Повышение эффективности технологий извлечения запасов нефти в карбонатных коллекторах управляемым воздействием

Котенёв, Максим Юрьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности технологий извлечения запасов нефти в карбонатных коллекторах управляемым воздействием
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности технологий извлечения запасов нефти в карбонатных коллекторах управляемым воздействием"

УДК 622.276.6 На правах рукописи

Котенёв Максим Юрьевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЗАПАСОВ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ УПРАВЛЯЕМЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

4845984

1 2 МАЙ 2011

Москва-2011

4845984

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (ГОУ ВПО УГНТУ) и Государственном автономном научном учреждении «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» (ГАНУ ИНТНМ)

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

доктор технических наук, профессор Фёдоров Вячеслав Николаевич

кандидат технических наук Якименко Галия Хасимовна

Ведущая организация:

ООО «Роснефть-УфаНИПИнефть» (г. Уфа)

Защита состоится 01 июня 2011 года в 14:00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.263.01 при Научном Центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: 119334, г. Москва, ул. Бардина, д. 4

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: 119334, г. Москва, ул. Бардина, д. 4

Автореферат разослан 25 апреля 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

А.П. Аверьянов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи показывает, что основным фактором, определяющим эффективность проводимых работ, является правильный выбор конкретной технологии для определенных геолого-физических условий пласта и стадии разработки. Особенно актуальна проблема эффективного применения технологий в условиях сложного геологического строения и низкой продуктивности карбонатных залежей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Башкортостан и восточная часть Татарстана). В пределах региона наиболее широко распространены три основные категории запасов нефти в карбонатных коллекторах: в пластовых, массивных залежах нефти и в залежах, содержащих высоковязкую нефть.

В проектно-технологической документации заложены стратегические направления применения методов увеличения нефтеотдачи. Однако, необходимо разработать тактические приёмы и определить оптимальное время их применения, позволяющие избежать резких скачков в динамике основных показателей разработки. Для этого необходимо на этапе гидродинамического моделирования локализовать по временным интервалам зоны, где намечается снижение эффективности вытеснения нефти. При оперативном регулировании разработки, имея наиболее полную информацию о геологическом строении месторождения и уровне выработки запасов, актуально комплексное обоснование наиболее эффективных технологий управления базовым агентом воздействия.

Цель работы

Повышение эффективности базовых методов нефтеизвлечения на залежах нефти в карбонатных коллекторах с помощью комплекса технологий регулирования и управления воздействием.

Основные задачи исследования

1. Выделение основных категорий и типов трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах на территории Башкортостана и восточной части Татарстана. Дифференцированный анализ структуры запасов нефти и особенностей их выработки.

2. Обоснование перспективных направлений и способов вовлечения остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти в разработку.

3. Исследование фильтрационных и реологических характеристик обратных эмульсий, применяемых для выравнивания фронта вытеснения нефти водой в порово-трещиноватых коллекторах и селективной водо- и газоизоляции.

4. Математическое моделирование эмульсионного воздействия на пласт и определение его оптимальных технологических параметров.

5. Экспериментальные исследования вытеснения нефти из карбонатных коллекторов при противоточной термокапиллярной пропитке.

Методы исследования

Поставленные задачи решались на основании детального геолого-промыслового анализа, обобщения опыта разработки и оценки степени выработки запасов нефти в карбонатных коллекторах с использованием современных методов обработки информации, геологического, физического и газогидродинамического моделирования.

Научная новизна

1. Выделены основные типы трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти для пластовых, массивных (рифогенных) залежей в карбонатных коллекторах, и залежей высоковязких нефтей в пределах Башкортостана и восточной части Татарстана. Выполнено обоснование наиболее эффективных технологий управления базовым воздействием для каждого типа запасов нефти.

2. Разработан новый эмульсионный состав на основе маловязкой малосмолистой нефти для выравнивания фронта вытеснения нефти водой и селективной водо- и газоизоляции, исследованы его фильтрационные и реологические характеристики. Выполнено математическое моделирование эмульсионного воздействия на пласт и установлены оптимальные параметры технологических характеристик процесса.

3. Экспериментально исследован процесс и продемонстрирована интенсификация вытеснения нефти в процессе противоточной термокапиллярной пропитки.

4. Разработан способ обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов гелеобразующим кислотным составом для регулирования эффективности вытеснения нефти газом и водой.

Основные защищаемые положения

1. Структура трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах Башкортостана и восточной части Татарстана, перспективные направления вовлечения их в разработку.

2. Новый эмульсионный состав на основе маловязкой малосмолистой нефти для выравнивания фронта вытеснения нефти водой и селективной водо- и газоизоляции. Результаты математического моделирования эмульсионного воздействия на пласт и оптимальные технологические параметры процесса.

3. Результаты экспериментального изучения вытеснения нефти при противоточной термокапиллярной пропитке.

4. Способ обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов гелеобразующим кислотным составом для регулирования эффективности вытеснения нефти газом и водой.

Достоверность результатов исследований

Достоверность результатов исследований достигается корректной постановкой задач, применением современных методов обработки исходной геолого-промысловой информации, проведением теоретических, численных и экспериментальных исследований, сходимостью результатов расчётных показателей с имеющимися фактическими промысловыми данными.

Практическая значимость работы

Результаты теоретических и экспериментальных исследований, разработанные модели и способы обработки использовались при составлении программы ОПР на Ново-Елховском месторождении и вошли в "Дополнение к проекту доразработки Тереклинского нефтяного месторождения", "Технологическую схему разработки Степноозёрского месторождения" и "Технологическую схему разработки Мухарметовского месторождения". По результатам исследований получено положительное решение о выдаче патента на изобретение "Способы обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов".

