отметкам кровли турнейского яруса приурочены наибольшие (до 10м) нефтенасыщенные толщины продуктивного пласта. В результате комплексного изучения зоны перехода продуктивного пласта от нефтенасьнценной к водонасыщенной автором уточнен тип залежи. Ранее она рассматривалась как массивная в диссертации - как структурно-литологическая, что является чрезвычайно важным для выбора системы разработки.

Средняя нефтенасыщенная толщина пласта ТК31 по месторождению составляет 2,8 м при максимальной 10 м, при этом доля коллекторов с толщиной более 4 м составляет всего 22,6%, а менее 4м- 77,4%. В основном, продуктивный пласт на эксплуатационных площадях представлен одним монолитным пропластком. Коэффициент расчлененности составляет 1,3, песчанистости - 0,75, выдержанности 0,839. В среднем пористость по керну составляет 10,9% по нефтенасыщенным образцам 10,8%, водона-сыщенным- 10,39%.

Установлена прямая зависимость между толщиной пласта и пористостью: меньшим толщинам соответствует меньшая пористость, а большим толщинам - большая пористость.

Визуально в образцах керна просматривается обильное наличие каверн размерами от 0,5 мм до 20 мм.

Исследование кернового материала показало, что в структуре пустотного пространства заметно доминируют поры выщелачивания. Структура пустотного пространства породы-коллектора имеет неоднородный, сложный характер, обусловленный комбинированным влиянием постседимен-тационных процессов: кальцитизации, перекристаллизации, сульфатизации, доломитизации, окремнения, стилолитизации и др., оказавших преимущественно отрицательное влияние на формирование кол-лекторских свойств пласта. Отмечается высокая степень стилолитизации пород, с которой связаны открытые микротрещины. Их постседиментаци-онное развитие и преобразование проходило в динамичной тектонической обстановке, способствующей развитию микротрещиноватости в породе.

Абсолютная проницаемость карбонатного пласта по воздуху изменяется в широких пределах: от 0,0001 до 0,160 мкм2. По нефтенасыщенным образцам средняя проницаемость составляет 0,0078 мкм2, по водонасы-щенным всего 0,0008 мкм2 и в целом по пласту - 0,0068 мкм2. Анизотропия пласта незначительная. По гидродинамическим исследованиям (ГДН) 56 скважин средняя проницаемость составила 0,107мкм2, что в 13 раз превышает керновую проницаемость. Керн с пористостью до 8% в основном оказался непроницаемым. Пятнистый характер нефтенасыщенности поднятого из скважин керна является следствием прерывистого распределения пористости и проницаемости в пласте. Установлена связь между пористостью и проницаемостью, имеющая степенную зависимость.

Из сопоставленных данных о проницаемости по ГДН и по керну, а также по приведенным выше данным о вторичных процессах в пористой среде следует вывод, что основными дренами в карбонатных коллекторах кизеловского горизонта являются микротрещины различного генезиса. Этот вывод весьма важен для последующего обоснования циклического заводнения и совершенствования технологии первичного и вторичного вскрытия пластов, сохраняющих их природную продуктивность.

Остаточная нефтенасыщенность определена по 479 промытым фильтратом бурового раствора образцам керна и составляет по месторождению в среднем 0,31. Установлена корреляционная связь остаточной водонасы-щенности и пористости, из которой следует, что остаточная водонасы-щенность интенсивно растет при пористости менее 10%.

По содержанию серы (2%), смол (11,8%) парафина (3,3-4,7%), нефти кизеловского горизонта относятся к типу высоко-сернистых, смолистых и . парафинистых. Природный режим залежей упругий и упруго-водонапорный со слабо активными контурными водами, в отдельных зонах - упругий.

Особенности геологического строения месторождения обусловлены палеогеографической и структурно-фациальной обстановкой, существовавшей в турнейское время в районе Знаменского месторождения. В конце турнейского века на Южно-Татарском своде существовал режим мелководного шельфа, характеризующийся повышенной активностью, хорошей аэрацией, прогревом и освещением морских водных масс. Такие условия способствовали повсеместному накоплению толщ органогенных, органо-генно-детритовых, сгустковых известняков с высоким содержанием орга-

нического вещества (Сорт. 3-5%), обусловленных обогащением вод зоопланктоном.

Первичная обогащенность зоопланктона липидами способствовала повышенному накоплению углеводородов. Доманикоидные отложения (М.И. Зайдельсоном, З.Я.Суровиковым, Л.Л.Казьминым, С.Я Вальнбау-мом, Е.Г.Семеновой) формировались в недокомпенсированных осадками впадинах и прогибах. Глубина эпиконтинентального морского водоема нормальной солености составляла 100-300 м. Нефтеносность самих дома-никоидов установлена на территории Татарстана, Пермской и Оренбургской областей, Удмуртии и Башкортостана. Месторождения, в основном структурно-литологического типа. Коллекторы порово-трещинные и по-рово-кавернозно-трещинные с низкой полезной емкостью и гидропровод-ностью. Отсюда следует сложность освоения низкопроницаемых коллекторов, усугубляющаяся для доманикоидов присутствием глинистого и кремнистого вещества в пустотном пространстве. Высокая степень литологической неоднородности этих коллекторов связана с особенностями их формирования. Запасы нефти в таких сложнопостроенных коллекторах, относятся в основном к категории трудноизвлекаемых.

Во второй главе обобщены по научным публикациям основные причины снижения естественной продуктивности пласта при вскрытии его бурением. Отрицательное влияние на продуктивность скважины при первичном вскрытии с промывкой глинистыми растворами в условиях репрессии на пласт, а также цементного раствора при креплении эксплуатационной колонны специалистами нефтяниками общепризнано и не вызывает сомнений. Неоднозначна лишь оценка величины снижения, так как она зависит от множества факторов. Диссертантом установлен количественно интервал величины снижения продуктивности, предложены совместно с другими исследователями и внедрены на месторождении устройства и технологии по сохранению естественной продуктивности при первичном и вторичном вскрытии пластов.

Анализ результатов цементирования скважин на ряде месторождений Башкортостана и других нефтяных регионах, показал, что даже при высокой проницаемости пластов, но склонных к гидроразрыву при одноступенчатом цементировании, продуктивность их снижается в 2 раза. Испытания скважин, обсаженных и необсаженных в зоне продуктивных пластов, показали снижение продуктивности терригенных коллекторов

при контактировании с цементом в 4 раза. Увеличение коэффициента продуктивности карбонатных коллекторов, после многократных соляно-кислотных обработок, по многочисленным исследованиям в среднем в 3 раза, также подтверждает значительное снижение естественной продуктивности при обычной технологии строительства скважин. Практикой установлено, что трещиноватые и кавернозные карбонатные коллектора в результате цементирования эксплуатационной колонны, часто оказываются абсолютно бесприточными без проведения соляно-кислотной обработки перед освоением.

