Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка новых подходов к адаптации геолого-технологических моделей нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка новых подходов к адаптации геолого-технологических моделей нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами"

«

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

на правах рукописи УДК 553.98.001.57+51.001.57:553.98

КОЧКИН СЕРГЕЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ

I

РАЗРАБОТКА НОВЫХ ПОДХОДОВ К АДАПТАЦИИ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2006

Диссертация выполнена в Российском Государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель:

- кандидат технических наук, доцент И.Н. Стрижов Официальные оппоненты:

- доктор технических наук Р.Д. Каневская

- кандидат технических наук A.B. Фомкин

Ведущая организация:

- ОАО «ВНИИнефть».

Защита состоится <¿^3 '^А^-^ОЬ года в /Г~ часов, в ауд. на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук при РГУ нефти и газа им И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан

года.

Ученый секретарь Диссертационного Совета д.т.н., проф.

/робА

з

ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В настоящее время доля трудноизвлекаемых запасов нефти в общей структуре разрабатываемых запасов неуклонно растет. К трудноизвлекаемым относятся запасы выработанных месторождений с высокой обводненностью, запасы, содержащиеся в низкопроницаемых коллекторах и вязких нефтей. Более 80 % запасов нефти, уже вовлеченных в разработку на территории Западной Сибири, относятся к категории трудноизвлекаемых в основном по причине низкой проницаемости коллекторов.

К низкопроницаемым коллекторам условно принято относить такие, проницаемость которых не превышает 0,05 мкм2. При средневзвешенной величине проницаемости 0,05 мкм2 ее колебания в пределах разрабатываемых пластов могут быть существенными. Поэтому на практике всегда приходится иметь дело с объектами неоднородными по своим фильтрационно-емкостным свойствам.

Для достоверного прогнозирования показателей разработки создаются и вводятся в промышленную эксплуатацию постоянно-действующие геолого-технологические модели. Они требуют процедуры адаптации. Несмотря на то, что современные пакеты программ обладают достаточно большим набором адаптационных параметров, моделирование разработки объектов с низкопроницаемым коллектором имеет ряд особенностей и требует дополнительного изучения. В связи с этим нужно разрабатывать новые методы настройки моделей для правильного моделирования разработки нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами, что и определяет актуальность темы диссертационной работы.

Цель диссертационной работы

Разработка новых подходов к адаптации геолого-технологических моделей нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.

РОС. НАЦИОНАЛЬНА* БИБЛИОТЕКА

Основные задачи исследований

1. Обобщить результаты исследований механизма вытеснения нефти из неоднородного коллектора при заводнении.

2. Оценить влияние применения соляно-кислотных обработок на динамику добычи нефти.

3. Изучить зависимость механизма вытеснения нефти из неоднородного малопроницаемого коллектора с учетом вертикальной проницаемости.

4. Исследовать влияние предельного дебита отключения скважин на проектную нефтеотдачу.

5. Оценить влияние коэффициента сжимаемости скелета породы на нефтеотдачу при режиме истощения.

Методы решения поставленных задач

1. обобщение результатов лабораторных исследований пластовых флюидов, фильтрационно-емкостных свойств коллектора, данных исследований скважин при построении гидродинамической модели пласта;

2. моделирование процесса разработки нефтяных залежей с низкопроницаемым коллектором с использованием сертифицированного трехмерного трехфазного программного комплекса ECLIPSE 100.

Научная новизна работы

1. Исследовано влияние охвата малопродуктивного пласта закачиваемой водой на динамику показателей разработки и конечную нефтеотдачу.

2. Показано, что при адаптации геолого-технологических моделей необходимо учитывать технологию интенсификации притока.

3. Доказано, что при режимах истощения влияние деформации продуктивных пластов на показатели разработки залежей может оказаться значительным, а сжимаемость скелета породы должна быть одним из параметров адаптации.

4. Оценено влияние горизонтальной и вертикальной проницаемости на процесс вытеснения нефти. Показано, что в монолитном неоднородном

пласте при низком охвате пласта закачиваемой водой из низкопроницаемых зон нефть извлекается за счет перетоков.

Практическое значение исследований и их реализация

1. Учет снижения охвата продуктивного пласта закачиваемой водой, содержащей значительное количество взвешенных частиц, позволяет повысить точность прогнозного конечного КИН.

2. Воспроизведение реального механизма роста продуктивности скважин при адаптации компьютерных моделей залежей дает возможность увеличить достоверность прогноза эффективности ГТМ.

3. Моделирование деформации продуктивного пласта при режиме растворенного газа дает возможность наиболее точно воспроизводить историю разработки.

Обоснованные в диссертации подходы к адаптации были использовании при составлении технологической схемы разработки Полазненского месторождения.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы представлялись и докладывались автором на научно-технических советах МФК «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед», Центре геолого-гидродинамического моделирования главного управления по геологии и разработке НК «ЛУКойл», на семинаре кафедры Р и ЭНМ РГУ нефти и газа, а также на 4-й и 5-й научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов и приложения. Общий объем работы - с£$9 страниц машинописного текста, включая рисунк а

таблиц и библиографический список использованной литературы из наименований.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.т.н. доценту Стрижову Ивану Николаевичу за идеи, которые легли в основу диссертационной работы, и постоянное внимание к ней. Автор благодарен коллективу кафедры Р и ЭНМ и сотрудникам московского отделения сервисной компании «ПетроАльянс» за помощь при выполнении диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и основные задачи исследований.

Глава 1. Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов с применением заводнения.

В первой главе приведен обзор основных свойств низкопроницаемых коллекторов, а также некоторые проблемы, связанные с охватом пласта воздействием при заводнении. Всестороннее изучение физических свойств и особенностей строения и состава низкопроницаемых пород-коллекторов имеет особое значение для нефтяных месторождений, так как существенная доля запасов нефти связана с ними. В практике разработки месторождений углеводородов и создания новых технологий воздействия на продуктивные пласты особой группой выделяются объекты с терригенными низкопроницаемыми коллекторами.

Низкопроницаемые коллекторы отличаются от средне и высокопроницаемых своим вещественным составом, размерами пор и их распределением по объему. Первая из перечисленных особенностей определяется наличием активных глинистых минералов в низкопроницаемых пластах. Вторая особенность определяет большую роль физико-химических процессов, протекающих при взаимодействии породы и пластовой жидкости на микроуровне. Третья - резкая микронеоднородность по размерам пор, характерная для низкопроницаемых коллекторов двухмодальность распределения пор по размерам.

Показано, что изменение проницаемости пористых сред может происходить как за счет чисто механического движения частиц, так и за счет взаимодействия нагнетаемых в пласт растворов с породой и пластовыми водами, обладающими

другой степенью минерализации. Минеральные частицы определенного типа в песчанике могут мобилизоваться механически при определенной для данной проницаемости линейной скорости практически любых флюидов. Такая скорость называется критической.

Далее рассматриваются вопросы, связанные с влиянием минерализации закачиваемой воды на процессы, которые происходят в пласте. Данная задача делится на две основные:

1. поведение породы, содержащей глинистые минералы, при внедрении в пласт воды другой минерализации;

2. особенность мобилизации и фильтрации тончайших минеральных частиц.

Идеальным агентом для закачки является вода того же химического состава и

минерализации, что и пластовая.

Существуют некоторые проблемы, связанные с осуществлением закачки на залежах с низкопроницаемым коллектором и вовлечением в разработку зон пласта, обладающих низкими значениями проницаемости. Для вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов нужно создавать высокие градиенты давления. Однако следует отметить, что превышение давления нагнетания выше некоторого значения может приводить к уменьшению запасов нефти, вовлекаемых в разработку.