Апробация работы

2007), Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Самара, 2004), 59-й Межвузовской студенческой научной конференции (Москва, 2005), Всероссийской конференции-конкурсе среди студентов выпускного курса (Санкт-Петербург, 2006) Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (Казань, 2007) Научном семинаре стипендиатов программы «Михаил Ломоносов» 2007/08 года (Москва, 2008), Международной конференции Российской научной школы Инноватика-2008 (Москва, 2008), VI, VII, VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2005, 2007, 2009), 16-м Европейском Симпозиуме по повышению нефтеотдачи пластов (Европейская Ассоциация Геологов и Инженеров, EAGE) (Cambridge, UK, 2011), семинарах кафедры геологии и разведки HTM УГНТУ, НИИнефтеотдачи АН РБ, ЦХМН и ИНТНМ АН РБ (2006-2011 гг).

Публикация результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликовано 14 научных статей, в том числе 4, входящие в перечень ВАК РФ, 9 тезисов докладов, получено положительное решение на выдачу патента РФ, 8 статей и 2 тезиса докладов опубликованы без соавторов. В проведённых исследованиях автору принадлежат постановка задач, участие в аналитических, теоретических и лабораторных экспериментах, обобщение полученных результатов, научных выводов и рекомендаций.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н. профессору В.Е.Андрееву, профессорам д.ф.-м.н К.М.Фёдорову, д.г.-м.н А.В.Сидневу, д.х.н. В.Н.Хлебникову, к.т.н. С.А.Блинову за помощь в формировании направлений научных исследований и их проведении, а также коллективу кафедры геологии и разведки HTM УГНТУ и Института нефтегазовых технологий и новых материалов за помощь при подготовке диссертационной работы.

Структура и объём работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 108 наименований. Диссертационная работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержащего 55 рисунков и 18 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе проведён детальный анализ структуры остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах.

В решение задач, связанных с применением современных методов увеличения нефтеотдачи в карбонатных пластах наиболее значительный вклад внесли отечественные исследователи: И.И. Абызбаев, В.Е. Андреев, К.Б Ангаров, К.С. Баймухаметов, В.Д. Викторин, В.Е. Гавура, Л.Ф. Дементьев, P.P. Ибатуллин, В.И. Кудинов, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин, М.Л. Сургучев, Б.М. Сучков, М.А. Токарев, K.M. Федоров, А .Я. Хавкин, Н.Ш. Хайрединов, P.C. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов и др.

Выделены три наиболее широко распространённые категории запасов нефти в карбонатных коллекторах в пределах Башкортостана и восточной части Татарстана: I - в пластовых залежах нефти, II - в массивных (рифогенных) залежах, III - в залежах, содержащих высоковязкую нефть. В каждой категории запасов выделены объекты -полигоны, по которым представлены результаты исследований.

Первая категория - пластовые залежи турнейского яруса Ново-Елховского нефтяного месторождения (третьего в Урало-Поволжье по величине запасов нефти). Запасы нефти турнейского яруса относятся к категории трудноизвлекаемых, проектный коэффициент нефтеизвлечения - 0.2. Залежи нефти характеризуются высокой сложностью геологических условий: высокой зональной и послойной макро- и микронеоднородностью пласта, повышенной трещиноватостью коллектора, широким распространением водонефтяных зон, повышенной вязкостью нефти.

Вторая категория - массивные залежи в рифогенных постройках Предуральского краевого прогиба (13 нефтяных и 6 нефтегазовых месторождений). Большинство месторождений сильно истощены, извлекаемые запасы практически отобраны. Коэффициент использования извлекаемых запасов изменяется от 0.1 до 0.99, составляя в среднем 0.74. По этим месторождениям остаточные балансовые запасы составляют 120 млн. т. при среднем КИН, равном 0.28. Дальнейшая разработка месторождений на режиме истощения становится нерентабельной.

Третья категория - 157 залежей высоковязких нефтей в карбонатных пластах, большая часть которых относится к турнейскому и фаменскому

ярусам Башкортостана. Суммарные текущие геологические запасы нефти по карбонатным объектам составляют 720 млн. т.

Комплексные геолого-промысловые исследования проводились на основе построения геологической и технологической моделей, их сопоставления и анализа. На первом этапе строились геологические карты и проводился анализ геологического строения и распределение наиболее важных для методов увеличения нефтеотдачи (МУН) физических параметров пласта, таких как начальная нефтенасыщенная толщина, расчлененность, проницаемость и послойная проницаемостная неоднородность. На втором этапе правильность выбора участков воздействия сверялась анализом текущих параметров разработки, наиболее объективно отражающих геологические особенности и свойства системы воздействия и разработки. Выделялись участки с проявлением признаков хорошей гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, обусловленной проявлением повышенной трещиноватости. Косвенными методами определялись возможные направления трещиноватости коллектора и основные гидродинамические потоки на участках залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления. На третьем этапе правильность выбора опытных участков подтверждалась результатами проведенных опытно-промышленных работ.

Базовыми технологиями воздействия на анализируемых объектах являются заводнение, газовое и тепловое воздействия.

Моделирование технологий нефтеизвлечения, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти по объектам-полигонам (карбонатные коллекторы Ново-Елховского, Мухарметовского месторождений; рифогенные залежи Тереклинского месторождения; залежи высоковязких нефтей Степноозёрского месторождения, турнейского и фаменского ярусов нефтяных месторождений Башкортостана) осуществлялось несколькими методами. Наиболее полную и интегрированную информацию по объекту разработки предоставляет детальная адресная трёхмерная геологическая модель с подробным распределением геологических параметров по объёму залежи. Физическое моделирование заключалась в проведении лабораторных экспериментов на керне или насыпных моделях с использованием пластовых флюидов и составов для вытеснения нефти.

Математическое моделирование осуществлялось с помощью методов механики многофазных сред и уравнений фильтрации жидкостей в пористых средах.

Во второй главе выполнено обоснование наиболее эффективных технологий регулирования базового агента воздействия (заводнения) для пластовых залежей нефти на примере отложений турнейского яруса Ново-Елховского месторождения.

На основе анализа сопоставления карт посчитанных остаточных запасов с геолого-промысловыми картами (рис. 1) выделены следующие типы остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах.