С учетом изложенного и выявленных особенностей геологического строения продуктивной толщи автором диссертационной работы совместно с Р.Ш. Рахимкудовым, И.Ф. Афридоновым, [Н.В. Фарраховым[ Ф.М. Валиахметовым в 1989-1993 годах были созданы и внедрены «Устройства селективной изоляции продуктивного пласта» (УСИП) при цементировании эксплуатационной колонны, позволяющие исключить контакт цементного раствора с продуктивным пластом. Опытно-промышленное внедрение первых конструкций УСИП, предусматривающих вторичное вскрытие продуктивного пласта кумулятивной перфорацией показало, что коэффициент продуктивности возрастает в среднем в 3 раза. Однако, в течение 1-2 лет эксплуатации, скважины интенсивно обводнялись и эффект по нефти прекращался. Причиной интенсивного обводнения продукции опытных скважин является нарушение герметичности цементного кольца при кумулятивной перфорации. Для исключения отрицательного воздействия кумулятивной перфорации была разработана усовершенствованная конструкция устройства, так называемый модульный отсекатель пласта (МОП -146-230) и предложена автором технология бесперфораторного вскрытия продуктивного пласта [Патент №21368-73].

С 1996 года, после организации производства модульного отсекателя пласта в условиях механического цеха Белебеевского управления буровых работ, все эксплуатационные скважины, бурящиеся на кизеловский горизонт, оснащаются МОП 146-230. Всего оснащено на 01.10.99 г. 50 скважин.

Диссертантом установлено, что разработанная технология вторичного вскрытия пласта повышает коэффициент продуктивности в 2 раза, изменяясь от 1,73 до 2,5 раза. Удельный коэффициент продуктивности, учитывающий нефтенасыщенную толщину пласта, увеличивается при этом в

среднем в 2,7. раза, изменяясь от 2 до 3,9 раза. Удельная добыча нефти с 1 м нефтенасыщенной толщины в первый год эксплуатации возросла всего в 1,73 раза. За второй год кратность удельной добычи возросла до 3,6 раза. Такое увеличение продуктивности во времени говорит об очистке приза-бойной зоны от ингредиентов, промывочной жидкости и шлама, внедрившихся в коллектор при первичном вскрытии. Это стало возможным в связи с отсутствием цементного кольца в интервале продуктивного пласта.

Дополнительная добыча нефти, рассчитанная с учетом кратности увеличения удельной добычи по состоянию на 01.10.99 года, составила: по 28 скважинам, где вскрыт карбонатный коллектор кизеловского горизонта -55,9 тыс.т и по 10 скважинам, где эксплуатируется песчаный пласт старооскольского горизонта, 84,7 тыс.т.

В третьей главе выполнен анализ применяемых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и обработок призабойной зон скважин.

По анализируемому объекту основным видом воздействия на приза-бойную зону являлся традиционный для карбонатных отложений вид воздействия - различные модификации соляно-кислотных обработок (простые СКО, термо-кислотные с использованием магния, пено-кислотные и др.).В последние годы наметилась тенденция к снижению эффективности СКО. С увеличением кратности обработок эффективность снижается. В результате обобщения в диссертации опыта соляно-кислотных обработок на Знаменском месторождении выявлено влияние различных геологических и технологических параметров на эффективность СКО.

На этой основе были проведены исследования, направленные на оптимизацию соляно-кислотного воздействия и прогнозирование ожидаемой эффективности. При этом использовался один из диагностических методов распознавания образа - последовательная процедура Вальда. Всего было проанализировано 128 обработок, из которых 88 дали положительный эффект в виде дополнительной добычи нефти, в 40 скважинах эффект не был получен. В результате анализа выявлено, что наибольшее влияние на эффективность солянокислотных обработок оказывают: кратность проведения обработок; обводненность продукции скважин; нефтенасыщенная толщина пласта, количество прослоев и количество закаченной кислоты. Установлено, что при проведении первых кислотных обработок вероят-

ность получения положительного эффекта составляет более 50%. При проведении последующих обработок вероятность существенно снижается. Предпочтительно, чтобы обводненность продукции была не более 30%, т.к при большей обводненности может быть получен отрицательный результат. Если накопленная добыча нефти до СКО более 20 тыс.т и пластовое давление ниже 0,7 начального, количество неэффективных операций превышает 50%. После проведения факторного и регрессионного анализов получена модель зависимости общего прироста добычи нефти по ограниченному объему информации, имеющая вид:

AQ = 25,8 - 36,4Н + 0,38 Qmax - 0,015 днак + 31Нэ +66п + 3,74 Vk -

1,14 цн,

где AQ - прирост добычи нефти, т,

Н - кратность проведения СКО,

Q шах - максимальный дебит скважины, т/мес,

Нэ - эффективная нефтенасыщенная толщина в пласт скважине, м,

п- количество нефтенасыщенных пропластков,

Vk — объем закачанной кислоты, м3,

цн - вязкость пластовой нефти мПа*сек.

Множественный коэффициент корреляции полученной модели изменяется в интервале 0,414-0,592, т.е. вполне приемлем для практической деятельности. Полученные зависимости заложены в программу для ЭВМ, по которой идет подбор скважин для СКО с заданной эффективностью. На основании установленных закономерностей составлено в 1989 году Методическое руководство «Геолого-технологическое обоснование выбора скважин для СКО с целью повышения эффективности воздействия на при-забойную зону сложнопостроенных, низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах». С внедрением методического руководства уменьшилось количество неэффективных обработок с 22 до 16%. Под-тверждаемость рассчитанной и фактически полученной дополнительной добычи нефти увеличилась в среднем на 7 %.

Полученная модель обеспечивает удовлетворительную точность прогноза величины эффекта от проведения СКО и позволяет повысить результативность обработок за счет выбора скважин с определенными геолого-физическими условиями и технологическими параметрами обработки.

На месторождениях кроме СКО применяются физико-химические, микробиологические, физико-гидродинамические и гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Базовой технологией является применение по предложению диссертанта в качестве вытесняющей агента в системе заводнения Знаменского месторождения высокоминерализованных (плотностью 1,18-1,19 г/см3), термальных (температура 39-40°С) вод терригенного девона, имеющихся в разрезе месторождения.