В ряде работ показано, что существуют определенные классы прослоев, которые вовлекаются в разработку раньше, а другие позже. Прослои, толщина которых составляет 2-4 м, называют монолитами. Остальные пропластки выделяют в класс тонкослоистых песчаников. Характер подключения в разработку тонкослоистых прослоев тем лучше, чем больше связанность прослоев. Разнопроницаемые пропластки, относящиеся к интервалам разреза с одинаковыми значениями коэффициента песчанистости по геолого-статистическому разрезу, имеют одинаковую вероятность подключения в эксплуатацию. Вероятность подключения пропластков в разработку слабо зависит от их гидропроводности. Пропластки со значительной проницаемостью, но не вскрытые в разрезе нагнетательной скважины, не обводняются. Чем больше песчанистость интервала разреза, тем интенсивнее происходит его заводнение закачиваемой водой.

Далее приводится описание геологического строения продуктивных пластов горизонта БП,2 Присклонового нефтяного месторождения, которое служило базовым объектом при проведении исследований. Размеры структуры составляют порядка 25*3,5 км. Средняя глубина залегания коллекторов равна 2700 м. В горизонте БПп Присклонового нефтяного месторождения выделены два продуктивных пласта - БПп° и БПц1. Для пластов характерна сильная литолого-фациальная изменчивость. Согласно описанию керна горизонт БП12 представлен переслаиванием серых и темно-серых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты средне- и мелкозернистые, в разной степени сцементированные глинисто-карбонатным цементом.

Нефтяная залежь пласта БП120 разбита на две части, разделенные структурным прогибом кровли пласта. Северная часть залежи занимает 54 % площади, но ввиду сравнительно больших эффективных нефтенасыщенных толщин содержит около 80 % запасов нефти этого пласта. Средние эффективные нефтенасыщенные толщины составляют здесь около 2,65 м при пористости 17 %. Максимальные толщины достигают 6,4 м. Южная часть нефтяной залежи пласта БП^0 характеризуется существенно меньшими эффективными нефтенасыщенными толщинами, в среднем равными 0,7 м. Средняя пористость здесь меньше, чем в северной части залежи и составляет 16 %.

Нефтяная залежь пласта БП^1 содержит 88 % запасов нефти горизонта Bn¡2. Залежь также разбита на две части, разделенные водяной зоной. Отметки ВНК на севере и на юге существенно различаются ввиду наличия тектонических нарушений и зон глинизации. Абсолютная отметка ВНК на севере составляет -2834,6 м, на юге - 2679,5 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 12-13 м как на севере, так и на юге и в среднем равны 5 м. Коэффициент пористости в среднем равен 18,4 %, проницаемость в отдельных местах возрастает до 0,135 мкм2.

Далее приводится описание гидродинамической модели рассматриваемого объекта разработки. Все расчеты проводились с использованием гидродинамического пакета моделирования ECLIPSE 100. Гидродинамическая модель объекта БП12 Присклонового месторождения содержит 359380 ячеек (Nx = 70, Ny = 302, Nz = 17). Для пластов исследуемого объекта была построена

гистограмма (рис. 1), которая характеризует долю запасов нефти, содержащихся в зонах пласта различной проницаемости. Из гистограммы следует, что в ячейках с проницаемостью менее 0,03 мкм2 содержится 76 % геологических запасов нефти. Начальное распределение давления и насыщенности было вычислено исходя из условия капиллярно-гравитационного равновесия. Задавались ОФП и капиллярное давление, которые затем масштабировались в зависимости от пористости и проницаемости. Свойства пластовой нефти и газа моделировались в так называемом «расширенном режиме нелетучей нефти». При этом использовались следующие зависимости:

• объемный коэффициент и вязкость нефти как функции газосодержания и давления;

• объемный коэффициент и вязкость газа как функции давления и содержания жидкой фазы;

• предельное газосодержание нефти как функция давления (р -< рт).

Оротшмиогть к, юЛми'

Рис. I. Распределение запасов нефти по зонам с различной проницаемостью

коллектора.

Скважины были расставлены по семиточечной обращенной системе с расстоянием между ними 500 м. В вариантах поддержания пластового давления на добывающих и нагнетательных скважинах задавалось постоянное забойное давление равное 18 и 35 МПа соответственно. Если дебит скважины составлял менее чем 1 м3/сут, а обводненность добываемой продукции превышала 95 %, то скважина выбывала из эксплуатации. Все расчеты проводились на срок 50 лет.

Имеется большой опыт разработки месторождений с малопродуктивным коллектором, на которых возникают проблемы с закачкой воды. Нередко закачиваемая вода в пласт не поступает. Многие компании изменяют свои требования к качеству закачиваемой воды в первую очередь по содержанию 1вердых взвешенных частиц, т.к. они могут кольматировать призабойную зону скважины. Даже в тех зонах пласта, которые обладают сравнительно высокими значениями проницаемости, фильтрация воды может со временем угасать, а во многих случаях вообще прекращаться. В связи с этим низкую нефтеотдачу, получаемую на практике при разработке низкопроницаемых коллекторов, можно объяснить тем, что охват пласта заводнением изначально низкий. Исходя из таких соображений, может быть предложен следующий метод адаптации компьютерной модели к реальным условиям разработки - перекрытие в нагнетательных скважинах для закачки воды низкопроницаемых интервалов. Этот метод проиллюстрирован расчетами.

В первом варианте коэффициент охвата вытеснением составлял 100 %, поэтому утвержденный для продуктивного пласта КИН 30,4 % достигался через 25,5 года разработки. За пятидесятилетний срок расчетный КИН достигается равным 36,4 % при обводненности 61,7 %. К этому моменту времени в эксплуатации остается только 26 добывающих скважин из 98 пробуренных. Остальные добывающие скважины выбывают из-за низких дебитов по нефти. Следует отметить, что выбытие скважин начинается уже с шестого года разработки и за 35 лет консервируется почти половина от пробуренного фонда добывающих скважин.

Из-за массового отключения скважин поддерживается относительно низкая средняя расчетная обводненность. К концу расчетного срока дебит добывающих скважин составляет по жидкости - 5,5 т/сут, по нефти - 2,1 т/сут. Максимальный

темп отбора запасов нефти приходится на пятый год разработки - 381,7 тыс.т. На этот же год приходится максимальное количество закачиваемой жидкости - 642,8 тыс.т. Начиная с этого же года разработки, темпы добычи нефти начинают снижаться. К началу 2011 года годовая добыча жидкости составляет 466,8 тыс.т., а добыча нефти падает почти в два раза по сравнению с максимально наблюдаемой за весь рассматриваемый период и равна 199,3 тыс.т. На конец рассматриваемого расчетного периода годовая добыча нефти составляет всего 18,9 тыс.т.

Предполагается, что низкий охват связан с содержанием в воде взвешенных частиц. Поэтому закачиваемая вода не поступает в низкопроницаемые прослои. В связи с этим во втором расчетном варианте в нагнетательных скважинах изолировались интервалы с проницаемостью менее 0,01 мкм2. Показатели разработки по сравнению с первым расчетным вариантом изменились слабо. Расчетная нефтеотдача за 50 лет уменьшилась всего на 0,9 пункта при практически такой же текущей обводненности (60,9 %). Количество добывающих скважин к концу срока разработки также осталось почти неизменным (25 и 26 ед. соответственно).

В третьем расчетном варианте в нагнетательных скважинах были изолированы все интервалы с проницаемостью 0,03 мкм2 и ниже. В результате расчетная нефтеотдача за 50 лет разработки снизилась до 27,4 % при текущей обводненности 49,8 %. Через 50 лет действующий фонд добывающих скважин составил чуть больше 23 % (23 ед. из 98 пробуренных) с низким средним дебитом по жидкости (5,1 т/сут) и относительно высоким по нефти (2,5 т/сут).

В четвертом расчетном варианте по сравнению с первым изменились условия поглощения воды в нагнетательных скважинах. Были изолированы интервалы с проницаемостью 0,05 мкм2 и ниже. В результате расчетная нефтеотдача уменьшилась до 21,2 % за 50 лет разработки. Из 98 пробуренных скважин через 50 лет действующими остались 16 шт. со средним дебитом по жидкости 4,7 т/сут и по нефти - 2,5 т/сут.

В пятом варианте приближенно учитывался охват пласта заводнением из-за прерывистости продуктивных пластов. Результат оказался тривиальным, поскольку расчетная нефтеотдача уменьшилась в соответствии с заданным значением коэффициента охвата.