1. Запасы нефти промытых зон, представленных двумя подтипами/

1.1 Относительно однородные зоны пласта, в полной мере

охваченные воздействием по площади и разрезу. Значительные запасы этих зон выработаны. 1.2 Запасы в зонах высокой послойной неоднородности, сконцентрированные преимущественно в сводовых частях структур, характеризующихся повышенными нефтенасыщенными толщинами, высокой расчлененностью и вертикальной изменчивостью по проницаемости. Запасы в этих зонах сосредоточены в слабопроницаемых интервалах пласта, не охваченных в полной мере дренированием.

2. Запасы водонефтяных зон. Зоны характеризуются повышенной слоистой неоднородностью. Запасы водонефтяных зон не вовлечены в полной мере в разработку из-за недостаточной степени вскрытия пласта.

3. Запасы нефти низкопроницаемых коллекторов. Освоение запасов этого типа осложняется близостью подошвенных вод к нижней границе интервала перфорации и отсутствием эффективной системы заводнения.

Рис. 1 Карта-схема доли остаточных геологических запасов, залежь №51 турнейского яруса

4. Запасы нефти приконтурных зон. Основная часть запасов не вовлечена в разработку в связи с низкой плотностью сетки скважин и недостаточным площадным охватом воздействием при заводнении.

Перспективы вовлечения остаточных запасов 1 группы связаны с реализацией работ по следующим направлениям: повышение эффективности системы заводнения; повышение продуктивности добывающих скважин и восстановление фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП) нагнетательных скважин; мероприятия по увеличению степени вскрытия пласта. Повышение охвата воздействием недренируемой части запасов возможно за счет организации циклического заводнения и мероприятий, направленных на изменение направления фильтрации.

Для увеличения извлечения нефти при заводнении в условиях неоднородных пластов с высокой обводнённостью продукции скважин (60-90 %) успешно применяются физико-химические методы, в частности, полимерно-дисперсные системы в сочетании с композицией поверхностно-активных веществ (ПАВ). Для пластов, характеризующихся резкой неоднородностью и слабой гидродинамической связью применяют полимерное заводнение, направленное на выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении, снижение темпов обводнения добываемой продукции. Повышение эффективности системы заводнения в зонах высокой послойной неоднородности может быть достигнуто за счет проведения водоизоляционных работ, направленных на блокирование промытых водой высокопроницаемых прослоев с применением технологий ограничения водопритоков.

Вовлечение остаточных запасов нефти, сконцентрированных в водонефтяных зонах (запасы 2 группы) требует проведения геолого-технологических мероприятий по следующим направлениям: увеличение доли дренируемых запасов за счет повышения степени вскрытия пласта и восстановления фильтрационно-емкостных свойств ПЗП; водоизоляционные работы в скважинах, обводняемых подошвенными водами; увеличение охвата воздействием послойно неоднородных пластов при заводнении за счет подключения в работу новых интервалов в нагнетательных скважинах; бурение горизонтальных скважин.

Вовлечение остаточных запасов нефти, сконцентрированных в низкопродуктивных зонах (запасы 3 группы), характеризующихся низкими коллекторскими свойствами пласта, осуществимо за счет комплекса следующих мероприятий: организация эффективной системы поддержания пластового давления в пределах зон, не охваченных площадным

воздействием (перевод скважин под нагнетание за счет возвратного фонда); бурение горизонтальных скважин; проведение вторичного вскрытия пласта; повышение продуктивности скважин за счет применения комплексных соляно-кислотных обработок, кислотного гидроразрыва пласта; восстановление фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны скважин (физические методы, основанные на воздействии упругими волнами (акустическое, волновое воздействия), применяемые в комплексе с кислотными составами и растворителями).

Остаточные запасы приконтурных зон залежей (4 группа запасов) могут быть вовлечены в активную разработку за счет уплотнения сетки скважин; возвратного фонда скважин с нижележащего объекта разработки; создания очагов заводнения путем перевода обводнившихся скважин под нагнетание, что позволит повысить площадной охват воздействием при заводнении; бурения горизонтальных скважин и боковых стволов; многоствольного бурения; мероприятий по интенсификации добычи нефти с применением кислотных составов избирательного действия.

Для повышения эффективности воздействия на призабойную зону карбонатного пласта предложен способ обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов для качественной изоляции обводнившихся порово-трещиноватых транспортных каналов, увеличения глубины проникновения кислоты в пласт и охвата призабойной зоны пласта воздействием. Используется двухстадийная обработка пласта для водоизоляции на первой стадии и увеличения проницаемости участков, не охваченных фильтрацией, на второй стадии, композицией на основе поверхностно-активного раствора силиката натрия - отхода производства синтетического цеолита и кислоты, добавлением метанола при приготовлении кислотного раствора и жидкости для продавки на второй стадии и ПАВ на обеих стадиях.

Эффективность заводнения залежей, особенно с вязкими нефтями, в трещиноватых коллекторах может быть значительно увеличена за счет их комплексирования с эмульсионным воздействием. Комплексирование технологий позволит регулировать и при необходимости изолировать водопроявления в добывающих скважинах, увеличивая тем самым охват процессом вытеснения нефти.

В третьей главе изучено состояние разработки и технологии нефтеизвлечения в рифогенных нефтяных месторождениях Предуральского краевого прогиба. Разработка характеризуется реализацией трех основных режимов: упругого, растворенного газа и гравитационного. Нефтеотдача очень низкая - 10-30 %. Специфика

геолого-физических и морфологических свойств объектов позволяет реализовать на них совмещенную технологию создания подземных хранилищ газа (ПХГ) с одновременной выработкой части остаточных запасов нефти, которая осталась бы неизвлеченной при применении традиционных методов. Рифогенные месторождения Предуральского краевого прогиба как нельзя лучше подходят для эксплуатации в качестве объектов ПХГ: замкнутый характер природного резервуара, большие объемы на ограниченной площади, наличие регионального флюидоупора (соленосная толща кунгурского яруса) и наличие вблизи месторождений развитой газотранспортной системы.