В проекте разработки предусматривалось использование в системе ППД пресных вод. Но по лабораторным исследованиям Башнипинефть относительные фазовые проницаемости (ОФП) для нефти в низкопроницаемых карбонатах турнейского яруса по образцам из Манчаровского, Арланского, Таймурзинского месторождений Башкирии при замене пресной воды на минерализованную сточную увеличиваются при водонасы-щенности 20% в 2,6 раза, при водонасыщенности 50% в 5 раз, что приводит к увеличению нефтеотдачи на 3-6%.

Высокоминерализованные пластовые воды не выщелачивают карбонат кальция, вследствие чего достигается более равномерный охват пласта заводнением по толщине во времени. Температура девонских вод на 18°С выше температуры продуктивного пласта. На забой нагнетательной скважины вода поступает с температурой выше пластовой на 8-9°С, что не приводит к охлаждению пласта и повышению вязкости нефти на фронте вытеснения

В соответствии с типом коллектора автором была предложена технология заводнения с низкими давлениями нагнетания, не превышающими 0,6 горного. Для забора воды и ее нагнетания в несколько нагнетательных скважин предложено использовать один электропогружной насос с соответствующим напором.

Ожидаемая конечная нефтеотдача при термальном заводнении выше на 7,9% проектной, рассчитанной при заводнении пресной водой.

С 1998 года на месторождении по предложению автора внедряется технология увеличения нефтеотдачи с применением биологических поверхностно-активных веществ и биологических полимеров: реагент КШАС-М и биополимер «Симусан» (Патент №2132941). Положительный результат достигается за счет образования в пласте при контакте с минерализованной водой водонефтяных эмульсий. Вязкие водонефтяные эмульсии, стабилизированные биополимером увеличивают скрин-фактор

и создают фильтрационное сопротивление в промытых водой каналах пласта, а образующаяся микроэмульсия на границе с нефтью способствует обеспечению низкого межфазного натяжения, увеличивает смачивающую способность и нефтеотдачу.

Технология внедрена на 4-х нагнетательных скважинах Знаменского месторождения путем закачки композиции, подготовленной в заводских условиях, через выкидные линии водозаборных скважин. Дополнительная добыча нефти, подсчитанная по характеристикам вытеснения составила 1669 тонн. Технология широко применяется с положительным результатом и на терригенных коллекторах Шкаповского месторождения.

В четвертой главе рассмотрено состояние разработки Знаменского месторождения.

Промышленная разработка кизеловского горизонта начата в 1960г. Длительное время (1960-1969гг.) на залежи в эксплуатации находились единичные разведочные скважины. Залежь разрабатывалась на режиме естественного истощения, что сопровождалось снижением начального пластового давления в районе добывающих скважин до 5,9 МПа из-за малой активности водонефтяной зоны и значительных зон замещения коллектора по границам залежи.

Активная разработка месторождения началась на этапе массового разбуривания с 1971г. В качестве вытесняющего агента для заводнения использовалась сточная девонская вода из нефтепарка плотностью 1,13, подаваемая на расстояние 20 км. Первые технологические результаты показали, что закачка воды дает положительный эффект. Дебиты нефти по окружающим скважинам через 1-2 месяца увеличились в 1,5-2 раза. До 1981г. в эксплуатации находилось 34 добывающих скважины с средним дебитом нефти 9 т/сут и 4 нагнетательные скважины. Пластовое давление выросло за этот период до 10,0 МПа. С 1981г. начался второй этап эксплуатационного разбуривания месторождения по равномерной треугольной сетке 400x400м с площадной семиточечной системой заводнения и использованием для заводнения предложенной диссертантом высокоми-нерапизованной (плотностью 1,18-1,19г/см3) термальной (температура в пласте 39-40°С) хлоркальциевой воды терригенного девона.

В разработку были вовлечены и участки с толщиной пласта менее 4-х метров. Фактическая плотность сетки по контуру нефтеносности составила 23,4 га/скв. Закачка воды осуществлялась при давлениях на устье от 0

до 6 МПа, что не превышает 0,6 горного давления. На забое нагнетательной скважины температура закачиваемой девонской воды была на 8-9°С выше пластовой.

Максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1987г., когда в эксплуатации на нефть находилось 175 скважин и под нагнетанием воды 53 скважины при соотношении нефтяных и нагнетательных 3,3:1. Пластовое давление к этому времени превысило 12,0 МПа. Из залежи отобрано 51,0% утвержденных НИЗ. Коэффициент нефтёизвлечения достиг 16,3%. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 6,3%, текущих извлекаемых 12,8%, среднегодовая обводненность - 22,5%.

С целью увеличения охвата залежи заводнением проектное площадное заводнение совершенствовалось очаговым и избирательным путем перевода под нагнетание обводнившихся эксплуатационных скважин. С целью интенсификации притока из пласта весь фонд скважин подвергался, как при освоении после бурения, так и в процессе эксплуатации, различным видам СКО, термогазохимическим обработкам, проводились работы по селективной изоляции водопритока и т.д. С 1995г. осуществляется циклическое заводнение, давшее значительный технологический эффект по дополнительной добыче нефти в результате увеличения доли нефти в добываемой продукции скважин.

Текущее состояние разработки характеризуется следующими показателями: достигнутая нефтеотдача 32,1 %, темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,57%, обводненность 37,2 %. Действующий фонд эксплуатационных скважин составляет 141 единицу, что всего на 17% меньше чем в год максимальной добычи нефти по залежи. Отношение добывающих скважин к нагнетательным 2 к 1. В связи с внедрением технологии циклического заводнения объем годовой закачки уменьшился с максимального - 1523 тыс.м3 в 1990г. до 697,1 тыс.м3 в 1999г. или в 2,18 раза. Текущее пластовое давление составляет 13,4 МПа или на 0,8 МПа ниже первоначального. Текущий водный фактор 0,5 м3/т. Перекомпенсация отбора жидкости из пласта закачкой не привела к росту пластового давления над первоначальным и интенсивному обводнению продукции скважин. Наряду с термометрическими исследованиями этот факт подтверждает, что закачиваемая вода по системе вертикальных и субвертикальных трещин уходит под залежь в водоносную часть пласта и вытесняет нефть с подошвы. При этом, за счет передачи давления через

маломощный 4-х м плотный пласт известняка, выделяемый по РК и микрозондам, интенсифицируется естественный упруго-водонапорный режим работы залежи. Отличительной особенностью разработки залежи является медленный темп обводнения добываемой из нее нефти и низкая текущая обводненность, несмотря на высокую степень использования запасов.