На ряде объектов разработки с малопродуктивным коллектором компенсация отборов закачкой составляет несколько сотен процентов, хотя пластовое давление постепенно снижается. Происходит это потому, что из-за низкой приемистости нагнетательных скважин для предотвращения замерзания водоводов в зимний период приходится давление закачки увеличивать до давления гидроразрыва. В результате таких мероприятий большая часть закачиваемой воды в пласт не поступает, но эффективность заводнения высокопроницаемых прослоев при этом увеличивается. В шестом расчетном варианте гидроразрыв в нагнетательных скважинах учитывался путем задания в этих скважинах отрицательного показателя скин-эффекта. По сравнению с четвертым вариантом расчетная нефтеотдача уменьшилась на 0,7 пункта и составила 20,5 %. Учет разрыва пласта в водонагнетательных скважинах может быть еще одним из способов адаптации модели к реальной истории разработки объекта.

Глава 2. Адаптация показателей разработки с учетом применения технологий интенсификации добычи нефти.

Во второй главе приведен обзор видов соляно-кислотных обработок (СКО), а также результаты применения простых СКО в различных нефтедобывающих регионах.

Существует большое количество технологий обработки ПЗП кислотами. Среди этих технологий можно выделить несколько, которые нашли наибольшее применение - простые кислотные обработки, пенокислотные обработки, кислотно-эмульсионные обработки, обработки скважин грязевой кислотой, а также термокислотные обработки. Приводятся условия применения того или иного вида воздействия на ПЗП, а также особенности СКО. Отмечается, что при простых СКО кислота воздействует на высокопроницаемые прослои, в то время как низкопроницаемые пропластки подвергаются воздействию в меньшей степени.

Для месторождений Пермской области высокая успешность СКО соответствует безводному периоду разработки или периоду начального обводнения залежей. В дальнейшем наблюдается устойчивая тенденция снижения успешности обработок. Простые СКО имеют низкую эффективность в обводненный период эксплуатации скважин. Каждая вторая обработка приводит к увеличению обводненности продукции скважин в среднем на 11 %.

Эксплуатация Ардалинского месторождения характеризуется достаточно широкой и успешной практикой применения солянокислотных обработок забоев скважин с целью уменьшения депрессий, повышения продуктивности скважин, увеличения их дебитов. В результате кислотных обработок увеличение дебитов скважин достигало одного порядка и более (от десятков и сотен до 1 ООО т/сут), а рост продуктивности скважин - двух порядков и более (от единиц и десятков до сотен и тысяч т/сут-МПа). Результаты СКО, проведенный по всем скважинам Тэдинского нефтяного месторождения, показал высокую эффективность прежде всего первых обработок - дебит увеличивался в 2 и более раз.

Для условий Ватьеганского месторождения эффективно применение СКО. Глинокислотные обработки, применяемые совместно с гидрофобизатором, обладают более высокой эффективностью Средний эффект от проведения СКО на скважинах Комсомольского месторождения составляет 500 т/скв., что вполне сравнимо с эффектом, получаемым при проведении ГРП на этом месторождении. Технологическая эффективность и успешность применения СКО на Самотлорском месторождении различная Она зависит от технологических факторов и от геологических условий. По 386 скважинам выявлено, что наиболее эффективным для Самотлорского месторождения видами воздействия являются: на пласте А] -глинокислотная и ацетонокислотная обработки; на пласте А2.3 - солянокислотная и ацетонокислотная обработки; на пласте Бю - все кислотные обработки.

В результате обработок кислотным составом скважин Тарасовского месторождения, вскрывшим пласты БГЦ, БП8, БП9, БПю-п и БПн, удалось получить средний прирост дебита 2,5 т/сут на 1 обработку. Следует отметить, что обработки кислотой на этих объектах не рекомендуются, т.к. пласты характеризуются низкой проницаемостью (0,002 - 0,046 мкм2), зональной неоднородностью и высокой глинистостью коллекторов. Успешность СКО составляет 40 %.

Иногда проведение кислотных обработок приводит к снижению проницаемости в окрестности скважины и потере продуктивности в низкопроницаемых пластах со сложной геометрией порового пространства. Для низкопродуктивных скважин ряда нефтяных месторождений Республики Беларусь отмечается низкая успешность обработок - в среднем 45 %. Снижение дебита нефти после обработок составило 2,2 %. Уменьшение проницаемости было

вызвано, в первую очередь, формированием после кислотных обработок водной блокады, обусловленной высокими значениями поверхностного натяжения продуктов реакции соляной кислоты на границе с нефтями, выпадением в осадок солсй железа и другими факторами. Другим важным аспектом является избирательность воздействия кислотного состава на составляющие коллектора. Именно преимущественное воздействие кислотных составов на глину и минералы межзернового цемента является причиной низкой эффективности кислотных обработок в полимиктовом глинизированном песчанике. Такое воздействие способствует разрыхлению и переносу частиц кварца и глины, что также приводит к закупориванию коллектора, но уже частицами самого коллектора.

Таким образом, применение СКО пластов является одним из важных путей повышения темпов разработки залежей нефти в послойно неоднородных коллекторах. В результате проведения СКО добывающих скважин в большинстве случаев удается добиться кратного увеличения дебитов по нефти. Выбор того или иного метода воздействия должен находиться в непосредственной зависимости как от конкретных геолого-физических условий объекта, так и от текущего состояния его разработки.

При моделировании влияние методов интенсификации на дебит скважин на первой и второй стадиях разработки часто учитывается путем изменения скин-фактора в целом на скважине. Такой подход не всегда уместен. Так, например, на большинстве объектов разработки в скважины закачивается кислота с целью увеличения дебитов. В редких случаях осуществляется поинтервальная обработка. Чаще всего закачиваемая кислота попадает в наиболее проницаемые прослои, в ! наибольшей степени интенсифицируя приток из самых продуктивных интервалов. Если при воздействии на призабойную зону решается задача увеличения дебитов,

то такая технология будет правильной, поскольку существенно увеличить дебит I

I

скважины можно только воздействуя на прослои с наибольшей проводимостью. При поинтервальном воздействии на прослои с худшими коллекторскими свойствами вытеснение нефти становится более равномерным, но в большинстве случаев дебит увеличится всего на несколько пунктов, а не кратно. Следовательно, при моделировании необходимо задавать скин-фактор послойно, а не в целом на

скважине, поскольку в реальных промысловых условиях редко осуществляют избирательное воздействие на низкопроницаемые пропластки.

На основе практики применения СКО был предложен следующий способ адаптации математической модели к историческим условиям разработки -поинтервальное задание показателя скин-факгора. Результаты, получаемые после обработок п.з.с., были приблизительно проиллюстрированы с помощью расчетов.

В первом расчетном варианте предполагалось, что качество вскрытия скважин было низким, а скин-фактор зависит от проницаемости пропластка. Чем выше проницаемость, тем больше скин-фактор. За 50 лет в первом варианте достигается высокая нефтеотдача (30,5 %), но к концу расчетного периода действующими остаются только 3 добывающие скважины со среднесуточным дебитом по нефти 8,7 т/сут. Поэтому к концу срока разработки КИН существенно не увеличится. Поскольку объект разработки характеризуется низкой продуктивностью, то в первые годы добиться компенсации отборов закачкой не удается и средневзвешенное пластовое давление сначала снижается, а затем медленно возрастает.

Во втором расчетном варианте предполагалась реализация во всех добывающих скважинах СКО, за счет которых в самых проницаемых интервалах задавалось резкое уменьшение скин-фактора. Благодаря этому удалось практически в 2 раза увеличить дебит в первом году разработки. Однако затем дебиты скважин резко упали, поскольку не удается в малопродуктивном коллекторе добиться поддержания пластового давления. Средневзвешенное пластовое давление резко снижается, и, поэтому, уменьшаются дебиты скважин. В результате к концу расчетного срока КИН во втором варианте по сравнению с первым увеличился всего на 2 пункта (с 30,5 % до 32,5 %). Во втором варианте как и в первом через 50 лет действующими остались 3 добывающих скважин из 98 пробуренных со средним дебитом по нефти 7,1 т/сут. Следовательно, к концу срока разработки, когда все добывающие скважины достигнут предела рентабельной эксплуатации, нефтеотдача возрастет незначительно.