В настоящее время для реализации технологии наиболее подготовленным является Тереклинское нефтяное месторождение (рис. 2). Дополнительная добыча нефти может составить 0.7-0.8 млн.т., что соответствует приросту нефтеотдачи в 8-10 %. Активный объем ПХГ оценивается в 430 млн. м3 газа. Анализ выработки запасов нефти, выполненный на основе геологического моделирования, демонстрирует, что основные остаточные запасы нефти сосредоточены в периферийных зонах и в нижней толще карбонатной породы центральных зон (рис. 3).

месторождения

Основным фактором, снижающим эффективность газовых методов являются прорывы закачиваемого газа к забоям добывающих скважин. Для снижения вероятности преждевременных прорывов газа предлагается перфорация добывающих скважин на 25 - 30 м от кровли зоны окисленной нефти, а газонагнетательных на 30 - 40 м от кровли рифа; бурение горизонтальных скважин; компенсацию отборов осуществлять в объеме не более 100 %.

Рис. 3 Карта средней нефтенасыщенности Тереклинского месторождения

Для снижения прорывов газа в добывающие скважины и повышения охвата пласта газовым воздействием рекомендуется использование гелеобразующих составов на основе алюмохлорида (цеолита), естественного деэмульгатора - нефти Аллакаевского месторождения (одного из рифогенных), успешно применяемого на подобных объектах.

Эффективность газового воздействия может быть значительно увеличена за счет его комплексирования с физико-химическими МУН, позволяющими регулировать и изолировать газопроявления в добывающих скважинах, увеличивая тем самым охват процессом вытеснения нефти. В настоящей работе предлагается эмульсионное воздействие на пласт. Было проведено исследование гидрофобных обратных эмульсий для случая газового воздействия в порово-трещиноватых коллекторах.

В четвёртой главе приведены результаты исследования фильтрационных и реологических характеристик обратной эмульсии на основе маловязкой малосмолистой нефти девонских пластов. Гидрофобные обратные эмульсии могут быть использованы для выравнивания фронта вытеснения нефти водой в трещиноватых коллекторах (закачка в нагнетательные скважины) и для селективной газо-и водоизоляции в добывающих скважинах. Выполнено математическое моделирование эмульсионного воздействия на пласт и установлены оптимальные параметры технологических характеристик процесса.

Были исследованы эмульсии на основе эмульгатора Нефтенол НЗ, дегазированной нефти и минерализованной воды девонских пластов. Для фильтрационных экспериментов были выбраны насыпные среды, моделирующие порово-трещиноватый коллектор с «мелкими» и «крупными» трещинами. Фильтрацию флюида продолжали до прекращения выделения • эмульсии, нефти (или воды) и стабилизации перепада давления. Моделирование осуществлялось при пластовых температурах и постоянной скорости фильтрации. Исследование показало (рис. 4), что для описания реологических свойств обратных эмульсий на основе девонской нефти и Нефтенола НЗ при скорости сдвига выше 1 с"1 может быть использовано уравнение:

8 = А'У, (1)

где 8 - напряжение сдвига, Па; у - скорость сдвига, с"1; А - постоянная (консистентность), п - постоянная (п<1). Таким образом, исследованные обратные эмульсии по своим свойствам относятся к псевдопластикам.

Вязкость (консистентность) эмульсий увеличивается по мере снижения объемной доли нефти в составе эмульсии. Одновременно усиливается отклонение реологических свойств эмульсии от уравнения Ньютона. Рост концентрации эмульгатора способствует увеличению консистентности обратных эмульсий. Для фильтрационного исследования была выбрана эмульсия с минимальным содержанием нефтяной фазы, так как реология этого состава в максимальной степени отклоняется от реологии ньютоновских жидкостей, приближается к углеводородным гелям и поэтому должна быть наиболее эффективна в водоизоляционных работах. Полученные данные показывают, что для водоизоляционных работ в добывающих скважинах наиболее подходят гидрофобные эмульсии с минимальным содержанием нефтяной фазы. Гидрофобные обратные эмульсии могут быть использованы для выравнивания фронта вытеснения нефти водой в трещиноватых коллекторах (закачка в

нагнетательные скважины) и для селективной водо- и газоизоляции в добывающих скважинах.

обратной эмульсии (содержание Нефтенола НЗ - 2 г / 100 мл)

Математическое моделирование эмульсионного воздействия на пласт выполнено для композиционных составов, состоящих из четырех основных компонентов1, воды, углеводородов, эмульсификатора и стабилизатора. Смешение компонентов в определенных пропорциях приводит к образованию обратной микроэмульсии «вода в нефти» с избытком водной и углеводородной фаз. Содержание углеводородов в собственно микроэмульсии составляет 30 - 40 %. Для описания фазового равновесия микроэмульсионных систем при постоянной температуре и минерализации воды используется техника треугольных фазовых диаграмм (ТФД).

Экспериментально было изучено фазовое равновесие системы «нефть, вода, эмульсификатор и стабилизатор». По данным результатов исследований для некоторых концентраций «эмульсификатор плюс стабилизатор» были рассчитаны и построены ТФД. Проведенные лабораторные исследования показали, что вязкость эмульсий незначительно отличается от вязкости нефти, поверхностное натяжение на границе эмульсии с водой и нефтью снижается в 5 - 10 раз.

Микроэмульсии могут быть также получены непосредственно в пласте. В этом случае в пласт сначала закачивается раствор нефти с эмульгатором, далее эта смесь проталкивается в пласт раствором воды со стабилизатором, где происходит перемешивание реагентов и образование собственно эмульсии. При закачке нефтяного раствора в нагнетательную

скважину происходит разбавление системы вдоль прямой линии, соединяющей точку закачиваемого раствора на стороне Р-8 ТФД с точкой соответствующей 100 % воды (\У) (рис. 5). На втором этапе процесса просходит разбавление нового раствора в нефти по прямой линии на ТФД, соединяющей точку состава этого раствора и точку 100 % концентрации нефти (Р). Окончательное состояние системы соответствует точке II, которая является пересечением прямых линий Ро - - Р.