Указанные благоприятные показатели разработки объясняются двумя факторами. Первый: близкий к поршневому характер вытеснения нефти рабочим агентом из пласта (по данным исследований глубинными расходомерами РГД). Средний охват по эффективной толщине пласта заводнением составляет 0,6 д.ед. При толщине же пласта менее 4 метров, который вскрыт более чем в 50% скважин, охват составляет 0,75 до 1.

Вторым фактором является частичная закупорка водопроводящих каналов вследствие выпадения осадка при смешении пластовых вод с закачиваемыми. Лабораторными исследованиями установлено, что при смешении вод кизеловского горизонта и девонских в поверхностных условиях выпадает в осадок сульфид железа и сульфаты в количестве 200мг/л. Вследствие частичной закупорки водопроводящих каналов происходит во времени некоторое снижение продуктивности скважин, но при этом, в связи с изменением фильтрационных потоков, увеличивается охват залежи выработкой.

По результатам анализа состояния разработки установлено, что проектная нефтеотдача будет превышена. На основании зависимости годового темпа извлечения нефти от балансовых запасов и достигнутой нефтеотдачи, построенной по фактическим данным, и экстраполяция падающей ветви до пересечения с осью нефтеотдачи, фактическая достигнутая нефтеотдача составит 37,9% против 31,5% утвержденной в 1993г.

С 1995 года на месторождении по предложению автора осуществляется циклическая закачка воды с циклами, регулируемыми остановкой водозаборных скважин. Пластовое давление на начало внедрения циклической технологии заводнения составляло 97,4% первоначального, накопленная компенсация отбора закачкой 260%. Проводились исследования по установлению оптимальной продолжительности цикла. С января 1995 года в течение 2 лет с цикличностью 1 месяц закачки и 1 месяц простоя действовало 22 нагнетательные скважины. Далее была опробована цикличность путем остановки 55 скважин в режиме 2 месяца остановки -1 месяц работы. В 1998 году 125 нагнетательных скважин работало в цик-

лическом режиме закачки при увеличенной длительности остановки до 3 месяцев. При первом же цикле доля нефти в продукции скважин и залежи в целом повысилась. Дополнительная добыча нефти, подсчитанная по характеристикам вытеснения составила за весь период циклического заводнения более 300 тыс.т.

Промышленное внедрение технологии бурения горизонтальных скважин (ГС) в карбонатах фаменского яруса Балкановского месторождения было начато в 1996г. Горизонтальный ствол проводился, как правило между обводнявшимися добывающими скважинами на расстоянии порядка 150 м от их забоев. Горизонтальный участок ствола скважины оставляется необсаженным. В интервал продуктивного пласта от забоя до кровли спускается обсадная колонна-фильтр с отверстиями. Цементируется обсадная колонна от кровли продуктивного пласта до устья.

Начальный дебит нефти горизонтальной скважины в среднем в 17 раз превышает текущий дебит окружающих скважин, обводненность ниже в 3,8 раза. Пять из восьми пробуренных скважин, после кислотной ванны, при промывке начали фонтанировать. Пластовое давление в ГС оказывалось выше, чем в окружающих, и близко к первоначальному. К настоящему времени из ГС добыто 61491 тонн нефти или в среднем на одну ГС 6832 т.

В результате бурения 8 ГС добыча нефти из залежи выросла с 37 тыс т в 1996 году до 67,8 тыс.т - в 1998. Таким образом, можно утверждать, что увеличились извлекаемые запасы нефти и нефтеотдача. Стоимость бурения ГС превышает стоимость наклонно направленной в 2,2 раза. Диссертантом предлагается дальнейшее бурение ГС и боковых стволов с горизонтальной частью для увеличения КИН.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выявлены петрофизические зависимости между пористостью и проницаемостью, проницаемостью и остаточной нефтенасыщенностью, водонасыщенностью, между толщиной и пористостью, толщиной и продуктивностью. Установлен тип коллектора пласта ТК31 по емкостной характеристике, как трещинно - кавернозно- поровый, по фильтрационной характеристике — порово - кавернозно - трещинный.

2. Показана эффективность устройств селективной изоляции пласта и технологии первичного и вторичного вскрытия с использованием мо-

дульного отсекателя пласта, обеспечивающего сохранение естественной продуктивности пласта-коллектора.

3. Выполнены обоснование и анализ эффективности использования в качестве вытесняющего агента в системе поддержания пластового давления минерализованных термальных вод терригенного девона.

4. Проведен анализ эффективности применяемых методов воздействия на призабойную зону пласта и пласт в целом по стимуляции притока в скважинах и увеличению нефтеотдачи пластов. Получены регрессивные зависимости эффективности СКО от геологических и технологических факторов, позволяющие оптимизировать воздействие и прогнозировать эффективность.

5. Продемонстрирована эффективность бурения горизонтальных скважин в сложно-построенных карбонатных коллекторах. Проведены ОПР по бурению горизонтальных скважин, по предложенной автором технологии, в пластах с низкими коллекторскими характеристиками на Знаменском месторождении, показана эффективность технологии выражающаяся в увеличении дебита нефти в три раза с 5 м3/сут. до 17м3/сут.

6. Научно обоснована и с помощью опытно-промышленного внедрения показана эффективность микробиологических методов увеличения нефтеотдачи (патент № 2132941 РФ)

7. Выполнено геологическое обоснование, предложен механизм и в промышленном масштабе осуществляется разработка залежи кизеловско-го горизонта по технологии циклического заводнения. Эффективность технологии доказана геолого-промысловыми данными.

Предложена и внедрена комплексная технология разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах сложного геологического строения с низкими коллекторскими свойствами. Указанная технология обеспечивает разработку Знаменского месторождения высокими темпами и нефтеотдачей, приближающейся к коллекторам терригенного типа. При этом достигаются высокие экономические показатели.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ И ЗАЩИЩЕНО ПАТЕНТАМИ

1. Рахимкулов Р.Ш., Афридонов И.Ф., Попов A.M. и др. Увеличение продуктивности скважин за счет новой технологии их заканчивания. Нефтяное хозяйство. - 1992. - №4. - С.22-25.