В реальных промысловых условиях на месторождениях с малопродуктивным коллектором поддержать пластовое давление сложно, поскольку закачиваемая вода содержит взвешенные частицы. Чтобы учесть отсутствие фильтрации «грязной»

воды в малопроницаемых прослоях в нагнетательных скважинах были перекрыты интервалы с проницаемостью менее 0,05 мкм2. Именно этим третий вариант отличается от первого варианта, а четвертый расчетный вариант от второго варианта.

В четвертом варианте, как и в третьем на конец рассматриваемого расчетного периода в эксплуатации остаются всего лишь по 3 скважины. Нефтеотдача составляет 17,7 %, что превышает тот же показатель по третьему варианту на 1,7 %. Следует отметить, что в варианте без проведения массовых обработок призабойных зон скважин максимальная обводненности добываемой продукции составляет 30,1 %, в то время как в варианте с обработками она составляет 64 %. Кроме того, к концу расчетного срока темпы добычи нефти в третьем варианте (7,7 тыс.т. в год) выше, чем в четвертом (6,1 тыс.т. в год). В третьем варианте общее количество отобранной жидкости более чем в 1,4 раза меньше по сравнению с четвертым вариантом.

Также было исследовано влияние на результаты расчетов гидроразрыва пласта в нагнетательных скважинах, который моделировался заданием во всех зональных интервалах, вскрываемых нагнетательными скважинами, отрицательного значения скин-фактора, равного «-3» Рассчитывались варианты, когда в нагнетательных скважинах перекрывались низкопроницаемые зональные интервалы и проводились массовые СКО призабойных зон добывающих скважин, а также вариант, когда в нагнетательных скважинах для закачки были открыты все интервалы и СКО на добывающих скважинах не проводились. Оказалось, что ГРП в нагнетательных скважинах очень слабо влияет на результаты расчетов.

В работе сделана оценка влияния предельного дебита отключения скважин на нефтеотдачу. Был проведен ряд расчетов процесса разработки, в которых существенно отличались условия отключения добывающих скважин. Для условий объекта БП12 Присклонового месторождения можно отметить существенное влияние предельного дебита отключения скважин на нефтеотдачу. При его повышении с 1 до 5 м3/сут происходит значительное снижение КИН (до 5 %). Однако, при большем значении ограничения по дебиту на конец разработки остается меньшее количество добывающих скважин.

Приводятся исследования механизма выработки запасов нефти из участков пласта, обладающих различными значениями фильтрационно-емкостных свойств. В результате показано, что большое влияние на механизм выработки запасов нефти из низкопроницаемых прослоев оказывает вертикальная проницаемость. Был обнаружен следующий механизм изменения нефтенасыщенности слоев. На первом этапе происходит выработка высокопроницаемых пропластков. Низкопроницаемые слои в рассматриваемый период разработки либо не вырабатываются, либо вырабатываются, но очень низкими темпами в зависимости от конкретного разреза пласта. На следующем этапе разработки за счет вертикальной проницаемости происходят перетоки нефти из низкопроницаемых пропластков в высокопроницаемые, что выражается в увеличении нефтенасыщенности высокопроницаемых слоев. Описанный механизм работает даже в том случае, если закачка воды в низкопроницаемые пропластки не осуществляется. В этом случае изменяются степень и темпы снижения нефтенасыщенности.

Глава 3. Исследование эффективности разработки залежей на режиме истощения.

В третьей главе приводится обзор основных методик расчета технологических показателей разработки при режиме растворенного газа (р.р.г.), а также некоторые проблемы разработки нефтяных пластов при р.р.г. Изучением процесса разработки пластов на р.р.г. занимались многие ученые - Архангельский В.А, Басниев К.С., Ермеков А.К., Зиновьева JI.A, Злотникова Р.Б., Курбанов А.К., Лейбензон JI.C., Маскет М., Орлов В.С , Пирсон С.Д., Розенберг М.Д., Христианович С.А, Царевич К.А. и т.д.

Под режимом растворенного газа понимают такой режим эксплуатации нефтяного пласта, при котором единственным источником энергии, вызывающим приток нефти и газа к скважинам, является энергия сжатого газа, выделяющегося из нефти при понижении давления.

Все первоначальные методики были основаны на решении уравнения материального баланса и поэтому назывались балансовыми. Балансовые методы расчета пласта при режиме растворенного газа не учитывали ряд факторов, поэтому предполагалось что:

1. пласт является полностью однородным;

2. сегрегация газа в пласте под действием силы тяжести не происходит и газовая шапка не образуется;

3. объем пласта остается неизменным - пласт ограничен со всех сторон, а содержащаяся в пласте вода и слагающие его породы не расширяются из-за уменьшения пластового давления и увеличения горного давления на пласт.

4. свойств нефти и газа при изменении пластового давления остаются постоянными.

Одним из простых и наиболее применяемых способов расчета разработки пласта на режиме растворенного газа является методика JI.A. Зиновьевой, основанная на предположении постоянства газового фактора на некотором интервале давления от i до i+1. Однако данная методика не учитывает интерференцию скважин.

Приближенный метод расчета показателей на режиме растворенного газа с учетом интерференции скважин и ввода их в эксплуатацию был предложен B.C. Орловым.

Точность расчетов при режиме растворенного газа может быть несколько завышена за счет учета неоднородности пласта по проницаемости. Приближенный метод расчета с учетом неоднородности пласта был предложен B.C. Орловым и Р.Б Злотниковой. При этом реальный пласт рассматривался непрерывным по толщине, но неоднородным по проницаемости или же с зональным изменением проницаемости. В общем случае пласт считался неоднородным по проницаемости и по прерывистости.

Многие ученые (Алахвердиев А.Х., Борисов Ю.П., Горбунов А Т, Дияшев Р.Н., Добрынин В.М., Желтов Ю.П., Закиров С.Н., Замахаев B.C., Исаков Г.В., Коротаев Ю.П., Мирзаджанзаде А.Х., Стрижов И.Н., Черных В.А.) пришли к выводу о том, что деформация коллектора может заметно влиять на показатели разработки. Профессор Стрижов И.Н. наблюдал легкое проникновение долота в богатый нефтяной пласт, где оно (долото) не встречает сопротивления. По мнению проф. Стрижова И.Н. в таких пластах песок почти плавает в нефти, т.е. на начальном этапе разработки пластовое давление поддерживает вышележащие породы. При падении пластового давления происходит заметная деформация всего продуктивного пласта. Исаков Г.В, считал, что главной причиной аномального

поведения таких пластов как Вудбайн является их необратимая усадка, продолжающаяся со времени образования пласта и ускоряемая падением пластового давления. Закон падения пластового давления определяется не только упругостью системы пласт-жидкость, но и различными необходимыми процессами, связанными с усадкой рассматриваемого пласта и пластов, соседних с ним, под действием давления вышележащих горных пород. Кроме того, при падении давления во всей залежи вес горных пород проявляется значительно сильнее, чем вблизи скважины, работающей с высокой депрессией.

Горбунов А.Т. констатировал отсутствие теории фильтрации жидкостей и газов в пористых и трещиноватых породах с упруго-пластической деформацией. Борисов Ю.П. отмечал, что параметры пласта в формулах, предназначенных для расчета упругого запаса пласта и его пьезопроводности, «приняты постоянными, не зависящими от пластового давления, тогда как в действительности все они в той или иной мере изменяются при изменении давления в пласте и иногда необратимо». Желтов Ю.П. считал, что при близких значениях начального и пластового давления и вертикального горного в течение длительного геологического времени породы пласта мало нагружены и слабо уплотнены. Практически всегда подобные пласты изолированы от водоносной области. Если такой пласт эксплуатируется на режиме истощения, то за счет сжатия пористой среды можно отобрать значительное количество нефти.