Рис. 5 Диаграмма для определения состава получаемой смеси при внутрипластовом производстве микроэмульсии

Для описания процесса вытеснения нефти микроэмульсией использовалась модель двухфазной фильтрации. Нефтяная фаза представляет собственно пластовую нефть и включает диспергированную третью фазу - микроэмульсию, которая состоит из нефти, воды и ПАВ, как компонентов. Движение фаз описывается обобщенным законом Дарси.

Исследована математическая модель эмульсионного воздействия на пласт и её параметрическая чувствительность. Задача о вытеснении нефти оторочкой обратной микроэмульсии разделена на три подзадачи: традиционное вытеснение нефти водой, вытеснение остаточной нефти из пласта микроэмульсией и вытеснение микроэмульсии водой. Полученное решение показывает, что скорость движения переднего фронта оторочки обратной эмульсии меньше, чем скорость заднего фронта, таким образом, задний фронт оторочки догоняет передний. Затем была проведена оптимизация параметров технологии. Под оптимальным размером оторочки подразумевается такой размер, при котором оторочка полностью разрушается на выходе из пласта. В таблице 1 приведены расчетные данные по составу и свойствам получаемой в пласте микроэмульсии. Составы и объемы используемых рабочих жидкостей могут быть получены на основе расчета технологических параметров объекта разработки и экономических характеристик процесса.

Таблица 1

Состав получаемой в пласте эмульсии и её реологические свойства

№ Состав получаемой эмульсии, % Реологические характеристики

этапа Нефть Вода Эмуль- Стабили- Статическое напряжение Эффективная

гатор затор сдвига, Па вязкость, мПа-с

1 30 66 4 0 2.700 71

2 10 85 5 0 0.678 21

3 26 69 0 5 0.000 8

Пятая глава посвящена задаче изучения механизма процессов, происходящих при извлечении нефти из порово-трещиноватых пластов с применением теплоносителей. Приведены исследования по оптимизации и регулированию процесса .термокапиллярной противоточной пропитки на залежах фаменского и турнейского ярусов Башкортостана.

Учет особенностей процесса важен для повышения качества проектирования разработки месторождений тепловыми методами, контроля и управления. Требуются новые реагенты и способы усиления базовых термических технологий разработки. Основная часть запасов нефти в коллекторах порово-трещиноватого типа часто содержится в поровых блоках. Применение теплоносителей при разработке таких месторождений вызывает необходимость в исследовании механизма извлечения нефти из поровых блоков при высоких температурах. Повышение температуры при нагнетании теплоносителя существенно влияет на характер процесса фильтрации и массопереноса в порово-трещиноватых коллекторах по сравнению с изотермическим случаем.

Изучению эффективности термических методов увеличения нефтеотдачи посвящены работы большого количества исследователей. Наиболее интересны как с научной, так и с практической точек зрения работы по испытанию комбинированных технологий воздействия на залежи высоковязких нефтей (ИДТВ, ЦВДПВ, термополимерное воздействие) Волго-Уральской НГТ1, выполненные под руководством В.И. Кудинова на Гремихинском месторождении.

В диссертационной работе проведены экспериментальные исследования термокапиллярной пропитки на коллекциях естественных карбонатных кернов нефтяных месторождений Башкортостана (таблица 2).

Последовательно задавались четыре значения температуры (20 °С, 50 °С, 70 °С и 90 °С), при которых фиксировалась динамика вытеснения нефти. Из анализа кривой на рисунке 6 видно, что с ростом температуры

процесс вытеснения интенсифицируется, что приводит к увеличению коэффициента противоточного термокапиллярного вытеснения нефти.

Таблица 2

Коллекторские характеристики блоков порово-трещиноватого пласта

Проницаемость блока, мД Максимальное значение 1776.00

Минимальное значение 1.30

Среднее значение 470.30

Пористость, % Максимальное значение 21.57

Минимальное значение 4.96

Среднее значение 16.21

Начальная нефтенасыщенность % Максимальное значение 92.18

Минимальное значение 10.13

Среднее значение 65.37

0.35 0.30

о4

I 0.25

|в 0.20 ш

н 0.15 х

| 0.10 •е-

0.05

О 100 200 300 400 500 600 Время, час

Рис. 6. Изменение коэффициента вытеснения нефти во времени при последовательной смене температуры

По результатам проведенных экспериментальных исследований были получены обобщенные кривые в координатах температура -коэффициент вытеснения нефти и их аналитические зависимости для коллекции карбонатных образцов (рис. 7), а также кривые зависимости

времени окончания (резкого замедления) противоточной капиллярной пропитки от температуры (рис. 8).

Анализируя эти зависимости и зависимость вязкости нефти от температуры, можно заключить, что наибольшая интенсификация наблюдается в диапазоне температур резкого снижения вязкости. Противоточное капиллярное вытеснение высоковязкой нефти является важным фактором вытеснения из поровых блоков порово-трещиноватых карбонатных пластов.

0.45

40 50 60 70 Температура, град С

Рис. 7 Зависимость коэффициента вытеснения нефти при противоточной капиллярной пропитке от температуры

Рис. 8 Зависимость времени окончания (резкого замедления) противоточной капиллярной пропитки от температуры

С ростом температуры отмечается интенсификация противоточной термокапиллярной пропитки. Повышение коэффициента вытеснения было отмечено на всех изучаемых образцах карбонатных пород. При высоких

температурах сохраняются закономерности роста коэффициента противоточного термокапиллярного вытеснения с увеличением проницаемости породы и снижением вязкости нефти. Проведение расчёта характерного времени процесса для реальных поровых блоков пород возможно с учётом времени окончания капиллярного впитывания, полученного в экспериментах.