2. Мухаметшин В.Ш., Попов A.M., Гончаров A.M. Промысловое обоснование выбора скважин и технологических параметров при проведении соляно-кислотных обработок. Нефтяное хозяйство. - 1991,- №6. — С.32-33.

3. Крупнов А.Н., Попов A.M., Котова A.M. Регулирование процесса разработки карбонатных отложений турнейского яруса Знаменского месторождения при заводнении. Труды «Башнипинефть» 1990. - вып.81 — С.97-107.

4. Рахимкулов Р.Ш., Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т., Попов A.M., Носачев A.A., Фаррахов Н.В. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пластов. Нефтяное хозяйство. 1996. -№6. - С. 10-13.

5. Рахимкулов Р.Ш., Афридонов И.Ф.,Латыпов P.A., Гайнуллин К.Х., Попов A.M. Крепление эксплуатационных колонн с применением новых технических средств и технологий. Нефтяное хозяйство. - 1996. -№2. -С.59-63.

6. Афридонов И.Ф., Овцын И.О., Асфандияров Р.Т., Попов A.M., Никитенко Ю.Н., Фаррахов Н.В. Инструкция «Технология очистки и обработки призабойной зоны незацементированной части продуктивного пласта». Уфа. Башнипинефть. -1996.-36 с.

7. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Василенко В.Ф., Лукьянов Ю.В., Попов A.M. « Обработка призабойной зоны и повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях с карбонатными коллекторами. Научно-технические проблемы топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан. - Уфа - Фонд содействия развитию научных исследований; - 1997. - С. 108-120.

8. Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т., Овцан И.О., Алексеев В.А., Попов A.M., Никитенко Ю.Н. Применение комплексной технологии за-

канчивания скважин в АНК Башнефть Нефтяное хозяйство. - 1998. -№8. -С.9-11.

9. Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т., Алексеев В.А., Рахимкулов Р.Ш., Попов A.M., Никитенко Ю.Н., Фаррахов Н.В. Инструкция по креплению эксплуатационных колонн без цементирования продуктивного пласта (с приминением МОП-146-230) Башнипинефть. - 1997.

10. Блажевич В.А., Умрихина E.H., Глазков A.A., Дильмухаметов Ф.Р., Асмоловский B.C., Попов A.M. Применение водных суспензий гидрата окиси кальция для выравнивания профилей приемистости в нагнетательных скважинах. Нефтяное хозяйство. - 1969. -№6. - С.31-34.

11. Блажевич В.А., Глазков A.A., Дильмухаметов Ф.Р., Асмоловский B.C., Попов A.M. О регулировании профилей приемистости в нагнетательных скважинах. Труды УфНИИ. - вып. XXVII - Уфа -1969. - С.25-28.

12. Асмоловский B.C., Попов A.M. Особенности обводнения скважин Ново-Хазинской площади Арланского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство. - №10 - 1970.- С.28-31.

13. Асмоловский B.C., Попов A.M. Об эффективности работ по выравниванию профилей приемистости в нагнетательных скважинах закачкой известковой суспензии. Нефтяное хозяйство №1. - 1971. — С.45-49.

14. А.С 1808999 (СССР) Состав для изоляции притока пластовых вод. Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов. Авт. изобрет: К.Р.Низамов, О.Г.Гафуров, Е.Г.Павлов, С.В.Пестринов, А.М.Попов, Н.Х.Мусин, К.Н.Нугуманов, В.Г.Карамышев, Р.Н.Хайруллин, А.Б.Хампер.- за-явл.29.04.91г. выдано 10.10.1992г.

15. Патент 2055159 (Р.Ф) Устройство для селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании скважин. Башкирский государственный научно-исследова-тельский институт нефтяной промышленности. Авторы изобрет: Афридонов И.Ф., Рахимкулов Р.Н., Попов A.M., Валиах-метов Ф.М.-заяв. 16.09.92г. выдано 27.02.96г.

16. Патент Н2136873 (Р.Ф) Способ вторичного вскрытия продуктив-. ного пласта. Авторы: Волочков Н.С., Попов A.M., Никитенко Ю.Н., Мерзляков В.Ф. заявл. 11.10.96г. выдано 10.09.99г.

17. Патент Н2132456 (Р.Ф) Состав для вытеснения нефти из пласта. Авторы изобрет: Юлбарисов Э.М., Попов A.M., Волочков Н.С., Жданова Н.В., Садыков У.Н., Гарифуллин P.M. заявл. 29.12.97г. выдано 27.06.99г.

18. Патент Н2130941 (Р.Ф) Способ разработки нефтяного месторождения. Авторы: Симаев Ю.М., Базекина JI.B., Попов A.M., Волочков Н.С., Носачев A.A. Заявл. 02.09.97г., выдано 10.06.99г.

19. Патент Н2125156 (Р.Ф) Состав для регулирования проницаемости обводненных продуктивных пластов. Авторы изобрет.: Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Трифонова Р.Х., Вахитова А.Г., Волочков Н.С., Попов A.M. Заявл. 08.02.96г., выдано 20.01.99г.

Лицензия №0175 от 10 июня 1996г.

450077, Башкортостан, Уфа, ул.Ленина, 86, Баишипинефть

Тираж 100 экз. Заказ №

Бесплатно

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Попов, Альберт Михайлович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ КИЗЕЛОВСКОГО ГОРИЗОНТА ЗНАМЕНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1 Общие сведения о месторождении.

1.2 История открытия.

1.3 Основные сведения о тектонике месторождения.

1.4 Особенности генерации, миграции и аккумуляции углеводородов доманикоидных формаций.

1.5 Литолого-петрографическая характеристика коллекторов кизеловского горизонта (пласт-Т-К31).

1.6 Литолого-физическая характеристика коллекторских свойств карбонатов кизеловского горизонта (пласт ТК31).

1.7 Нефтенасыщенная толщина пласта.

1.8 Пористость пласта.

1.9 Проницаемость пласта.

1.10 Нефтенасыщенность пласта.

1.11 Физико-химические характеристики пластовых жидкостей.

2. ТЕХНОЛОГИЯ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ДЛЯ СОХРАНЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ.

2.1 Предпосылки внедрения технологии селективной изоляции продуктивного пласта от цементного раствора при креплении эксплуатационной колонны.

2.2 Разработка и испытание устройств селективной изоляции пласта при цементировании эксплуатационной колонны для сохранения естественных коллекторских свойств.

3. АНАЛИЗ МЕТОДОВ СТИМУЛЯЦИИ ПРИТОКА И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.