Существуют примеры разработки нефтяных месторождений на режиме растворенного газа, когда достигаются высокие значения нефтеотдачи. Именно в низкопроницаемых коллекторах суммирование эффектов от сжимаемости породы и разгазирования пластовой нефти могут приводить к высоким значениям нефтеотдачи. Учет этих эффектов дает основание говорить о том, что разработка низкопроницаемых неоднородных коллекторов на режиме истощения может приводить к большим значениям КИН по сравнению с заводнением. Исходя из таких соображений, предложен следующий метод адаптации математической модели к реальным условиям разработки - подбор коэффициентов, учитывающих изменение пористости и проницаемости пласта. Этот метод проиллюстрирован расчетами. Расчеты проводились с использованием геолого-технологической модели Присклонового месторождения. Скважины размещались по той же системе,

что и при заводнении. Однако там, где при заводнении стояла нагнетательная скважина в расчетах на р.р.г. она отсутствовала. На скважинах были заданы следующие условия:

1. режим работы при постоянной депрессии, равной 5 МПа. Если такое значение депрессии по каким-либо причинам не могло поддерживаться, то расчет производился с постоянным забойным давлением, равным 0,5 МПа.

2. скважины отключались при дебите по нефти менее 1 м3/сут или при газовом факторе 3000 м3/м3.

Было проведено две группы расчетов, которые отличались между собой способом задания коэффициентов, учитывающих изменение пористости и проницаемости при снижении пластового давления. В первой группе расчетов пористость изменялась по следующей зависимости:

ж = т0-^1 + * + у|, (1)

где х = с-(Р~Р0)', с - коэффициент, учитывающий изменение пористости и проницаемости при деформации породы, Р и Р0 - значения текущего и начального пластового давления, т и т0 - значения пористости при текущем и начальном пластовом давлении.

Коэффициенты с для расчетных вариантов №№ 1-5 задавались согласно значениям, приведенным в табл. 1.

Таблица 1

Значения коэффициентов сжимаемости по вариантам №№ 1-5

Вариант Коэффициент сжимаемости, 1/МПа

№1 2*10-"

№2 4*10"4

№3 2*10"3

№4 4*10^

№5 2*10"2

На рис. 2 представлены результаты расчетов первых пяти вариантов. В первом и втором расчетных вариантах пористость почти постоянна, поэтому влияние сжимаемости на показатели разработки незначительно. В третьем и четвертом

вариантах пористость изменяется совсем слабо, однако влияние деформации коллектора на нефтеотдачу заметное. В третьем варианте по сравнению с первым вариантом нефтеотдача к концу расчетного срока возросла с 14.5 % до 17.6 % (прирост на 3.1 %). В четвертом варианте расчетный КИН возрос почти в 1 5 раза по сравнению с первым вариантом. Пятый расчетный вариант является гипотетическим. Авторам известны примеры достижения высокой нефтеотдачи при режиме растворенного газа, но все примеры не превышают 35 %.

Уравнение (1) можно записать в наиболее общей форме, а именно в виде: т = т0- ехр[- [Зт ■ (Р0 - Р)], (2)

к = к0ехр[-а,-(Р0-Р)}, (3)

где рл и ак - коэффициенты.

кин, •/.

[-О-Вариадт 1 -О-Вариант2 -й-Вариант3 Вариант4 НИ-Вариант^

Рис. 2. Зависимость нефтеотдачи от средневзвешенного пластового давления (первая группа расчетов).

Коэффициенты Д, и ак расчетных вариантов №№ 6-10 были равны значениям, приведенным в табл. 2.

Таблица 2

Значения коэффициентов ¡}т и ак по вариантам №№ 6-10

Вариант А,1/МПа ак, 1/МПа

№6 2*10"3 и*^

№7 6*10-' 1.1» 10*

№8 1*10'2 2*10-'

№9 3*10'" 3*10^

№10 3*10'' 1*10''

На рис. 3 представлены результаты расчетных вариантов с шестого по десятый. Из анализа динамики КИН следует, что во всем диапазоне изменения коэффициентов и ак расчетная нефтеотдача заметно изменяется. Два последних варианта являются гипотетическими, но в восьмом варианте только за счет учета сжимаемости коллектора нефтеотдача по сравнению с шестым вариантом возрастает почти в два раза, а полученные значения КИН не превышают известные из практики данные.

кин.%

[-О-Вариант6 -О-Вариант7 Вариант 8 -Х-Вариант9 -Ж-Вариант!о{

Рис. 3. Зависимость нефтеотдачи от средневзвешенного пластового давления (вторая группа расчетов).

Таким образом, при увеличении деформации пласта нефтеотдача значительно возрастает.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Низкая нефтеотдача на залежах с малопроницаемым коллектором может быть обусловлена малым коэффициентом охвата заводнением при нагнетании воды, содержащей взвешенные частицы.

2. Для малопродуктивного пласта одним из параметров адаптации может быть охват пласта, задаваемый индивидуально по каждой нагнетательной скважине.

3. В большинстве случаев соляно-кислотные обработки наиболее эффективны при таких технологиях, когда с их помощью достигается избирательная выработка наиболее подвижных запасов.

4. На залежах пластового типа значительная интенсификация притока на первой стадии разработки приводит к быстрому обводнению скважин и их преждевременному выбытию из эксплуатации.

5. При адаптации геолого-технологической модели по истории разработки залежи необходимо учитывать реальный механизм воздействия на призабойную зону пласта в ходе реализации соляно-кислотных обработок призабойных зон скважин и изменять показатели скин-эффекта поинтервально.

6. Значение конечной нефтеотдачи неоднородного коллектора зависит от гидродинамической связи прослоев различной проницаемости. За счет перетоков между прослоями нефтеотдача заметно увеличивается.

7. При режиме растворенного газа нефтеотдача зависит от деформации коллектора. Вследствие значительной деформации продуктивных пластов КИН может возрастать на 10 - 15 абсолютных процентов.

8. При адаптации геолого-технологических моделей залежей нефти, разрабатываемых на режиме истощения, необходимо учитывать деформацию коллектора.

Основные результаты опубликованы в работах:

1. Стрижов И.Н., Кочкин С.Е., Ибатуллин Т.Р. Влияние методов интенсификации притока на динамику добычи нефти // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №9

2. Стрижов И.Н., Кочкин С.Е. Метод учета реального механизма вытеснения нефти из малопродуктивного неоднородного пласта // Нефтяное хозяйство. -2003.-№10.

3. Кочкин С.Е. Некоторые особенности вытеснения нефти из неоднородных малопроницаемых коллекторов // Нефтепромысловое дело. - 2004. №2.

4. Стрижов И.Н., Кочкин С.Е., Михайлов А.И. Влияние деформации продуктивных пластов на показатели разработки залежей при режиме растворенного газа // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №4.

5. Стрижов И.Н., Кочкин С.Е. Особенности выработки запасов углеводородов при режиме растворенного газа // Сборник тезисов докладов 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», 2003.

6. Стрижов И.Н., Кочкин С.Е, Елисеев Д.Ю.Применение газовой репрессии в залежах с неоднородным малопроницаемым коллектором // Сборник тезисов докладов 4-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», 2001.

Кочкин С.Е.

Принято к исполнению 20/03/2006 Исполнено 21/03/2006

Заказ № 173 Тираж 120 экз

ООО «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 Москва, Варшавское ш, 36 (495) 976-78-56 (495) 747-64-70 ■йтэту.аиЬэгеГеШ ш

А PC ¿A

61 57

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кочкин, Сергей Евгеньевич

Введение.

Глава 1. Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов с применением заводнения.

§1.1 Свойства низкопроницаемых коллекторов.

§1.2 Проблемы вытеснения нефти водой из низкопроницаемого коллектора.

§1.3 Геологическое строение продуктивных пластов объекта БП12 Присклонового нефтяного месторождения.

§1.4 Описание гидродинамической модели объекта БП^ Присклонового нефтяного месторождения.

§1.5 Обоснование способа учета низкого охвата пласта закачиваемой водой при заводнении.

Глава 2. Адаптация показателей разработки с учетом применения технологий интенсификации добычи нефти.

§2.1 Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.

§2.2 Учет реальных технологий интенсификации притока на динамику добычи нефти.