Выполненный комплекс исследований для различных категорий запасов в карбонатных коллекторах позволяет сделать вывод о том, что повышение эффективности физико-химических, газовых и тепловых технологий увеличения нефтеотдачи может быть достигнуто за счёт их детального экспериментального, теоретического обоснования и адаптации их к конкретным геолого-физическим условиям пластов-коллекторов и физико-химическим свойствам флюидов. Достижение максимального охвата пласта воздействием вытесняющим агентом возможно только на основе комплексирования базового метода увеличения нефтеотдачи и технологий регулирования и управления воздействием.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выделены основные категории и типы трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Башкортостан и восточная часть Татарстана): I - в пластовых залежах нефти (запасы нефти промытых, водонефтяных, приконтурных зон, низкопроницаемых коллекторов), 11 - в массивных (рифогенных - центральные и периферийные зоны) залежах, III - в залежах, содержащих высоковязкую нефть. Выполнен дифференцированный анализ структуры остаточных запасов, определены геолого-геофизические параметры и неоднородность коллекторов, определяющие эффективность выработки запасов нефти.

2. Перспективы вовлечения в разработку остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти в пластовых залежах связаны с реализацией работ по увеличению степени вскрытия пласта, организации циклического заводнения, комплексу физико-химических методов, вторичному вскрытию пластов, волновому воздействию и др. Предложен способ обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов -двухстадийная обработка пласта для водоизоляции на первой стадии и увеличения проницаемости участков, не охваченных фильтрацией, на второй стадии, композицией на основе поверхностно-активного раствора силиката натрия - отхода производства синтетического цеолита и кислоты.

3. Изучены фильтрационные и реологические характеристики обратных эмульсий на основе маловязкой малосмолистой нефти девонских пластов для выравнивания фронта вытеснения нефти водой в трещиноватых коллекторах и селективной водо- и газоизоляции в добывающих скважинах. В последнем случае рекомендуется использовать эмульсионные составы с низким содержанием нефтяной фазы. Изменяя отношение нефтяной и водной фаз, концентраций эмульгатора и хлорида кальция, а также условия приготовления можно регулировать реологические свойства гидрофобных эмульсий.

4. Выполнено математическое моделирование эмульсионного воздействия на пласт. Показано, что скорость движения переднего фронта оторочки обратной эмульсии меньше, чем скорость заднего фронта. Посредством метода характеристик предложена графо-аналитическая техника решения системы дифференциальных уравнений, с помощью которой исследована параметрическая чувствительность модели и установлены оптимальные параметры технологических характеристик процесса. Под оптимальным размером оторочки подразумевается такой размер, при котором оторочка полностью разрушается на выходе из пласта.

5. Проведены экспериментальные исследования вытеснения нефти из карбонатных коллекторов при термокапиллярной противоточной пропитке. На образцах естественных кернов при высоких температурах экспериментально подтверждена значительная интенсификация вытеснения в процессе противоточной термокапиллярной пропитки. При высоких температурах сохраняются закономерности роста коэффициента противоточного термокапиллярного вытеснения с увеличением проницаемости породы и снижением вязкости нефти, показана возможность применения экспоненциально-квадратичной зависимости, описывающей скорость пропитки от времени, характерной для экспериментов при обычной температуре. Время резкого замедления капиллярного впитывания, полученное в экспериментах, позволяет провести нормирование времени процесса для реальных поровых блоков.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ

1. Котенёв М.Ю. Обоснование технологий и регулирование воздействия на различные категории трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2010. N2. 18с. URL: http://www.ogbus.ru/authors/KotenevMYu/KotenevMYu_l.pdf

2. Котенёв М.Ю., Андреев В.Е., Федоров K.M., Хлебников В.Н. Исследование и оптимизация эмульсионного воздействия для селективной газо- и водоизоляции в трещиноватых коллекторах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2010. N2. 17с. URL: http://www.ogbus.ru/authors/KotenevMYu/KotenevMYu_2.pdf

3. Котенёв М.Ю., Фёдоров K.M., Блинов С.А. Экспериментальные исследования и математическое моделирование вытеснения нефти из карбонатных коллекторов при термокапиллярной противоточной пропитке // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР.- 2011,- Вып. 1 (83), с.5-13

4. Котенёв М.Ю. Адаптация технологий и управление воздействием на залежах нефти в карбонатных коллекторах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011. N3. 12с. URL: http://www.ogbus.ru/authors/KotenevMYu/KotenevMYu_3.pdf

5. Решение о выдаче патента на изобретение. Заявка № 2009106546/03 (008753) от 24.02.2011. Способы обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов (варианты) / Андреев В.Е., Ганиев Р.Ф., ... Котенёв М.Ю. и др.

В других изданиях

6. Kotenev M.Y., Kotenev Yu.A., Varlamov D.I. Improved oil recovery in the process of underground gas storage creation in depleted reef oil fields. 16th European Symposium on Improved Oil Recovery. Cambridge, UK. 2011

7. Котенёв М.Ю., Султанов Ш.Х. Геологическое строение Степноозерского месторождения и перспективы извлечения высоковязких нефтей // Материалы 54-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа, УГНТУ, 2003. С. 23

8. Султанов Ш.Х., Котенёв М.Ю. Перспективы извлечения высоковязких нефтей в сложных геологических условиях Степноозерского месторождения // Тезисы докладов П-й Всероссийской научно-

практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии». Самара, СамГТУ, 2003. С. 133

9. Котенёв М.Ю., Шамаев Г.А. Эффективность различных модификаций солянокислотных воздействий на рифогенных месторождениях//Тезисы докладов 55 научной-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа, УГНТУ, 2004. С.76

10. Чибисов А.В., Котенёв М.Ю., Котенёв А.Ю. Геолого-промысловое обоснование применения технологий ограничения водопритоков в карбонатных коллекторах // Тезисы докладов Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». Самара, 2004. С. 12

11. Котенёв М.Ю., Котенёв А.Ю. Особенности разработки продуктивных отложений нижнего карбона возвратным фондом скважин // Тезисы докладов Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». Самара, СамГТУ, 2004. С. 27

12. Котенёв М.Ю. Повышение производительности низкодебитного фонда скважин с применением прогрессивных методов воздействия на пласт // Тезисы докладов 59-й Межвузовской студенческой научной конференции. Москва, РГУНГ, 2005. С.54