3.1 Кислотные обработки.

3.2 Физико-химическая технология МУН. Применение в качестве вытесняющего агента в системе

ППД высокоминерализованных термальных вод глубинных горизонтов.

3.3 Микробиологические технологии.

3.4 Циклическое заводнение.

3.5 Бурение горизонтальных скважин.

4. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗНАМЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах юго-запада Южно-Татарского свода"

В последние годы в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции установилась тенденция к снижению объемов добычи нефти-, обусловленная высокой степенью выработки запасов из высокопродуктивных месторождений и залежей. В структуре извлекаемых запасов, как находящихся в разработке, так и вновь открываемых, все возрастающую долю составляют трудноизвлекаемые запасы, оцениваемые в 40-50% от всех извлекаемых запасов. В Башкортостане доля трудноизвлекаемых запасов достигла 51%.

В трудноизвлекаемых запасах преобладают запасы нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах сложного геологического строения с чрезвычайно изменчивой структурой порового пространства и малой нефтенасыщенной толщиной. Основные запасы нефти в карбонатных коллекторах сосредоточены в регионально нефтеносных турнейских и верей-башкирских отложениях. Механический перенос технологий, по которым разрабатываются залежи нефти с терригенными коллекторами, на карбонатные коллектора сложного геологического строения, не приводит к улучшению показателей разработки

Нужны неординарные решения и новые технологии, учитывающие минеральный состав коллектора, условия его образования, постседиментационные процессы, которые приводят к существенному изменению первичной структуры порового пространства - его усложнению и ухудшению коллекторских свойств пласта.

Медленный ввод залежей нефти в карбонатных коллекторах в разработку и зачастую их неполное разбуривание проектными сетками скважин объясняется прежде всего низкими начальными дебитами нефти - 1 -3 т/сут на скважину и быстрым их обводнением. Происходит это, преимущественно по причине низкого качества строительства скважин. При первичном и вторичном вскрытии не обеспечивается сохранность естественных коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

С точки зрения обеспечения рациональной разработки, современное состояние завершения строительства скважин и вскрытия пласта следует признать в основном, неудовлетворительным. В результате отрицательного влияния на состояние призабойной зоны скважин таких явлений, как проникновение глинистого раствора в пласт при бурении, задавливание цементного раствора в поры, трещины и каверны при креплении эксплуатационной колонны, кольматации перфорированных отверстий из-за низкого качества жидкостей вторичного вскрытия и др. факторов, продуктивность нефтяных скважин снижается многократно. Особенно большую озабоченность вызывает применяемая в настоящее время технология завершения скважин в залежах с трудноизвлекаемыми запасами нефти, в которых мероприятия по восстановлению продуктивности пластов являются более сложными и дорогостоящими, чем в объектах, с так называемыми активными запасами.

Актуальность исследований в этой области обусловлена сложностью геологического строения карбонатных коллекторов и процессов эффективного извлечения нефти из них. В работе, на примере разработки залежи нефти в карбонатах Кизеловского горизонта Знаменского месторождения, показано, что учет особенностей геологического строения карбонатных коллекторов при выборе системы разработки: сетки скважин, вида заводнения, вытесняющего агента, давления нагнетания, комплекса мероприятий по сохранению естественной продуктивности пласта, интенсификация притока обработками призабойной зоны пласта, использование новых технологий МУН, позволяет существенно повысить эффективность разработки с получением прибыли и положительной рентабельности.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Попов, Альберт Михайлович

ВЫВОДЫ

1. Выявлены зависимости между пористостью и проницаемостью, проницаемостью и остаточной нефтенасыщенностью, между толщиной и пористостью, толщиной и дебитом скважин.

2. Показана эффективность устройств селективной изоляции пласта и технологии бесперфораторного вторичного вскрытия пласта с использованием модульного отсекателя, обеспечивающего сохранение естественной продуктивности коллектора.

3. Выполнены обоснование и анализ эффективности использования в качестве вытесняющего агента в системе поддержания пластового давления минерализованных термальных вод терригенного девона.

4. Проведен анализ эффективности применяемых методов воздействия на призабойную зону пласта и пласт в целом по стимуляции притока в скважинах и увеличения нефтеотдачи. Получены регрессивные зависисмости эффективности СКО от геологических и технологических факторов, позволяющие оптимизировать воздействие и прогнозировать эффективность СКО.

5. Показана эффективность бурения ГС в сложно-построенных карбонатных коллекторах. Проведены ОПР по бурению ГС, по предложенной автором технологии, в пластах с низкими коллекторскими характеристиками на Знаменском месторождении. Доказана эффективность технологии, выражающаяся в увеличении дебита нефти в три раза с 5м3/сут.

•2 до17м/сут.

6. Научно обоснована и с помощью опытно-промышленных работ показана эффективность микробиологических методов увеличения нефтеотдачи (патент №2132941 РФ).

7. Выполнено геологическое обоснование, предложен механизм и в промышленном масштабе осуществляется разработка залежи кизеловского горизонта по технологии циклического заводнения. Эффективность технологии доказана геолого-промысловыми данными.

8. Предложена и внедрена комплексная технология разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах сложного геологического строения с низкими коллекторскими свойствами.

9. Установлено, что в результате детального изучения генезиса продуктивного пласта, его коллекторских характеристик: проницаемости по керну и гидродинамическим исследованиям скважин, установлению связи между ними, а также физико-химических свойств пластовых флюидов, возможна эффективная разработка месторождений Знаменского типа высокими темпами и нефтеотдачей, приближающейся к коллекторам терригенного типа. При этом достигаются высокие экономические показатели, приведенные в таблице.

Показатели ед изм. 1995 1996 1997 1998 1999

Рентабельность % 2,8 3,4 12,9 12,7 19,6

Прибыль т.руб 2601 3729 12339 13339 13148

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе установлено, что эффективность реализуемой системы разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах кизеловского горизонта в основном определяется тремя наиболее значительными факторами:

1. Учетом особенностей геологического строения продуктивных отложений, установления типа коллектора по емкостной характеристике как трещинно-кавернозно-порового й по фильтрационной как порово-кавернозно-трещинного.

2. Использованием в системе поддержания пластового давления в качестве вытесняющего агента высокоминерализованных термальных вод терригенного девона при низких давлениях нагнетания.

3. Применением технологии циклического заводнения заводнения.

Рассмотренная система разработки была распространена в дальнейшем на месторождения: Городецкое, Тарасовское, Яновское, Ереминское, объединенные в 1993 году со Знаменским в качестве составных площадей.

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Попов, Альберт Михайлович, Уфа

1. Лозин Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортастана М: ВНИИОЭНГ, 1994г - 13 7с.

2. Абызбаев И.И. Состояние и перспектива добычи нефти из карбонатных отложений Башкирии

3. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта Недра. 1970 г 93 с.

4. Березин В.М. Каюсовская В.В. О содержании остаточной воды в коллекторах рифовых массивов Труды УФНИИ, Вып. XXVI 1969 г. с. 81-85.

5. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК Башнефть 1997 г. 422 с.

6. Справочник »Геология нефти .Москва Д 960 г 3 86 с.

7. Мухаметшин Р.З. Булыгина Н.Ф., Юдинцев Е.А. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов .Нефтяное хозяйство, № 6. 1988 г с35-38.

8. Мухаметшин Р.З. Зависимость коллекторских свойств карбонатных пород от условий седиментации Нефтегазовая геология и геофизика 112. 1980 г с,16-19.

9. Коцюбинский В.Л., Мухаметшин Р.З. О соотношении коллекторских свойств пород нефтяной и водоносных частей карбонатных резервуаров карбонатных резервуаров отдельных месторождений Татарии. Тр. ТатНИПИнефть, вып 48,1981 г с.73-78.

10. О.Козина Е.А., Хайретдинов Н.Ш. Влияние вещественного состава и структуры карбонатных пород на их коллекторскую характеристику. Тр. ТатНИПИнефти, вып. 22, 1973 г с 69-74.

11. Семенова Е.Г. Особенности генерации, миграции и аккумуляции УВ доманикоидных формаций. Геология нефти и газа. Кб 1990 г. с 2-5.

12. И.Алиев М.М., Яриков Г.М., Хачатрян P.O. и др. Каменноугольные отложения Волго- Уральской нефтегазоносной провинции. Москва. Недра 1975 г. 264 с.

13. Березин В.М., Голубев Ю.В., Копытов A.B. и др. Изучение карбонатных коллекторов по материалам оценочных скважин. Уфа;. Др.Башнипинефть, 1977 г Вып 49.с57-66. I

14. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных. Недра Д 966 г, с 205.

15. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Недра 1970 г с 264.

16. Дени С.О. Трещиноватые коллекторы нефтегазоносных сакмаро-артинских отложений в Пермском Приуралье. Нефтяное хозяйство № 5, 1997 г. с 2-6.

17. Лещенко В.Е., Павлов В.П., Бреев В.А. и др. Современноесостояние оценки параметров и подсчета запасов в карбонатных и1. М:эффузивных массивах ВНИИОЭНГ, 1987 г 120с.

18. Дени С.О. Межблоковые пустоты резервуар и проводник пластовых флюидов в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, №2. 1997 г. с 22-24.

19. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. Недра. 1982 г.256 с.

20. Багринцева К.И. Основные факторы, определяющие формирование и сохранение высокоемких коллекторов в карбонатных формациях. Эволюция карбонатонакопления в истории Земли. Недра Д 988 г. с 199-222.

21. Материалы совещаний. Фундаментальные и поисковые исследования механизма вытеснения нефтей различными агентами и создание технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Мл ВНИИОЭНГ, 1992 г. с 59-77.

22. Симаев Ю.М., Сафонов E.H. Курмакаева С.А., Савельев И.Т., Кондров В.В. Технология применения продуктов биосинтеза. Сборник трудов Башнипинефть ,с 131-138. Уфа, 1999 г. с. 131-138

23. Асмоловский B.C., Князев В.И., Шарафутдинов И.Г. Опыт освоения, эксплуатации исследования горизонтальных скважин. Сборник трудов Башнипинефть, Уфа 1999 г. с. 35-42.

24. Сафонов E.H., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Алмаев Р.Х. Крупномасштабное внедрение и опытно-промышленные испытания МУН на месторождениях Башкортостана. Сборник материалов семинара -дискуссии. Казань. 1997г. с. 41-56.

25. Григулецкий В.Г., Коротков С.В. Основные аспекты разработки трудноизвлекаемых запасов нефти комбинированными системами горизонтальных и вертикальных скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений^ 10., 1997 г. с 39-45.

26. Рахимкулов Р.Ш., Шахмаев З.М., Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т. /Тр/ Башнипинефть 1990 г вып 82 с 35-42. Технология крепления эксплуатационных колонн, исключающая проникновение тампонажного раствора в продуктивный пласт.

27. Амиян В.А., Васильев И.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов!%едра, 1972 г. 96 с.

28. Абдуллин Ф.С. Повышение производительности скважин. My , Недра. 71973 г. 262 с.

29. Афанасьев В.А., Захаров В.А., Овчинников В.И. и др. Воздействие на призабойную зону многократными высокими депрессиями. /Экспресс информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. Вып. 8Д986 г. с. 18-22.

30. Белов В.П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин. Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи: Сб. науч. Тр КП и Т 1984 г. с 86-91.

31. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на их продуктивность. Нефтяное хозяйство №5,1985г. с. 18-21.

32. Выжигин Г.Б., Кривоногов A.M., Жаринов П.Г. Необратимость снижения проницаемости пород при воздействии бентонитового бурового раствора. НТИС. Нефтепромысловая геология, геофизика и бурение.•ВНИИОЭНГ, № 9, 1984 г. с. 16-20.

33. Гиматутдинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1963 г. 74 с.

34. Козодой А.К., Зубарев A.B., Федотов B.C. Промывка скважин при бурении. Гостоптехиздат, 1963г. 124с.

35. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта,Гостоптехиздат. 1956 г. 363 с.

36. Кумлев A.M., Азимов Э.Х. Определение параметров трещиноватых коллекторов. Серия Нефтепромысловое дело. №10.; 1979 г. с.17-21.

37. Косянгук В.Т., Пилипеу И.А. Методы обработки призабойной зоны скважин. Нефтяное хозяйство. №9, 1984г. с.24-28.

38. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. Недра. 1987г. 93с.

39. Валеев Ш.И., Искамов Ф.Я. Результаты лабораторных ипромысловых исследований задавочных жидкостей для нефтяныхtместорождений Северо-Запада Башкирии.Тр. Башнипинефть. 1983 г. вып. 56-С.38-41.

40. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения1. ЦЛнефтеотдачи пластов. Недра. 1995 г. 112с.

41. Иванова М.М., Михайлов H.H. Задачи повышения продуктивности скважин. Нефтяное хозяйство, №1Ц1986 г., с.14-17.

42. Карманов И.А. О фильтрации жидкой фазы промывочных жидкостей в пласт. Тр. ВНИИнефтегаз Вып. 11. 1963 г, с.56-60.

43. Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Сучков Б.М. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть» Нефтяное хозяйство №5, 1997 г. с. 17-20.

44. Сабанов О.Б., Фридман Г.Б., Арефьев Ю.Н., Кандаурова Г.Ф., Юнусов Ш.М. Применение композиции углеводородов и П&В для ограничения водопритока добывающих скважин Нефтепромысловое дело, №3, 1995г, с.34-37.

45. Полинская P.E., Стадникова Н.Е. Влияние состава закачиваемых вод на вытеснение нефти из продуктивного пласта. Нефтепромысловое дело. №11. 1981 г. с. 28-31.

46. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии, Казань; Татарское книжное издательство, 1989 г., 136с.

47. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа, Башкирское книжное издательство, 1987г., 132с.

48. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Уфа, 1993г., 279с.

49. Ковалев B.C., Любарская Н.Б. Исследования эффективности метода изменения направлений потока жидкости в различных геолого-физических условиях. Разработка нефтяных месторождений и увеличение нефтеотдачи пласта. Куйбышев, 1982г, 163с.

50. Копытов A.B. Выработка участков залежи нефти в рифовых массивах, характеризующихся различными коллекторскими свойствами карбонатных пород. Тр. УфНИИ Вып. XXVII 1969г. с. 106-110.

51. Копытов A.B., Шатов Ю.И., Бабалян Г.А. К разработке залежей нефти в карбонатных отложениях турнейского яруса. Труды УфНИИ Вып. XXVII 1969г. с. 95-105.

52. Пермяков И.Г., Саттаров М.М., Генкин И.Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений, М;;Недра, 1962г. 257с.

53. Лисин Н.И., Коновалов Д.В., Цехмейстрюк А.К., Никифоров В.П., Кучумов Н.Ф., Гарифуллин Ф.Н. Карбонатные коллектора Тимано-Печерской провинции. Нефтяное хозяйство №9,;1981г., с.31-33.

54. Викторин В.Д. Разработка залежей Пермской области. Нефтяное хозяйство №9. Д 987г. с.33-37.

55. Минликаев В.З., Юсупов Р.Г. Особенности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах месторождений НГДУ Октябрьскнефть. /Гр.Башнипинефть 1999г. Вып.99 - с.91-98.

56. Сургучев М.Л., Кеманов В.И., Гавура Н.В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов1йедраД987г 230с.

57. Муслимов Р.Х., Гержа Л.H. Оценка технологической эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Нефтяное хоз. 1994г №6 с.20-23.

58. Амелин И.Д., Субботина Е.В. Особенности разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами, Москва ВНЙИОЭНГ. 1986г. 200с.

59. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Уфа 1994г. 180с.

60. Майдебора В.Н. Разработка нефтяных месторождений смлтрещиноватыми коллекторами. Недра, 1971г.

61. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкостей и газов в трещиноватых коллекторах. Мф^Б«. Недра, 1972г., 146с.

62. Викторин В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. -202с.

63. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении: Пер. с англ./Под редакцией В.Л. Данилова.-М.: Недра, 1974. 192с.

64. Сафонов E.H., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК Башнефть, 1997. -246с.

65. Пермяков И.Г. Экспресс-метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975. - 128с.

66. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами./Нефтяное хозяйство. 1997. -№7. с. 19-24.

67. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1987. - 247с.

68. Интенсификация притока нефти путем термопенокислотноговоздействия на призабойную зону карбонатного пласта/Н.Р. Махмутов и др. У

69. Тр.Башнипинефть. 1984. - Вып.бб-с. 223-228.

70. Мухаметшин Р.З., Кандаурова Г.Ф., Мигович О.Г., Мочалов Е.Ю., Гайнаншина A.M., Гилязов Ш.Я. Создание эффективных систем разработкизалежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство №2. ,1987г. с.37-42.

71. Орлов Г.А., Тарифов K.M., Волков Ю.В., Иванов А.И. Повышение продуктивности нефтяных скважин в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство №7?1984г. с.61-64.

72. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т., Абдулмазитов Г.С. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство №10.^ 1996г. с.25-28

73. Мухаметшин В.Ш. Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство №12, 1989г. с.26-29.

74. Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В. Текущее состояние разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами в АНК Башнефть. Научно-технические проблемы топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан. Уфа, 1997г. 143с.

75. Родионов В.П., Пияков Т.Н., Коваль И.В. Коэффициент нефтеотдачи турнейского яруса Саннинского месторождения. Уфа/Тр./Башнипинефть 1984г. ,Вып. 69,с.21 -22.

76. Анисимов К.П., Черный С .Я., Литвинов A.A., Якунин И.А. Особенности разработки рифогенных коллекторов. Нефтяное хозяйство №9, 1987г с.37-41.

77. Чепак Г.Н. Ильяев В.И., Мартиросян В.Б. Ильяев В.В. Опыт разработки карбонатных пластов В Ставрополье. Нефтяное хозяйство. №9, 1987г. с.41-45.

78. Бреев В. А., Гомзиков В.К. особенности освоения и выработанности запасов нефти в карбонатных коллекторах различных типов. В кн: Дифферециация запасов и ресурсов нефти. Москва Д992г. с.129-134.

79. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти эбонатных коллекторов. Самара, 1996г. 438с.

80. В.А. Блажевич, A.A. Глумов, Ф.Р. Дильмухаметов, B.C. ловский, A.M. Попов О регулировании профилей приемистости в тательных скважинах. Вопросы разработки нефтяных месторождений ирии. Тр. УфНИИ, вып.XXVII, 1969г. с.417-429.

81. Масагутов Р.Х. Доразведка верхнедевонско-турнейских и епермких карбонатов Шкаповского месторождения. Научные проблемы •горазведочных работ на нефть. Сборник научных трудов ипинефть, вып.95, 1998г. с.27-32.

82. Тюрихин A.M., Масагутов Р.Х. Особенности литологии знатных пород-коллекторов месторождений Башкортостана. Научные лемы геологоразведочных работ на нефть. Сборник научных трудов шпинефть, вып.95, 1998г. с.45-55.