§2.3 Влияние предельного дебита отключения скважин на нефтеотдачу.

§2.4 Особенности вытеснения нефти из неоднородных низкопроницаемых коллекторов.

Глава 3. Исследование эффективности разработки залежей на режиме истощения

§3.1 Методики расчета технологических показателей разработки при режиме растворенного газа.

§3.2 Проблемы моделирования разработки нефтяных пластов при режиме истощения.

§3.3 Влияние деформации породы на эффективность вытеснения нефти при режиме растворенного газа.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка новых подходов к адаптации геолого-технологических моделей нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами"

Актуальность работы

В настоящее время доля трудноизвлекаемых запасов нефти в общей структуре разрабатываемых запасов неуклонно растет. Среди основных причин сложности разработки таких запасов можно выделить причины геологического характера, а также ряд причин, связанных с реализуемой системой разработки, свойствами флюидов и т.д. К причинам геологического характера можно отнести низкую проницаемость коллекторов, изменение фильтрационно-емкостных свойств коллектора как по разрезу, так и по площади.

Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами выделяются в особую группу, т.к. до настоящего времени известные технологии выработки запасов не позволяют достигать высокой эффективности их разработки. К низкопроницаемым коллекторам условно принято относить такие, проницаемость которых не превышает 0,05 мкм2. При средневзвешенной величине проницаемости 0,05 мкм колебания ее в пределах разрабатываемого объекта могут быть существенными. Поэтому на практике чаще всего приходится иметь дело с объектами неоднородными по своим фильтрационным свойствам, причем доля низкопроницаемых коллекторов преобладает как в разрезе, так и по площади. Поэтому эффективность выработки запасов из объектов с низкопроницаемыми коллекторами должна рассматриваться с учетом неоднородности их фильтрационных характеристик. Сегодня более 80 % запасов нефти, уже вовлеченных в разработку на территории Западной Сибири, относятся к категории трудноизвлекаемых в основном по причине низкой проницаемости коллекторов. Коэффициент нефтеотдачи объектов с низкопроницаемыми коллекторами в настоящее время не превышает 6 % [15].

Основным методом повышения нефтеотдачи является заводнение, которое позволяет достигать высоких темпов разработки залежей при значительных коэффициентах извлечения нефти. Однако, поддержание давления в нефтяных залежах путем нагнетания воды возможно далеко не во всех геолого-промысловых условиях. При наличии низкопроницаемых коллекторов эффективность заводнения снижается, так как вода промывает главным образом высокопроницаемые зоны и пропластки, а охват пластов вытесняющим агентом резко снижается.

Значительный вклад в исследование эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов и моделирование процессов, протекающих в них, внесли как исследователи стран СНГ - Аметов И.М., Баишев Б.Т., Басниев К.С., Гавура В.Е., Горбунов А.Т., Дияшев Р.Н., Н.М., Ентов В.М., Желтов Ю.П., Закиров С.Н., Казаков A.A., Клубова Т.Т., Кундин С.А., Курбанов А.К., Лискевич Е.И., Мирзаджанзаде А.Х., Михайлов H.H., Мищенко И.Т., Островский Ю.М., Палий А.О., Розенберг М.Д., Степанова Г.С., Стрижов И.Н., Халимов Э.М., Хисамов P.C., Хавкин А.Я., Щелкачев В.Н. и др., так и зарубежные - Aziz К., Atkins E.R., Barhman I., Davis H.T., Larson R.G., Killough J.E., Moore F.E., Payatakes A.C., Richardson J.G., Scriven L.E., Sloat B.F., Slobod R.L. и другие.

В настоящее время многими нефтяными компаниями создаются и вводятся в промышленную эксплуатацию постоянно действующие геолого-технологические модели. Как правило, месторождения уже длительное время эксплуатируются, и поэтому для правильного прогнозирования показателей разработки они требуют процедуры адаптации.

Несмотря на то, что современные гидродинамические пакеты программ имеют достаточно большой набор параметров для адаптации, моделирование разработки объектов с низкопроницаемым коллектором имеет ряд особенностей и требует дополнительного изучения. Повышение эффективности добычи нефти может быть осуществлено только после изучения особенностей вытеснения нефти в низкопроницаемом коллекторе. В связи с этим нужно разрабатывать новые методы настройки моделей для правильного моделирования разработки нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами, что и определяет актуальность темы диссертационной работы.

Цель диссертационной работы

Разработка новых подходов к адаптации геолого-технологических моделей нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.

Основные задачи исследований

1. Обосновать методы учета механизма вытеснения нефти из неоднородного коллектора при заводнении.

2. Изучить влияние применения соляно-кислотных обработок на динамику добычи нефти.

3. Оценить зависимость механизма вытеснения нефти из неоднородного малопроницаемого коллектора с учетом вертикальной проницаемости.

4. Исследовать влияние предельного дебита отключения скважин на проектную нефтеотдачу.

5. Оценить влияние деформации породы на нефтеотдачу при режиме растворенного газа.

Методы решения поставленных задач В работе осуществляется:

1. обобщение результатов лабораторных исследований пластовых флюидов, фильтрационно-емкостных свойств коллектора, данных исследований скважин при построении гидродинамической модели пласта;

2. математическое моделирование процесса разработки нефтяных залежей с низкопроницаемым коллектором с использованием сертифицированного трехмерного трехфазного программного комплекса ECLIPSE 100.

Научная новизна работы

1. Исследовано влияние охвата малопродуктивного пласта ф закачиваемой водой на динамику показателей разработки и конечную нефтеотдачу.

2. Доказано, что при адаптации необходимо учитывать технологию интенсификации притока.

3. Показано, что при режимах истощения влияние деформации продуктивных пластов на показатели разработки залежей может оказаться значительным, а сжимаемость породы должна быть одним из параметров адаптации.

4. Оценено воздействие горизонтальной и вертикальной ф проницаемости на процесс вытеснения нефти. Показано, что в монолитном неоднородном пласте при низком охвате пласта закачиваемой водой из низкопроницаемых зон нефть извлекается за счет перетоков. К

Практическое значение исследований и их реализация

1. Учет снижения охвата продуктивного пласта закачиваемой водой, содержащей значительное количество взвешенных частиц, позволяет повысить точность прогнозного конечного КИН.

2. Воспроизведение реального механизма роста продуктивности скважин при адаптации компьютерных моделей залежей дает возможность увеличить достоверность прогноза эффективности ГТМ.

3. Моделирование деформации продуктивного пласта при режиме растворенного газа дает возможность наиболее точно воспроизводить историю разработки.

Обоснованные в диссертации подходы к адаптации были использованы при составлении технологической схемы разработки Полазненского месторождения. 4 5

Диссертационная работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.т.н. доценту Стрижову Ивану Николаевичу за идеи, которые легли в основу диссертационной работы, и постоянное внимание к ней. Автор благодарен коллективу кафедры Р и ЭНМ и сотрудникам московского отделения сервисной компании «ПетроАльянс» за помощь при выполнение диссертационной работы.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы представлялись и докладывались автором на научно-технических советах МФК «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед», Центре геолого-гидродинамического моделирования главного управления по геологии и разработке НК «ЛУКойл», на семинаре кафедры Р и ЭНМ РГУ нефти и газа, а также на 4-й и 5-й научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России».

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Кочкин, Сергей Евгеньевич

Выводы

1. Низкая нефтеотдача на залежах с малопроницаемым коллектором может быть обусловлена малым коэффициентом охвата заводнением при нагнетании воды, содержащей взвешенные частицы.

2. Для малопродуктивного пласта одним из параметров адаптации может быть охват пласта, задаваемый индивидуально по каждой нагнетательной скважине.

3. В большинстве случаев соляно-кислотные обработки наиболее эффективны при таких технологиях, когда с их помощью достигается избирательная выработка наиболее подвижных запасов.

4. На залежах пластового типа значительная интенсификация притока на первой стадии разработки приводит к быстрому обводнению скважин и их преждевременному выбытию из эксплуатации.

5. При адаптации геолого-технологической модели по истории разработки залежи необходимо учитывать реальный механизм воздействия на призабойную зону пласта в ходе реализации соляно-кислотных обработок призабойных зон скважин и изменять показатели скин-эффекта поинтервально.

6. Значение конечной нефтеотдачи неоднородного коллектора зависит от гидродинамической связи прослоев различной проницаемости. За счет перетоков между прослоями нефтеотдача заметно увеличивается.

7. При режиме растворенного газа нефтеотдача зависит от деформации коллектора. Вследствие значительной деформации продуктивных пластов КИН может возрастать на 10 - 15 абсолютных процентов.

8. При адаптации геолого-технологических моделей залежей нефти, разрабатываемых на режиме истощения, необходимо учитывать деформацию коллектора.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кочкин, Сергей Евгеньевич, Москва

1. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологий разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии // Казань, Таткнигоиздат, 1989, 136 с.

2. Хавкин А.Я. , Ковалев А.Г., Ступоченко В.Е., Кузнецов В.В.,

3. Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии // М., Недра, 1980, 232с.

4. Пат США 3604919, МКИ 166-276.

5. Bernard J.J. Effect of floodwater salinity on recovery oil from corescontaining clays // Prod. Monthly, 1968, June, pp.2-5.

6. Мартос B.H., Ступоченко B.E. Особенности вытеснения нефти водой из коллекторов с набухающими глинами // РНТС, Нефтепромысловое дело, М., ВНИИОЭНГ, 1982, №9, с.13-15.

7. Ступоченко В.Е. Влияние глинистости коллектора на полноту вытеснения нефти водой // Геолого-физические аспекты обоснованияф коэффициента нефтеотдачи. М., ВНИГНИ, 1981, вып.228, с.59-79.

8. Ю.Желтов Ю.В., Ступоченко В.Е., Хавкин А.Я., Рыжик В.М., Мартос В.Н. Об особенностях заводнения нефтяных залежей с глиносодержащими коллекторами // Нефтяное хозяйство, 1981, №7, с.42-47.

9. Hashemi R., Caothien S. Benefits of solids filtration evaluated // Oil and Gas J., 1986, №1, p.109.

10. Батурин В.П. Минералогический состав и нефтеотдача песков // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1933, №2, с.73-75.

11. З.Лисовский Н.Н. Состояние разработки нефтяных месторождений России и задачи по дальнейшему ее совершенствованию // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1996, №6, с.33-37.

12. H.Sloat B.F., Field test results with Alkaline-potassium solution to permanently stabilize clays and lower residual saturation // SPE 17537.

13. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. М., МО МАНПО, 2000, 525 с.

14. Мусин М.М., Муслимов Р.Х., Сайфуллин З.Г., Фаткуллин А.Х. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов // Казань, Отечество, 2001, 252 с.

15. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. Часть 1 // Издательство «Нефть и газ», М., 1995 г.

16. Медведев Н.Я. Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти // М.: ВНИИОЭНГ, 1997 г.

17. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И., Муравленко C.B. и др. Разработка нефтяных месторождений. Том 2. Эксплуатация добывающих иф нагнетательных скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1994, 270 с.

18. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. Наук Ш.К. Гиматудинова. М., «Недра», 1974., 704 с.

19. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах. РД-39-1-442-80. М., 1980,243 с.

20. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т. и др. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. С. 55-57.

21. Глазова В.М. Совершенствование методов интенсификации притока ф нефти к забою скважин путем кислотных обработок.1. М.,ВНИИОЭНГ, 1986 г. 57с.

22. Временная инструкция для проведения соляно-кислотных обработок в газовых скважинах. Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики. Саратов, 1970, с.20-21.

23. Авторское свидетельство СССР №186363,кл. Е 21 В 43/27, 1966.

24. Авторское свидетельство СССР №861561,кл. Е 21 В 43/27, 1981

25. Муравьев В.М. Спутник нефтяника, М., Недра, 1977 г., 304 с.

26. Муслимов Р.Г., Орлов Г.А. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленной зон карбонатных пластов.// Нефтяное хозяйство. 1995.№3. с.47-49

27. Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: справочник. М.: Недра, 1991.-384с.

28. Рахмангулов К.Х., Сергиенко В.Н., Земцов Ю.В. Геолого-промысловые факторы, определяющие эффективность кислотных обработок скважин Ватьеганского месторождения.// Нефтепромысловое дело, №7, 2000, с. 44-46.

29. Авторское свидетельство РФ №2110679,кл. Е 21 В 43/27, 1998.41184

30. Кузьмин B.C., Руднев А.Г. Опыт применения композиции ДН-9010 для интенсификации нефти из карбонатных коллекторов месторождений ЗАО «СП Нафта-Ульяновск » // Интервал. №7, 2001, с. 20-23.

31. Извлечение нефти из карбонатных пластов / M.JI. Сургучев, В.И. Калганов, A.B. Гавура и др. М.: Недра. 1987. 230 с.

32. Технологическая схема разработки Ардалинского нефтяного месторождения (рабочий вариант). ПечорНИПИнефть, Архангельск-Ухта, 1996.

33. Технологическая схема разработки Ардалинского месторождения (и дополнительная записка к ней). ОАО «ВНИИнефть», Москва-Архангельск, 1997.

34. Авторский надзор за разработкой Ардалинского и вновь вводимых в эксплуатацию перспективных месторождений компании «Полярное Сияние» за 1998-2000 годы. ОАО «ВНИИнефть», Москва-Архангельск, 2001.

35. Анализ разработки Ардалинского месторождения за 2000 год и I квартал 2001 года. ОАО «ВНИИнефть», Москва-Архангельск, 2001.

36. Проект разработки Ватьеганского нефтяного месторождения. Отчет по договору №351, том 1, книга 4 (текстовые приложения). Москва -Когалым, 2002 г.

37. Авторский надзор за внедрением технологической схемы разработки Комсомольского месторождения. ОАО «ЦГЭ» Отчет по договору №697/д, Москва, 2002.

38. Авторский надзор за освоением и разработкой Тэдинского нефтяного месторождения // Отчет по договору №548/2003 139/03, Волгоград 2004 г.

39. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения. Том «Обоснование применения методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов Самотлорского месторождения», ВНИИнефть, Москва, 1989 г.

40. Санников В.А. Увеличение продуктивности скважин юрских пластов -коллекторов // Интервал, №5 (52), 2003 г, С. 4 19.

41. Регламент проведения обработок призабойных зон скважин кислотным составом «Химеко ТК-2» с целью интенсификации притока нефти из пласта. ЗАО «Химеко-ГАНГ», Москва, 2004.

42. Магадова Л.А., Силин М.А., Тропин Э.Ю. Кислотная композиция «Химеко ТК-2» для низкопроницаемых терригенных коллекторов. Нефтяное хозяйство, №5, 2003, с 80-81.

43. Абдулин Ф.С. Расслоение пород девонского продуктивного горизонта при законтурном заводнении. «Нефтяное хозяйство», 1958, №1.

44. Апельцин И.Э. Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов. М., Гостоптехиздат, 1963, 299 с.

45. Опыт освоения и эксплуатации нагнетательных скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1970, 135 с.

46. Требин Г.Ф. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах. Гостоптехиздат, 1954, 157 с.

47. Афанасьева A.B., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.: Недра, 1975, 215 с.

48. Курамшин P.M. Особенности геологического строения и технологии разработки юрских отложений Нижневартовского свода. М.: ОАО «РМНТК Нефтеотдача», 2002. -108 с.

49. Хисамов P.C., A.A. Газизов, А.Ш. Газизов. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. 568 с.

50. Технологическая схема разработки слабопроницаемых коллекторов и малопродуктивных линз песчаников по площадям Ромашкинского месторождения: Отчет ТатНИПИнефти по теме 52./79. Бугульма,1980.-273 с.

51. Хисамов P.C. Особенности геологического строения и разработка многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Издательство «Мониторинг», 1996.-288 с.

52. Демушкин Ю.И., Блохина А.В. Строение проницаемой части и фильтрационные свойства горизонта БВю Самотлорского месторождения // Геология и разработка нефтяных месторождений: Тр. СибНИИНП. Вып. 18. Тюмень, 1980.

53. Демушкин Ю.И., Нефедова Г.А. Условия образования продуктивного горизонта и модель его проницаемой части (на примере продуктивного горизонта АВ2.3 Самотлорского месторождения) // Тр. СибНИИНП. -Вып. 15. Тюмень, 1979.

54. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья / Монография М.: КУбК-а, 1997.

55. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. М.: Наука,1981.-448 с.

56. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности//М.: Недра, 1976.

57. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений

58. Interpretation of well-block pressure in numerical reservoir simulation with nonsquare grid blocks and anisotropic permeability // SPE Journal. 1983. -V.23, №3.

59. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем // Пер. с англ. М.: Недра, 1982, 408 с.

60. Fetkovitch M.J. A Simplifield Approach to Water Influx Calculations -Finite Aquifer Systems // J. Pet. Tech, Page 814-828, July 1971.

61. Carter R.D., Tracy G.W. An Improved Method for Calculating Water Influx. Trans. AIME 219; J. Pet Tech, Page 58-60, Dec 1960.

62. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта \\ М.: Недра, 1982, 311 с.

63. Технический отчет «Исследование пластовой нефти скважины №351 Северо-Губкинского нефтегазового месторождения». Тюменская центральная лаборатория. Тюмень, 1997

64. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: «Грааль», 2002, 575 с.

65. Тронов В.П., Тронов А.В. Геолого-технические предпосылки улучшения качества закачиваемой воды. // Нефтяное хозяйство, 2002, №1.

66. Дияшев Р.Н., Кострин А.В., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. // Казань: Тат. кн. изд-во, 1999.

67. Гарипов В.З. Состояние разработки нефтяных месторождений и прогноз нефтедобычи на период до 2015 г. // Нефтяное хозяйство. -2000. №7.

68. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.Р., Потапов A.M. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии // М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т. 1.

69. Савенков В.Ю. Моделирование процесса нефтеизвлечения для оценки потерь углеводородов вследствие преждевременного вывода скважин из эксплуатации // Нефтяное хозяйство, 2002 г, №1.

70. Арбатов П.А. Проблемы определения минимального текущего рентабельного дебита // Нефтепромысловое дело, 2002 №6.

71. Пирвердян A.M., Никитин П.И., Листенгартен Л.Б., Данелян М.Г. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попутной воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов // АНХ, 1970, №11.

72. Багаутдинов А.К., Барков С.Л., Белевич Г.К. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Издание в 2 т. / М.: ВНИИОЭНГ, 1996. Т.2

73. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. Гостехиздат, М., 1947.

74. Babson, Е.С.: Prediction of Reservoir Behavior from Laboratory Data, AIME Tech. Pub. 1664.

75. Tarner, J.: How Different Size Gas Caps and Pressure Maintenance Programs Affect Amount of Recoverable Oil, Oil Weekly, June 12, pp. 32 ff.

76. Schilthuis, R.J.: Active Oil and Reservoir Energy, Trans. AIME, vol. 118, pp. 18ff.

77. Pirson, S.J.: Performance of Fractured Oil Reservoir, Bull. Am. Assoc. Petroleum Geol., vol.37, no. 2, pp. 252 ff.

78. Muskat, M.: The Production Histories of Oil Producing Gas-drive Reservoirs, J. Appl. Phys., vol. 16, pp. 147 ff.

79. Христианович C.A. О движении газированной жидкости в пористых средах. «Прикл. матем. и механ.», т.У, вып. 2, 1941.

80. Царевич К.А. Приближенный способ расчета притока нефти и газа к скважинам при режиме растворенного газа. Труды МНИ, №5. Гостоптехиздат, 1947.

81. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат, 1963.91 .Архангельский В.А. О применении к расчетам неустановившейся фильтрации газированных нефтей метода смены стационарных состояний. Изв. АН СССР, ОТН, №7,1954.

82. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. Гостоптехиздат, М., 1961.

83. Орлов B.C. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М, Недра, 1973.

84. Ермеков А.К. Влияние интерференции и темпа ввода скважин в эксплуатацию на показатели разработки при режиме растворенного газа. Нефтепромысловое дело, №5, 1977.

85. Зиновьева JI.A. Приближенный метод расчета притока газированной нефти к скважинам с учетом реальных свойств пластовых нефтей. Труды ВНИИ, вып. IV. Гостоптехиздат, 1954.

86. Царевич К.А. Гидромеханические приемы приближенного расчета дебитов нефти и газа из скважин при сплошной и сгущающейся системах разработки для нефтяных месторождений с газовым режимом. Труды ВНИИ, вып. IV. Гостоптехиздат, 1954.

87. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М. Недра, 1965.

88. Стрижов И.Н., Замахаев B.C. Упруго-грузовой режим разработки залежей углеводородов // Нефтяное хозяйство,- 2004.- №8.- С.82-83

89. Сонич В.П., Черемисин H.A., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород месторождений Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 1997. - №9. - С.52-54.

90. Рахмангулов К.Х., Сергиенко В.Н. Геолого-промысловые факторы, определяющие эффективность кислотных обработок скважин Ватьеганского месторождения // Нефтяное хозяйство.- 2000.- №7.-С.44-46.

91. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1981.- 237 с.

92. Черемисин А.Н., Черемисин H.A., Сонич В.П. Особенности моделирования разработки гранулярных коллекторов с упруго-пластическими свойствами // Нефтяное хозяйство,- 2004.- №2.- С.60-62.

93. Тронов A.B. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук «Научное обоснование и создание комплекса технологий очистки нефтепромысловых вод для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений». Бугульма, 2001.

94. Кузнецов B.C. Зависимость приемистости нагнетательных скважин от качества воды, закачиваемой в нефтяные пласты. М., ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, №8, 1978.

95. Зайнетдинов Т.И., Хасанов М.М., Тахаутдинов Р.Ш., Темин А.Г. О детерминированном характере колебаний проницаемости при фильтрации гетерогенных систем. М., Нефтепромысловое дело, №3, 1999.

96. Доломатов М.Ю., Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Хисамутдинов H.H. и др. Исследование фильтрации культуральной жидкости, содержащей микрофлору заводняемого нефтяного пласта. / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №1, 1995.

97. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Ибрагимов Г.З., Телин А.Г. и др. Влияние техногенных факторов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти. М., ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, №12, 1997.

98. Ибатуллин Т.Р. Тезисы докладов СНО, РГУ нефти и газа, 2003 г.

99. Мирзаджанзаде А.Х., Аллахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче. М.: Наука, 1997. - 254 с.

100. Исаков Г.В. О деформациях нефтяных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1948. - №11. - С. 17-24.

101. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959. 467 с.

102. Стрижов И.Н., Ходанович Ч.Е. Добыча газа. М.: Гостоптехиздат, 1946. - 200с.

103. Зотов Г.А. Технологические концепции Стрижова И.Н. в области разработки месторождений природного газа. Научные чтения «Развитие идей Стрижова И.Н. в нефтегазовом деле». М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 130 с.

104. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1981.-294 с.

105. Черемисин Н.А. и др. Исследование условия формирования остаточной нефтенасыщенности в полимиктовых коллекторах Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 1997 - №9. - С.40-42.

106. Wyckoff R.D., Botset H.G.: The Flow of Gas-Liquid Mixture through Unconsolidated Sands, Physics, vol. 7, №9, 1936.

107. Leverett M.C.: Capillary Behavior of Porous Solids, Trans. AIME Petroleum Development and Technol., pp. 152ff.

108. Розенберг М.Д., Кундин С.А., Курбанов A.K., Суворов Н.И., Шовкринский Г.Ю. и др. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах. М.: Недра, 1969, 456с.

109. Ввод скв. из бурения Выбытие скв. Действ, фонд Среднегод. дебит на 1 скв.

110. Ввод скв. из бурения Выбытие скв. Действ, фонд Средиегод. дебит на 1 скв.

111. Ввод скв. из бурения Выбытие скв. Действ, фонд доб. скв. на конец года Среднегод. дебит на 1 скв.