13. Нугайбеков Р.А., Каптелинин О.В., Котенёв М.Ю. Обоснование повышения эффективности выработки низкопродуктивных объектов с применением комплексных физико-химических методов II Научные труды VI Конгресса нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов». Уфа, 2005. С. 190-191

14. Котенёв М.Ю., Шамаев Г.А. Обобщение опыта ввода в повторную разработку законсервированных месторождений // Тезисы докладов 56-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа, УГНТУ, 2005. С. 242

15. Котенёв М.Ю. Перспективы создания подземных хранилищ газа в процессе доразработки истощённых рифогенных месторождений // Тезисы докладов Всероссийской конференции-конкурса среди студентов выпускного курса. Санкт-Петербург, СПбГГИ, 2006. С.13

16. Котенёв М.Ю., Сиднев А.В. Оперативное планирование технологий нефтеизвлечения в процессе изучения геологического строения нефтяных месторождений // Тезисы докладов 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных. Уфа, УГНТУ, 2007. С.265

17. Котенёв М.Ю. Геологические условия нефтяного месторождения -основа перспективного планирования технологий нефтеизвлечения // Материалы VII Конгресса нефтегазопромышленников России «Проблемы

и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». Уфа, 2007. С. 223-224

18. Котенёв М.Ю. Влияние объёма исходной геолого-геофизической информации на качество и адекватность геологической модели залежи // Материалы Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов». Казань, 2007. С.359-360

19. Султанов Ш.Х., Котенёв М.Ю., Варламов Д.И., Блинова О.Н Повышение эффективности разработки крупных месторождений на основе адекватной геологической модели (север башкирского свода) // Сборник научных трудов «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа», Выпуск V. - Уфа: ЦХИМН АН РБ, 2008.-С. 148-151

20. Котенев М.Ю. Выработка научных основ влияния особенностей геологического строения месторождений нефти и газа на системы разработки месторождений с различными категориями запасов // Сборник материалов научного семинара стипендиатов программы «Михаил Ломоносов» 2007/08 года. Москва, 18-19 апреля 2008. С.94-96

21. Котенев М.Ю., Каптелинин О.В. Математическое моделирование и метод экспертных оценок при планировании технологий нефтеизвлечения // Материалы Международной конференции Российской научной школы. Москва «Энергоатомиздат», 2008. С.28-30

22. Котенев М.Ю. Обоснование технологий нефтеизвлечения на различных этапах геологической изученности нефтяных месторождений//Сборник трудов «Нефтегазовые и химические технологии».-Самара, 2008. С.12-13

23. Котенев М.Ю. Планирование комплексных технологий увеличения нефтеотдачи // VIII Конгресс нефтегазопромышленников России. Уфа, 2629 мая 2009. С.56-57

24. Котенев М.Ю. Обоснование эффективных комплексных технологий увеличения нефтеотдачи для различных типов коллекторов // VIII Конгресс нефтегазопромышленников России «Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов», научные труды. Уфа: «Монография», 2009.- С.345-347

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 22.04.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 84. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Котенёв, Максим Юрьевич, Москва

61 11-5/2675

На правах рукописи

Котенёв Максим Юрьевич

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Диссертация

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель Доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

Москва-2011

Содержание

Условные обозначения и сокращения.............................................................4

Введение............................................................................................................5

1. Геолого-промысловый анализ структуры запасов и состояния разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах..................................................10

1.1 Выделение основных категорий запасов и объектов-полигонов.......10

1.2 Пластовые залежи нефти......................................................................14

1.3 Массивные (рифогенные) залежи нефти..............................................32

1.4 Залежи с высоковязкими нефтями.......................................................35

1.5 Выводы по главе....................................................................................39

2. Обоснование технологий управления воздействием в пластовых залежах .........................................................................................................................40

2.1 Регулирование и управление заводнением для пластовых залежей нефти............................................................................................................40

2.1.1 Запасы нефти промытых зон..........................................................42

2.1.2 Запасы в водонефтяных зонах........................................................44

2.1.3 Запасы в низкопроницаемых (низкопродуктивных) коллекторах48

2.1.4 Запасы приконтурных зон..............................................................48

2.2 Способ обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов ...49

2.3 Выводы по главе....................................................................................52

3. Обоснование технологий управления и регулирования газового воздействия в массивных (рифогенных) залежах.........................................53

3.1 Обоснование технологии доизвлечения остаточных запасов нефти в процессе создания подземного хранилища газа на объекте-полигоне ....53

3.2 Анализ выработки запасов нефти.........................................................57

3.3 Обоснование технологий и рабочих агентов для газового воздействия ......................................................................................................................61

3.4 Технологии по интенсификации добычи нефти и закачки газа..........66

3.5 Управляемое газовое воздействие - ресурсо-энергосберегающая

технология...................................................................................................68

3.6 Выводы по главе....................................................................................70

4. Исследование и оптимизация эмульсионного воздействия для селективной газо- и водоизоляции................................................................71

4.1 Состав эмульсий и условия экспериментов.........................................71

4.2 Исследование реологических свойств эмульсий.................................73

4.3 Результаты фильтрационных исследований........................................74

4.4 Фазовое равновесие обратных эмульсионных систем........................81

4.5 Внутрипластовое производство обратных микроэмульсий................84

4.6 Математическое моделирование эмульсионного воздействия на пласт ......................................................................................................................86

4.7 Выводы по главе....................................................................................94

5. Экспериментальное исследование вытеснения нефти при термокапиллярной пропитке..........................................................................96

5.1 Применение теплоносителей на месторождениях высоковязких нефтей..........................................................................................................96

5.2. Выбор режимов и параметров парогазоциклического воздействия для выбранных объектов-полигонов..........................................................97

5.3. Экспериментальное исследование вытеснения нефти при термокапиллярной противоточной пропитке............................................98

5.4. Математическое моделирование парогазоциклического воздействия

с учётом процессов термокапиллярной пропитки...................................108

5.5 Выводы по главе..................................................................................122

Основные выводы и рекомендации.............................................................123

Список использованных источников..........................................................125

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

АСПО - асфальто-смоло-парафинистые отложения

ВНЗ - водонефтяная зона

ВНК - водонефтяной контакт

ВНФ - водонефтяной фактор

ВУС - вязкоупругий состав

ЗОН - зона окисленной нефти

КИЗ - коэффициент использования запасов

КИН - коэффициент извлечения нефти

МГ - магистральный газопровод

МУН - метод увеличения нефтеотдачи

НБЗ - начальные балансовые запасы

НИЗ - начальные извлекаемые запасы

ОВП - ограничение водопритоков

ОГК - осадкогелеобразующая композиция

ПАВ - поверхностно-активное вещество

ПЗП - призабойная зона пласта

ППД - поддержание пластового давления

ПХГ - подземное хранилище газа

СПС - сшитые полимерные системы

СКО - солянокислотная обработка

СТ - стабилизатор

ТрИЗ - трудноизвлекаемые запасы

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства

ЭМ - эмульсификатор

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

Цель работы

Основные задачи исследования

Методы исследования

Научная новизна

Основные защищаемые положения

3. Результаты экспериментального изучения вытеснения нефти при противоточной термокапиллярной пропитке.

Достоверность результатов исследований

Достоверность результатов исследований достигается корректной постановкой задач, применением современных методов обработки

исходной геолого-промысловой информации, проведением теоретических, численных и экспериментальных исследований, сходимостью результатов расчётных показателей с имеющимися фактическими промысловыми данными.

Практическая значимость работы

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: 54-й, 55-й, 56-й, 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2003, 2004, 2005, 2007), П-й, 1У-й Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (Самара, 2003, 2007), Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Самара, 2004), 59-й Межвузовской студенческой научной конференции (Москва, 2005), Всероссийской конференции-конкурсе среди студентов выпускного курса (Санкт-Петербург, 2006) Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (Казань, 2007) Научном семинаре стипендиатов программы «Михаил Ломоносов» 2007/08 года (Москва, 2008), Международной конференции Российской

научной школы Инноватика-2008 (Москва, 2008), VI, VII, VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2005, 2007, 2009), 16-м Европейском Симпозиуме по повышению нефтеотдачи пластов (Европейская Ассоциация Геологов и Инженеров, EAGE) (Cambridge, UK, 2011), семинарах кафедры геологии и разведки НГМ УГНТУ, НИИнефтеотдачи АН РБ, ЦХМН и ИНТНМ АН РБ (2006-2011 гг).

Публикация результатов и личный вклад автора

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н. профессору В.Е.Андрееву, профессорам д.ф.-м.н К.М.Фёдорову, д.г.-м.н А.В.Сидневу, д.х.н. В.Н.Хлебникову, к.т.н. С.А.Блинову за помощь в формировании направлений научных исследований и их проведении, а также коллективу кафедры геологии и разведки НГМ УГНТУ и Института нефтегазовых технологий и новых материалов за помощь при подготовке диссертационной работы.

Структура и объём работы

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ЗАПАСОВ И СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ 1.1 Выделение основных категорий запасов и объектов-

полигонов

Как показывает опыт применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), основным фактором, определяющим эффективность проводимых работ, является правильный выбор конкретной технологии для определенных геолого-физических условий пласта и стадии разработки [1]. Особенно актуальна проблема эффективного применения технологий в условиях сложного геологического строения и низкой продуктивности карбонатных залежей.

Эффективность мероприятий планировалась по залежам нефти в карбонатных коллекторах месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Выбор участков под воздействие проводился на основе комплексных геолого-промысловых исследований.

Для эффективной и рациональной разработки залежей необходимо качественное изучение геологического строения месторождений, создание и использование технологий, позволяющих повысить коэффициент извлечения углеводородов. На данный момент детальная трёхмерная геологическая модель является наиболее адекватным представлением о строении геологической среды, так как она наиболее полно описывает.распределение литологии, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности по объёму залежи, что приводит к повышению достоверности подсчёта теологических запасов месторождений.

На геолого-разведочном этапе изучения нефтяного месторождения объём и качество геолого-геофизической информации имеют важное значение не только для создания геологической модели, подсчёта запасов и оценки перспектив месторождения, но также эта информация должна быть

проанализирована с точки зрения стратегии разработки, предопределяющей выбор технологий нефтеизвлечения (методов увеличения нефтеотдачи, технологий интенсификации добычи нефти) [2, 3]. С самого начала эксплуатации объекта необходимо получить полную геологическую информацию по месторождению, выявить все его особенности. Затем нужно сформировать банк технологий повышения нефтеизвлечения и проанализировать их в зависимости от геологических условий, выработанности запасов и других параметров. Данная база может использоваться затем и на других объектах.

Можно заметить, что на практике в большинстве случаев технологии интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи залежей нефти начинают применяться на этапе, когда уже произошло падение дебитов нефти и наметился резкий рост обводнённости продукции скважин [4, 5]. Как правило, в проектно-технологической документации уже заложены стратегические направления применения методов увеличения нефтеотдачи, общие указания. Однако, необходимо разработать тактические приёмы и определить оптимальное время их применения, позволяющие избежать резких скачков в динамике основных показателей разработки. Для этого необходимо на этапе гидродинамического моделирования локализовать по временным интервалам зоны, где намечается снижение эффективности вытеснения нефти. Соответственно, при оперативном регулировании разработки месторождения, имея всю геологическую информацию по месторождению и уровню выработки запасов, проанализировав базу технологий, можно выбрать метод увеличения нефтеотдачи, наиболее полно соответствующий определённым условиям. Данный подход позволит предотвратить негативные явления на объекте разработки нефтяного месторождения и повысить степень нефтеизвлечения [6].

Для обоснования технологических решений по регулированию базовым агентом воздействия на залежах нефти в карбо�

Информация о работе

Котенёв, Максим Юрьевич
кандидата технических наук
Москва, 2011
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности технологий извлечения запасов нефти в карбонатных коллекторах управляемым воздействием - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы