Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование методов регулирования разработки залежей нефти в трещинно-поровых карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов регулирования разработки залежей нефти в трещинно-поровых карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами"

Евдокимов Александр Михайлович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ С ВОДОНЕФТЯНЫМИ ЗОНАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

-ЗНОЯ 2011

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма-2011

4858764

Работа выполнена в технологическом управлении по разработке нефтяных и газовых месторождений исполнительного аппарата Открытого акционерного общества «Татнефть» имени В.Д. Шашина

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Хисамов Раис Салихович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Корженевский Арнольд Геннадьевич

кандидат технических наук Чепик Сергей Константинович

Ведущая организация: Общество с ограниченной ответственностью

Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология» (г. Уфа)

Защита состоится 17 ноября 2011 года в 13 часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.

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

Автореферат разослан октября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук ^^/сСц^^ И.В. Львова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Из недр Республики Татарстан (РТ) извлечено свыше 3-х млрд. тонн нефти. Уникальное Ромашкинское и другие крупные месторождения продолжают интенсивно вырабатываться, а залежи нефти с ухудшенными коллекторскими характеристиками продуктивных пластов и физико-химическими свойствами нефтей, приуроченные в основном к карбонатным коллекторам, разрабатываются низкими темпами отбора нефти.

Нефтеизвлечение из карбонатных трещинно-поровых пластов при традиционных способах их разработки остается весьма низким (10-20%). Низкие значения извлечения нефти из трещинно-поровых карбонатных коллекторов обусловлены следующими основными факторами:

- высокой неоднородностью свойств матрицы коллекторов;

- наличием трещин, по которым преимущественно движется подошвенная или закачиваемая вода, слабо охватывая при этом матрицу породы;

- ухудшенными реологическими свойствами нефти.

Тема повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов является весьма актуальной для Республики Татарстан и других регионов Российской Федерации. Так, в настоящее время из залежей с карбонатными коллекторами по ОАО «Татнефть» добывается 15% годового объема, при этом доля нефти в остаточных запасах неуклонно растет и является основным резервом поддержания уровня добычи нефти в компании.

Проблема может быть решена не только за счет уплотнения сетки скважин, но и путем применения тепловых и химических методов воздействия на пласт, технологий водоизоляции и регулированием градиентов давления в процессе эксплуатации скважин.

Представленная работа посвящена поиску, созданию и опробованию новых и усовершенствованных технологий освоения и разработки карбонатных коллекторов.

В связи с этим, целью диссертационной работы является: ^ J

Повышение эффективности разработки залежей нефти в трещинно-поровых карбонатных коллекторах серпуховско-башкирских отложений с водонефтяными зонами (ВНЗ) методами регулирования отбора продукции на примере Ромашкинского месторождения.

Основные задачи исследований.

Для условий залежей нефти 302-303 Ромашкинского месторождения в трещинно-поровых карбонатных коллекторах с ВНЗ:

1. Анализ динамики дебитов нефти и выявление причин преждевременного роста содержания воды в добываемой продукции скважин.

2. Создание геолого-технологической модели участка залежей нефти.

3. Исследование реологических свойств и процессов извлечения нефти с учетом предельных градиентов сдвига на основе математической модели.

4. Апробация усовершенствованной технологии форсированного отбора жидкости (ФОЖ) и разработка рекомендаций по оптимизации режима работы скважин, управлению депрессией на пласт.

5. Разработка новых ресурсосберегающих технологий эксплуатации скважин при добыче нефти из карбонатных коллекторов.

Основные защищаемые положения:

1. Закономерности изменения реологических свойств нефти и фильтрационных параметров коллекторов в условиях разработки 302-303 залежей Ромашкинского месторождения.

2. Результаты анализа технологии ФОЖ.

3. Новые технические и технологические решения по регулированию разработки, позволяющие снизить содержание воды в продукции скважин и продлить срок рентабельной эксплуатации.

Методы решения задач. Решение поставленных задач основано на вычислительных экспериментах и моделировании процессов фильтрации из коллекторов с двойной пористостью с учетом реологических свойств пластовой нефти, обобщении теоретических и экспериментальных работ, результатах

проведенных лабораторных исследований и анализа показателей разработки залежей 302-303, данных промысловых испытаний новых технологий.

Научная новизна.

Для условий залежей нефти 302-303 Ромашкинского месторождения в трещинно-поровых карбонатных коллекторах с ВНЗ:

1. Выявлено, что одной из причин интенсивного роста содержания воды в продукции скважин в процессе добычи нефти является проявление аномалий реологических свойств нефти. Наибольшая аномалия подвижности нефти выявлена в образцах матрицы породы с наименьшей проницаемостью.

2. Установлено, что изменение коэффициента подвижности нефти при движении в трещинно-поровых коллекторах обусловлено близостью величин пластовой температуры и температуры резкого изменения реологических свойств нефти.

3. Определены пределы изменения граничных градиентов давления и индексов аномалий подвижности для условий фильтрации нефти в коллекторах серпуховских отложений.

4. Установлена корреляция между динамикой относительного содержания воды и нефти в продукции скважин и динамикой отбора жидкости из пласта при кратном ступенчатом изменении депрессии на призабойную зону пласта для различных по длительности периодов приложения депрессий.

Практическая значимость работы.

Для залежей нефти 302-303 Ромашкинского месторождения установлен диапазон снижения забойного давления от 0.56 до 0.76, относительно пластового, в котором наиболее существенно проявляется эффект прироста доли нефти в продукции.

Установлено, что при непрерывном дренировании чередование установившегося режима эксплуатации скважин и неустановившегося режима, вызванного кратковременно-циклическим кратным увеличением их дебита, приводит к снижению содержания воды в продукции скважин на период

времени больше, чем время выхода на установившийся режим эксплуатации (до 5 и более суток).

На основе результатов теоретических и экспериментальных исследований разработаны модели, технологии нефтедобычи и способ изоляции подошвенных вод, а также выработаны рекомендации для повышения эффективности регулирования выработки трудноизвлекаемых запасов из карбонатных отложений, осложненных ВНЗ и насыщенных высоковязкой нефтью.

Новизна предложенных технических и технологических решений подтверждена 6 патентами Российской Федерации на изобретения.

Основные результаты диссертационной работы использованы при составлении программы опытно-промышленных работ (ОПР) и «Технологической схемы разработки залежей нефти 302-303 Ромашкинского месторождения».

Промысловые испытания и промышленное внедрение новых технологий позволили дополнительно добыть более 79 тыс. т. нефти, суммарный экономический эффект в ценах 2011 г. составил более 246 млн. руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции, посвященной добыче 3-миллиардной тонны нефти Республики Татарстан (г. Лениногорск, 2007 г.), научно-практической конференции «Прошлое, настоящее и будущее нефтяных месторождений в Республике Татарстан», посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2010 г.), X научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Геленджик, 2010 г.), семинарах главных инженеров и главных геологов ОАО «Татнефть» (2001-2011 гг).

Публикации. Основные положения и практические результаты внедрения освещены в 14 работах, в том числе в 6 патентах Российской Федерации. 6 работ опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ. В

работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач, разработка основ новых технологий, анализ результатов испытаний и внедрения технологий.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, содержащего основные результаты и выводы, библиографического списка из 124 наименований, приложения и содержит 132 страницы машинописного текста, 50 рисунков и 24 таблицы.

Содержание работы

Во введении определены основные задачи исследования, актуальность и цель работы, научная новизна и современное состояние проблемы, практическая ценность энергосберегающих технологий эксплуатации скважин и способов разработки залежей, сведения об апробации результатов диссертационной работы.

В первой главе приводятся общие сведения о разработке залежей нефти в карбонатных коллекторах, рассмотрены особенности фильтрации жидкости в трещинно-поровых коллекторах и влияние циклической работы скважин на снижение содержания воды в добываемой продукции.

Проблемам разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами трещинно-порового типа посвящены многочисленные работы отечественных и зарубежных исследователей: Абдулмазитова Р.Г., Баренблатта Г.И., Викторина В.Д., Гавуры A.B., Дияшева Р.Н., Кудинова В.И., Желтова Ю.П., Ибатуллина P.P., Майдебора В.Н., Молоковича Ю.М., Муслимова Р.Х., Мухаметшина Р.З., Рыжика В.М., Сургучева М.Л., Фазлыева Р.Т., Хисамова P.C., Хисамутдинова Н.И., Чекалина А.Н., Щелкачева В.Н., K.Aziz, Van Golf-Raht T.D. и др.

Разработка трещинно-поровых карбонатных коллекторов с ВНЗ характеризуется резким ростом содержания воды в добываемой продукции, малым отбором запасов при больших объемах попутно добываемой воды, отсутствием адекватных моделей для проектирования геолого-технических мероприятий и определения оптимальных режимов эксплуатации скважин.

В данной главе также рассматриваются особенности разработки трещинно-поровых карбонатных коллекторов с ВНЗ на примере залежей 302303 Ромашкинского месторождения с высоковязкими нефтями. Малый период безводной эксплуатации вводимых из бурения скважин (не более 1-8 месяцев), быстрый рост содержания воды в добываемой продукции скважин и стабильное пластовое давление, фиксируемое в длительно эксплуатируемых скважинах, свидетельствует об активной водоносной области серпуховских отложений. Наличие субвертикальной и субгоризонталыюй трещиноватости установлено по результатам проведенного анализа керна, поэтому отбор жидкости из скважин очень быстро восполняется подошвенной водой, не позволяя создать необходимую депрессию между блоками и трещинами карбонатной породы. Если учесть, что основные запасы нефти сосредоточены в матрице карбонатной породы, то становится ясным, насколько важно создание необходимой депрессии между блоками и трещинами. Данная проблема требует выработки новых подходов к регулированию разработки с целью снижения содержания воды в добываемой продукции скважин и продления рентабельной эксплуатации залежей нефти в целом. Исходя из состояния изученности основных проблем разработки залежей 302-303, сформулированы задачи исследований диссертационной работы, среди которых лабораторные исследования реологических свойств нефти с использованием кернового материала скважин и разработка методов кратковременно повышающих депрессию на пласт.

Во второй главе, на основе проведенного анализа применяемых технологий, с целью повышения эффективности разработки залежей нефти, предложены новые способы разработки и усовершенствованные технологии эксплуатации скважин.

Разработка залежей нефти на естественных режимах в башкирских и серпуховских отложениях малоэффективна. С целью повышения рентабельности работы отдельных скважин и залежей, в целом, выполняется большой объем работ по ограничению водопритоков.

Разработана технология изоляции водопритоков в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Изоляция притока вод происходит путем последовательной закачки через скважину водной дисперсии глины и водного раствора полиакриламида со сшивателем и продавкой углеводородной жидкостью, способствующими образованию коллоидно-силикатной системы и обеспечению изоляции водопритока. Работы проведены на 125 скважинах. Дополнительная добыча нефти составила 76,4 тыс. т. (611 тонн на 1 скважину), средний прирост на 1 скважину составил 1,8 т/сут. Успешность технологии по анализируемым залежам - 78% (РД 153-39.0-522-07).

Большая часть территории залежей нефти 302-303 расположена в санитарно-защитной зоне (СЗЗ), выработка запасов на таких участках предусмотрена горизонтальными технологиями.

Для снижения содержания воды в добываемой продукции и увеличения безводного периода эксплуатации скважин применяются различные конструкции скважин без вскрытия ВНК, такие как горизонтальные скважины (ГС), многозабойные скважины (МЗС) и вертикальные с открытым забоем. С 1992 года пробурено всего 111 ГС и 8 МЗС. С начала эксплуатации ГС добыто 1,2 млн. тонн нефти, МЗС - 69,1 тыс. тонн. С учетом скважин, переведенных на ФОЖ, текущий дебит нефти ГС варьируется в пределах от 0,1 до 55,9 т/сут, и составляет в среднем 4,2 т/сут, при среднем содержании воды в добываемой продукции скважин - 75,6%. Текущий дебит нефти МЗГС - 5,6 т/сут при содержании воды в продукции - 64%.

Исследованы результаты эксплуатации ГС. Подтверждено, что большие нефтеносные толщины обеспечивают достижение более высоких значений дебитов, а приближение ГС к водо-нефтяному контакту (ВНК) снижает дебит нефти. Наибольший дебит нефти достигнут в скважинах на расстояниях не ближе 12 м до ВНК. Наиболее продуктивными являются интервалы, находящиеся на отметке ниже 10 м от кровли башкирских отложений. Максимальный начальный дебит (13,1 т/сут) получен по скважине, пробуренной в нефтеносной толще, равной 50 м.

Выполненный анализ по наклонно-направленным скважинам показал, что только по единичным скважинам с увеличением расстояния от вскрываемого продуктивного пласта до ВНК, коэффициент продуктивности снижается, воды в добываемой продукции содержится меньше, дебит по нефти сохраняется высоким более длительное время.

При участии автора диссертационной работы проведены опытно-промышленные работы по ФОЖ.

Экспериментальными работами охвачены 67 добывающих скважин, в том числе, 40 ГС. Показано, что при реализации ФОЖ на скважинах залежи 302-303 увеличение дебита от 25 до 50 раз приводит сначала к крайне резкому снижению содержания воды в добываемой продукции, а затем - к плавному увеличению с последующей стабилизацией на уровне, превышающем содержание воды в продукции скважин до форсированного отбора жидкости (рис. 1).

Рисунок 1 - Изменение содержания воды в продукции скважин в период проведения ФОЖ

Анализ опытно-промышленных работ по базовой технологии ФОЖ показал, что большие дебиты по нефти обеспечиваются отбором значительных объемов жидкости. Дополнительно добыто 341 тыс. т. нефти и отобрано 5,6 млн. т. жидкости. С одной тонной дополнительной нефти при ФОЖ

извлекается до 15 и более тонн попутной воды, что в 2,5 раза выше среднего значения по компании.

Для управления фильтрационными потоками разработан способ разработки нефтяной залежи и два способа эксплуатации скважин (пат. 2320860 РФ; пат. 2382181 РФ; пат. 2418942).

1

"ГНИ] ;

/ 1 к ' V,

Глинистый ; пласт ' шгн '" Обсадная колонна

8 ; *■ ---

Пакер - ; задвижка '; к 1_г_ к Глубинный манометр

ВНК

Рисунок 2 Рисунок 5

Способ разработки нефтяной залежи Схема оборудования для создания

депрессии

Согласно способу разработки добывающая скважина, снабженная одной колонной НКТ, оборудуется двумя насосами разной производительности (рис.2), что позволяет периодически изменять депрессию на пласт.

Режим депрессии обеспечивается запуском в работу нижнего высокопроизводительного насоса. Для обеспечения непрерывного

дренирования в скважине останавливается нижний и запускается верхний насос малой производительности. Циклы перехода от одного режима к другому и обратно периодически повторяют до прекращения эффекта по снижению содержания воды в добываемой продукции (пат. 2320860 РФ).

в работе в работе в работе в работе а работе а работе УШГН УЭЦН УШГН УЭЦН УШГН УЭЦН

аработе

УШГН Время, час

4Р забойное, МПа ОСодержание воды в продукции скважин, %

Рисунок 3 - Изменение содержания воды в продукции при кратковременной депрессии на пласт (скв. № 38098)

Например, по скважине №38098 достигнуто кратковременное 25 кратное увеличение дебита жидкости с 18 до 450 м3/сут (рис.3). Снижение динамического уровня на 312 м, что соответствует 2,6 МПа, удалось достичь за счет 17 минутам работы УЭЦН производительностью 400 м3/сут. В последующем, с целью обеспечения начального отбора жидкости (18 м3/сут), УЭЦН-400 был остановлен и запущен в работу штанговый насос (Н-44). При работающем насосе динамический уровень начал восстанавливаться и за один час достиг 199 метров. Последующий запуск установки ЭЦН-400 способствовал снижению динамического уровня до 445 метров и созданию кратковременной депрессии. Далее отбор жидкости продолжился штанговым насосом. Цикл снижения и восстановления динамического уровня повторялся трижды с конечным восстановлением отбора жидкости до 18 м3/сут на 5 суток.

Отбивка динамических уровней в процессе эксперимента сопровождалась отбором проб. На графике (рис.3) отражены значения забойного давления и результаты анализов проб.

На рисунке 4 в виде кривых представлены показатели работы скважины №35832, где перепад давлений в процессе кратковременного ФОЖ достиг 3,4 МПа. Эффект, в виде снижения содержания воды и соответствующего роста нефти в объеме добываемой продукции, продолжался 11 суток.

»-«ЙВОДНГНИОСГЬ. ч» 1 С -"-Л1Г1М1<-ТЬ. М.1<( I

Рисунок 4 - Показатели работы скв.№35832 после кратковременного ФОЖ

Гидродинамические исследования в процессе кратковременного ФОЖ проведены по всем охваченным экспериментом скважинам. Отмечается, что по скважине №35832 скин-эффект изменялся от 8 до 12, при откачке с малыми дебитами - был близок к нулю. Различие в коэффициенте продуктивности при работе УЭЦН и УШСН определить не удалось в связи с отсутствием установившегося режима работы с большим дебитом. Однако, при анализе результатов ГДИ, до и во время форсированного режима откачки, отмечалось значительное снижение коэффициента продуктивности и гидропроводности, что обусловлено разрушением структуры нефти при увеличении скорости течения.

Таким образом, кратковременный ФОЖ приводит к снижению содержания воды в добываемой продукции скважин.

В развитие вышеизложенной технологии разработан усовершенствованный способ эксплуатации скважины с управляемой депрессией на пласт. Данная депрессия достигается с использованием традиционного насосного и дополнительного скважинного оборудования (рис.5). Установленный между интервалом перфорации и насосным оборудованием пакер позволяет останавливать поток жидкости из пласта и временно снижать уровень жидкости в скважине до предельно допустимых значений, обеспечивающих устойчивую работу УШГН, выравнивать давление в около скважинном пространстве и резко создавать депрессию. Заданный перепад давлений между трещинами и блоками способствует поступлению нефти из низкопроницаемых в высокопроницаемые зоны и выходу добываемой продукции в скважину (пат. 2418942).

Техника и технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин (ОРЭ). На рассматриваемых залежах, во избежание преждевременного прорыва подошвенной воды, отдельные нефтенасыщенные пропластки малой толщины, залегающие в непосредственной близости от ВНК, остаются не вскрытыми перфорацией. До настоящего времени техника и технологии ОРЭ на залежах 302-303 не применялись. В процессе исследований разработан способ эксплуатации скважин и способ разработки нефтяной залежи.

Способ эксплуатации скважин (пат. 2334084 РФ) предусматривает выработку верхнего, более мощного, продуктивного пласта до содержания воды в добываемой продукции, равной 75 - 90%, и последующий переход к одновременно раздельной эксплуатации с приобщением нижнего пласта малой толщины. Способ разработки нефтяной залежи предусматривает одновременно-раздельную добычу и одновременно-раздельную закачку (откачку) пластовой воды в нижезалегающий водоносный пласт (пат. 2290502 РФ).

В третьей главе проведены исследования реологических свойств и фильтрационных свойств нефти, описано построение геолого-технологической модели участка залежей и выполнение вычислительных экспериментов, разработаны рекомендации по режиму работы скважин с элементами кратковременного ФОЖ.

В результате лабораторных исследований реологических свойств нефтей отмечается, что смолы, асфальтены и парафины, находящиеся в дисперсном состоянии, вызывают неныотоновское поведение при понижении температуры. При этом, наличие смол (21%) придает нефти упругие свойства, а содержание парафинов (5%) приводит к нелинейно-вязким свойствам.

кто

у = 332,01' К' =0.998

10

I) 5 10 1? 20 25 30 35 40 45 50

Темпера! ура, °С

Рисунок б - Температурные зависимости вязкости нефти для пробы со скважины №37846 залежи 303 при скорости сдвига 48,3 1/с

Наличие точки пересечения на температурных зависимостях вязкости свидетельствует о наличии изменений связей в нефти (рис.6). Температура изменения связей в нефти близка пластовой температуре. В результате нефть в пластовых условиях может иметь вязкопластические свойства.

На рисунке 7 приведены тенденции изменения эффективной вязкости от скорости сдвига для пробы нефти со скважины №37846 залежи 303.

4»_5 58.9 Л9.4 80,0

( корце П. С.НИН Л. V

Рисунок 7 - Изменение динамической вязкости от скорости сдвига для пробы нефти со скважины №37846 залежи 303

Исследования проводились на ротационном вискозиметре при различных температурах. Отмечается падение вязкости на начальном участке и примерная стабилизация вязкости впоследствии при низких значениях температур.

Исследования реологических и фильтрационных свойств дегазированных нефтей сводились к получению экспериментальной зависимости между объемными расходами нефти через капилляр или образец породы и перепадами давления на их концах (Дияшев Р.Н. и др.). Для оценки интенсивности проявления аномально-вязких свойств нефтей опыты проводились как при последовательном увеличении («прямой ход»), так и при уменьшении («обратный ход») объемного расхода жидкости. По полученным экспериментальным данным строилась линия течения нефти через капилляр (реологическая линия) - зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига, или кривая фильтрации нефти через образец породы - зависимость градиента давления от скорости фильтрации.

С помощью реологических линий и кривых фильтрации определены основные реологические и фильтрационные параметры пластовых проб нефти.

Результаты экспериментов по изучению реологических свойств нефти представлены на рисунках 8-10.

0,02

.2

5 0.015 А

\ 0,01 у

I 0,005

I 0

Скорость фнлырацнн х 104, см/сек

♦ Прямонход ИОбратнынхол

Рис.8 - Зависимости скорости фильтрации безводной нефти скв. 15209 залежи 302 от градиента давления при увеличении (уменьшении) объемного расхода через образец породы

(1 = 1 /(0,007068$(Н-(0.00187577ГО)

|\'о (ффпииет корреляции - 0.9634. Уриисиь шичи мост - 99 ,5%

р = 71.9052-15,047'1п(Т)

Коэффициент корреляции - 0,9408. Уровень шачимостн -99,2%

0 2 4 6 8 10 12

Скиристь с;|внга, V* I О2, с ' • Прямой хоа ■ Ооратпым ход

Рис.9 - Зависимости коэффициента динамической вязкости безводной нефти скв. 15209 залежи 302 от скорости сдвига при увеличении (уменьшении) объемного расхода через модель

Ко>ффициент корреляции - 0,9991 Уроеекь тйчимости - более 99,9 %

аЛ Р=1Л39, >34Н5,6Ш-) Коэффициент корреляции - 0,999-1 Уровень значимости ■ более 99,9 %^

2 2«

О 0.115 0.1 11.15 1>,2 11.25 0.3 (1.35 II,-I 11.45

Нлфлжсшк1 слпмш. 1Ы

♦ Примой ход ♦Ооршныи ход

Рис.10 - Зависимости коэффициента динамической вязкости безводной нефти скв. № 15209 залежи 302 от напряжения сдвига

Исследования по определению фильтрационных параметров пластовых нефтей в различных по проницаемости породах проводились с пробами нефти скв. №17979. Особенности фильтрации пластовых нефтей изучали в образцах естественных кернов в диапазоне проницаемостей по воздуху 0,021 - 0,326 мкм2.

Результаты этих экспериментов: градиент динамического давления сдвига (ГДДС); градиент давления сдвига предельного разрушения структуры (ГДПРС); индекс аномалий подвижности (ИАП) представлены на рисунках 11 и

Эксперименты показали, что с увеличением абсолютной проницаемости образцов естественных пород происходит постепенное уменьшение граничных градиентов давления и увеличение подвижности нефтей с практически неразрушенной структурой из высокомолекулярных компонентов. Наиболее сильные изменения граничных градиентов давления происходят в области фильтрации нефтей через низко- и среднепроницаемые породы. Так, увеличение проницаемости с 0,013 до 0,037 мкм2, т. е. в 2,8 раза, для пробы нефти скв. 17979 привело к уменьшению ГДДС в 1,8 раза, а увеличение

проницаемости по нефти с 0,013 до 0,238 мкм2, или в 18,3 раза, обеспечило уменьшение ГДДС этой же пробы нефти только в 5,2 раза.

При изучении особенностей фильтрации пластовой нефти в образце породы с наибольшей проницаемостью 0,238 мкм2 аномалии подвижности нефти были подтверждены, то есть подвижность нефти в каналах фильтрации достигала минимальных значений при минимальных значениях действующих градиентов давления. По мере роста градиентов давления подвижность нефти увеличивалась и при градиентах больше ГДПРС достигала максимальных значений. Величина ИАП в таких условиях составила 6,8 ед., то есть подвижность нефти при малых значениях градиентов давления была в 6,8 раз меньше, чем в случаях фильтрации нефти с разрушенной пространственной структурой из асфальтенов и смол.

я 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

е.

^ Коэффициент абсолютной проницаемости, мкм2

• ГДДС ■ ГДПРС

Рис.11 - Изменение градиента давления в зависимости от коэффициента абсолютной проницаемости при течении безводной нефти скв. №17979 залежи 303 в образцах естественных кернов

Пределы изменений граничных градиентов давления и ИАП для исследованных пластовых нефтей серпуховских отложений залежи 303 составили:

- ГДДС - от 0,0071 до 0,0402 МПа/м;

- ГДПРС - от 0,0101 до 0,0541 МПа/м;

- ИАП - от 4,8 до 13,1 ед.

Коэффициент абсолютной проницаемости, мкм*

Рис.12 - Изменение индекса аномалий подвижности в зависимости от коэффициента абсолютной проницаемости при течении безводной нефти скв. №17979 залежи 303 в образцах естественных кернов

Для построения геологической модели участка залежей 302-303 использовался программный комплекс IRAP RMS 2010.1 компании ROXAR. Структурная сетка по стратиграфической кровле башкирского яруса представлена на рисунке 13.

■

Рис. 13 - Карта по кровле продуктивных отложений башкирского яруса

Цифровая гидродинамическая модель построена в программном комплексе Tempest компании ROXAR. В расчетах использовался изотермический вариант трехфазной фильтрации модели «нелетучей» нефти (black oil) с использованием модулей как однородной, так и двойной пористости и проницаемости.

Гидродинамические расчеты проведены с учетом начального (предельного) градиента давления, перепады давлений (ДР) по скважинам задавались равными 2.0, 3.0, 3.5 и 4.0 МПа. Анализ результатов расчетов показал, что режим работы ФОЖ с перепадом давления 4.0 МПа приводит к максимально эффективным показателям разработки как при работе всех скважин одновременно, так и при работе каждой скважины отдельно. При больших величинах перепада давления возможно достижение до величины давления насыщения, поэтому в качестве предельного перепада давления была выбрана величина ДР=4.0 МПа.

Численные эксперименты при ДР=4.0 МПа по определению продолжительности (в сутках) уменьшения содержания воды в продукции выявили, что поддержка перепада давления более чем на двое суток не приводит к эффективной работе режима ФОЖ.

Чем больше произведение проницаемости и эффективной толщины пласта kh в окрестности скважин, тем больше влияние режима работы ФОЖ на снижение содержания воды в продукции скважин №38168, 37956, 35833. Увеличение циклического режима работы ФОЖ не приводит к дополнительному уменьшению содержания воды в продукции скв. № 38155.

В таблице 1 приведены результаты, определяющие оптимальное время цикла режима ФОЖ. Знаком «+» обозначены дополнительные сутки (относительно варианта режима работы ФОЖ 1 сутки на всех скважинах, кроме №38155 и 37938), имеющие уменьшение содержания воды в продукции. Гидродинамические расчеты показывают целесообразность перевода скважин на режим работы ФОЖ не менее, чем через 5 суток.

Таблица 1 - Результаты режима работы ФОЖ

Мероприятия ДР=4.0, МПа Продолжительность уменьшения обводненности продукции при ФОЖ по скважинам участка (в сутках)

37937 38155 38168 37956 35833 37938 35832

1= 1сут. ФОЖ на всех скв., кроме скв. 38155, 37938. 1 >1 6 2 3 2 1

Повтор ФОЖ через 1 сутки +1 >1 0 +2 0 +1 0

Повтор ФОЖ через 2 суток 1 >1 +1 +3 +2 0 0

Повтор ФОЖ через 3 суток 1 >1 +1 +3 +2 +3 +2

Повтор ФОЖ через 5 суток +5 >1 +5 +7 +5 +5 +3

В четвертой главе представлены расчеты технико-экономического эффекта от применения технологий.

Оценка экономического эффекта проведена в налоговых условиях 2010 года в соответствии с действующим Налоговым Кодексом РФ при фактических ценах и условиях добычи нефти в ОАО «Татнефть» в 2010 году.

Расчетная чистая прибыль от применения технологии в НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть» с кратковременным режимом ФОЖ составила 7,5 млн. руб/год.

Фактическая чистая прибыль от применения технологии ВНГС (изоляция водопритока) составила 238,617 млн. руб.

Основные выводы и рекомендации

В результате обобщения накопленных знаний и дополнительно проведенных исследований по теме диссертационной работы для условий разработки залежей 302-303 получены следующие основные выводы и рекомендации:

1. Применение различных конструкций скважин и различных технологий вскрытия для залежей с ВНЗ и ухудшенными реологическими свойствами нефти не приводит к существенному снижению содержания воды в добываемой продукции и увеличению безводного периода эксплуатации скважин.

Аналогичные результаты дают технологии по ограничению водопритоков, улучшая показатели разработки и повышая рентабельность отдельных скважин и залежей, в целом, на период не более одного года.

2. Анализ опытно-промышленных работ по базовой технологии ФОЖ показал, что большие дебиты по нефти обеспечиваются отбором значительных объемов жидкости. С одной тонной дополнительной нефти при ФОЖ извлекается до 15 и более тонн попутной воды, что в 2,5 раза выше среднего значения по компании.

3. Для решения задач регулирования разработки залежей 302-303 с ухудшенными реологическими свойствами нефти в карбонатных трещинно-поровых коллекторах с ВНЗ разработана геолого-технологическая модель участка.

4. На основе численных экспериментов созданной модели и промысловых испытаний разработанной технологии установлены оптимальные технологические параметры эксплуатации скважин. Оптимальный режим ФОЖ достигается при перепаде давления не менее 4.0 МПа с продолжительностью не более двух суток и повторным переводом в режим ФОЖ не менее, чем через 5 суток.

5. Определены основные реологические и фильтрационные параметры пластовых проб нефти. Разработаны новые ресурсосберегающие технологии с режимами кратковременного ФОЖ, способствующие увеличению подвижности вязкопластичной нефти.

6. Новизна предложенных технических и технологических решений подтверждена 6 патентами Российской Федерации на изобретения.

7. Предложенные автором технические и технологические решения находят применение на залежах нефти во многих НГДУ ОАО «Татнефть», только изоляция водопритока (ВНГС) проведена на 249 скважинах. Экономический эффект от внедрения двух разработок в производство составил 246,117 млн. руб.

Основные положения диссертационной работы отражены в следующих публикациях

Статьи в ведущих рецензируемых журналах и изданиях, входящих в перечень ВАК:

1. Евдокимов, А. М. Новые технологии и совершенствование системы разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах [Текст] / P.C. Хисамов, A.M. Евдокимов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №9. - С. 15-19.

2. Евдокимов, A.M. Обобщение результатов эксплуатации горизонтальных скважин месторождений ОАО «Татнефть» [Текст] / P.C. Хисамов, И.А. Нуриев, A.C. Султанов, A.M. Евдокимов, Р.Т. Фазлыев // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №7. - С. 30-33.

3. Евдокимов, A.M. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений с использованием оборудования для одновременно раздельной эксплуатации скважин [Текст] / P.C. Хисамов, A.M. Евдокимов, A.C. Султанов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №5. - С. 33-39.

4. Евдокимов, A.M. Гидродинамические исследования скважин с установками для одновременно-раздельной эксплуатации пластов или горизонтов [Текст] / P.C. Хисамов, A.M. Евдокимов, В.А. Иктисанов // Нефтяное хозяйство. -2010. -№1. -С. 83-85.

5. Евдокимов, A.M. Геолого-промысловое обоснование внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов [Текст] / P.C. Хисамов, A.M. Евдокимов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Рамазанов, P.A. Мусин // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №7. - С. 50-52.

6. Евдокимов, A.M. Выработка запасов и повышение нефтеотдачи пластов на участках с санитарно-защитными зонами [Текст] / P.C. Хисамов, A.M. Евдокимов, И.А. Нуриев, А.Н. Хамидуллина // Нефтяное хозяйство. -2010.-№11 - С. 100-102.

Кроме того:

7. Евдокимов, A.M. Повышение эффективности разработки залежей нефти 302-303 Ромашкинского месторождения [Текст] / A.M. Евдокимов, A.B. Насыбуллин // Тезисы докладов X научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» -Москва: ЗАО «Издательство «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2010. - С. 36.

8. Евдокимов, A.M. Поиск новых технологий, совершенствование системы разработки залежей 301-303 [Текст] / P.C. Хисамов, A.M. Евдокимов, И.А. Нуриев // Материалы научно-практической конференции «О перспективах разработки карбонатных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти» / - Лениногорск 26 апреля 2007. - С. 142-149.

Патенты

9. Пат. 2290502 Российская Федерация, МПК Е21В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи [Текст] / Хисамов P.C., Евдокимов A.M., Ахметов Н.З.; опубл. 27.12.06. - Бюл. № 36.

10. Пат. 2320860 Российская Федерация, МПК Е21В 43/18. Способ разработки нефтяной залежи [Текст] / Хисамов P.C., Евдокимов A.M., Габдрахманов P.A., Кандаурова Г.Ф., Файзуллин И.Н., Султанов A.C.; опубл. 27.03.08.-Бюл. №9.

11. Пат. 2334084 Российская Федерация, МПК Е21В 43/14. Способ эксплуатации скважины многопластового нефтяного месторождения [Текст] / Хисамов P.C., Евдокимов A.M., Файзуллин И.Н., Евдокимова Э.А., Галимов И.Ф., Сингатуллина Т.Г.; опубл. 20.09.08. - Бюл. № 26.

12. Пат. 2234590 Российская Федерация, МПК Е21В 33/13. Способ изоляции водопритоков в скважину [Текст] / Насибуллин И.М., Хисамов P.C., Кандаурова Г.Ф., Халитова Э.М., Евдокимов A.M., Юнусов Ш.М.; опубл. 20.08.04. - Бюл. № 23.

13. Пат. 2382181 Российская Федерация, МПК Е21В 43/12. Способ эксплуатации скважины [Текст] / Хисамов P.C., Евдокимов A.M., Файзуллин И.Н., Евдокимов С.А.; опубл. 20.02.10. - Бюл. № 5.

14. Пат. 2418942 Российская Федерация, МПК Е21В 43/00. Способ эксплуатации скважины [Текст] / Хисамов P.C., Ибрагимов Н.Г., Евдокимов A.M., Евдокимов С.А., Габдрахманов P.A., Нуриев И.А.; опубл. 20.05.11. - Бюл. №14.

Отпечатано в типографии ООО «ТатАвтоматизация» На Docu Color 12 тел. (8553)31-47-83 Подписано в печать 10.10.2011 г. Заказ № 9178 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Евдокимов, Александр Михайлович

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Общие сведения о разработке залежей нефти в трещинно-поровых карбонатных коллекторах.

1.2 Теоретические основы фильтрации жидкости в трещинно-поровых карбонатных коллекторах.19'

1.3 Исследование влияния циклической работы на содержание воды в добываемой продукции* скважин, результаты вычислительных экспериментов.

Выводы по главе I:.

Глава 2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ, НЕФТИ 302-303 И УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИЙ НЕФТЕДОБЫЧИ.

2.1 Геологическое строение залежей нефти 302-303, коллекторские характеристики продуктивных пластов.

2.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективностиреализуемой технологии разработки, повышения-КИН карбонатных коллекторов залежей нефти Ромашкинского месторождения.

2.2.1 Эффективность работы условно, вертикальных скважин с открытым забоем.

2.2.2 Эффективность работы скважин с горизонтальным окончанием

2.2.3 Эффективность водоизоляционных работ.

2.2.4 Анализ опытно-промышленных работ по, форсированному, отбору жидкости (ФОЖ) в карбонатных коллекторах.

2.3 Усовершенствование техники и технологий эксплуатации скважин и способов разработки нефтяных залежей.

2.4 Повышение нефтеотдачи пропластков малой толщины с использованием техники и технологий ОРЭ.

Выводы по главе II:.

Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА НЕСТАЦИОНАРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ С ВНЗ СЕРПУХОВСКО-БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1 Исследование реологических свойств пластовых нефтей.

3.2 Гидродинамические исследования скважин.

3.3 Геолого-технологическая модель участка залежей нефти 302-303. 98 Выводы по главе III:.

Глава 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ГТМ.

4.1 Учет энергетических затрат на добычу нефти.

4.2 Обоснование применения технологии, обеспечивающей кратковременный ФОЖ и сокращение отбора попутной воды.

4.3 Расчет экономической эффективности внедрения технологии обеспечивающей кратковременный ФОЖ.

4.4 Расчет экономической эффективности способа изоляции водопритоков в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

Выводы по главе IV:.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методов регулирования разработки залежей нефти в трещинно-поровых карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами"

Из недр Республики Татарстан (РТ) извлечено свыше 3-х млрд. тонн нефти. Уникальное Ромашкинское и другие крупные месторождения продолжают интенсивно вырабатываться, а залежи нефти с ухудшенными коллекторскими характеристиками продуктивных пластов и физико-химическими свойствами нефтей, приуроченные в основном к карбонатным-коллекторам, разрабатываются низкими»темпами отбора нефти.

Нефтеизвлечение из карбонатных трещинно-поровых пластов* при традиционных способах их разработки»остается весьма низким (10-20%):: Низкие значения- извлечения» нефти из трещинно-поровых карбонатных коллекторов обусловлены следующими основными факторами:

- высокой-неоднородностью свойств матрицы коллекторов; наличием трещин, по которым преимущественно1 движется подошвенная или закачиваемая вода, слабо охватывая при-этом матрицу породы;

- ухудшенными реологическими-свойстваминефти.

Тема повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов ^ является весьма актуальной, для- Республики Татарстан и других регионов Российской1 Федерации: Так, в настоящее время из залежей-с карбонатными коллекторами^ по ОАО * «Татнефть» добывается 15% годового объема, при этом; доля.- нефти в остаточных запасах неуклонно растет и. является: основным резервом поддержания уровня добычи нефти в компании.

Проблема может быть решена не только за счет уплотнения сетки скважин, но и путем применения тепловых и* химических методов воздействия на пласт, технологий водоизоляции и; регулированием градиентов давления в процессе эксплуатации скважин.

Представленная работа посвящена поиску, созданию и опробованию новых и усовершенствованных технологий освоения и разработки карбонатных коллекторов.

В связи с этим, целью диссертационной работы является:

Повышение эффективности разработки залежей нефти в трещинно-поровых карбонатных коллекторах серпуховско-башкирских отложений с водонефтяными зонами (ВНЗ) методами регулирования отбора продукции на примере Ромашкинского месторождения.

Основные задачи исследований.

Для условий залежей нефти 302-303 Ромашкинского месторождения в трещинно-поровых карбонатных коллекторах с ВНЗ:

11 Анализ динамики дебитов нефти и выявление причин, преждевременного роста содержания воды в добываемой продукции скважин.

2. Создание геолого-технологической модели участка залежей нефти.

3. Исследование реологических свойств и,процессов извлечения нефти с учетом предельных градиентов сдвига на основе математической модели.

4. Апробация* усовершенствованной технологии форсированного отбора жидкости (ФОЖ) и разработка рекомендаций по оптимизации режима работы скважин, управлению депрессией на пласт.

5. Разработка новых ресурсосберегающих технологий эксплуатации скважин при добыче нефти из карбонатных коллекторов.

Основные защищаемые положения:

1. Закономерности изменения реологических свойств нефти и фильтрационных параметров коллекторов» в условиях разработки 302-303 залежей Ромашкинского месторождения.

2. Результаты анализа технологии ФОЖ.

3. Новые технические и технологические решения по регулированию разработки, позволяющие снизить содержание воды в продукции скважин, и продлить срок рентабельной эксплуатации.

Методы решения задач.

Решение поставленных задач основано на вычислительных экспериментах и моделировании- процессов фильтрации из коллекторов с двойной пористостью с учетом реологических свойств пластовой нефти, обобщении теоретических и экспериментальных работ, результатах проведенных лабораторных исследований и анализа показателей разработки залежей 302-303, данных промысловых испытаний новых технологий.

Научная новизна.

Для условий залежей нефти 302-303 Ромашкинского месторождения в трещинно-поровых карбонатных коллекторах с ВНЗ:

1. Выявлено, что одной, из. причин, интенсивного роста содержания* воды* в продукции-скважин^ в процессе добычи/ нефти является* проявление аномалишреологических свойств нефти: Наибольшая аномалия подвижности нефти выявлена в образцах матрицы породы с наименьшей проницаемостью.

2'. Установлено, что изменение-коэффициента подвижности нефти при движении« в^трещинно-поровых коллекторах обусловлено близостью величин пластовой температуры и температуры резкого изменения реологических свойств нефти:

3. Определены .пределы изменения граничных градиентов давления и индексов аномалий подвижности для условий фильтрации' нефти в коллекторах серпуховских отложений.

4. Установлена корреляция между динамикой относительного содержания воды и нефти в продукции скважин1 и динамикой отбора жидкости - из пласта при кратном ступенчатом изменении депрессии на призабойную зону пласта для' различных по длительности1 периодов приложения депрессий.

Практическая значимость работы.

Для»залежей нефти'302-303 Ромашкинского месторождения установлен диапазон снижения забойного давления^ от 0.56 до 0.76, относительно пластового, в котором наиболее существенно проявляется эффект прироста доли нефти в продукции.

Установлено, что при непрерывном дренировании чередование установившегося режима эксплуатации скважин и неустановившегося режима, вызванного кратковременно-циклическим кратным увеличением'их дебита, приводит к снижению содержания воды в продукции скважин на период времени больше, чем время выхода на установившийся режим эксплуатации (до 5 и более суток).

На основе результатов теоретических и экспериментальных исследований разработаны модели, технологии нефтедобычи и* способ изоляции подошвенных вод, а также выработаны рекомендации для повышения эффективности регулирования выработки1 трудноизвлекаемых запасов из карбонатных отложений, осложненных ВНЗ Hi насыщенных высоковязкойнефтью.

Новизна предложенных технических и технологических решений подтверждена 6 патентами Российской Федерации на изобретения.

Основные результаты диссертационной работы использованы при составлении программы ОПР и, «Технологической схемы разработки залежей нефти 302-303 Ромашкинского месторождения».

Промысловые испытания и промышленное внедрение новых технологий позволили дополнительно добыть более 79s тыс. т. нефти; суммарный экономический эффект в ценах 2011 г. составил' более 246 млн. руб.

Предложенные технические и технологические решения- неоднократно докладывались на техсоветах и« семинарах главных специалистов ОАО «Татнефть», на которых принято решение об апробировании технологии, обеспечивающей кратковременный ФОЖ и сокращение отбора попутной воды на залежах нефти с ВНЗ в трещинно-поровых карбонатных коллекторах Ромашкинского месторождения (серпуховско-башкирские отложения).

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность» научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Хисамову P.C. за научное руководство и неоценимую помощь в работе над диссертацией. Автор выражает искреннюю благодарность своим наставникам: д.т.н., профессору Ибатуллину P.P., д.т.н. Иктисанову В.А., к.т.н. Бакирову Й.М. за помощь в подготовке диссертационной работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Евдокимов, Александр Михайлович

Выводы по главе IV:

1. Экономический г эффект от проведения мероприятия по пяти скважинам возникает зa^ счет получения дополнительной добычи нефти в объеме 1,986 тыс. тонн. Расчетная чистая* прибыль (экономический эффект) от применения технологии в НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть» с кратковременным.режимом ФОЖ составила ,7,5 млн. руб.

2. Фактическая чистая прибыль (экономический эффект) от применения технологии ВНГО составила 238,617 млн. руб.

3. Предложенные автором технические и технологические решения находят применение на залежах нефти во многих НГДУ ОАО «Татнефть», только изоляция водопритока проведена на 249 скважинах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В структуре текущих запасов нефти России и Республики Татарстан все большую долю занимают запасы в залежах с ухудшенными коллекторскими свойствами (пониженная проницаемость, большая зональная и послойная неоднородность). На фоне высокой выработанности запасов нефти месторождений с терригенными коллекторами, имеющими характерное площадное распространение высокопродуктивных коллекторов, выработка запасов из карбонатных коллекторов осуществляется низкими темпами. Месторождения нефти с карбонатными коллекторами в Республике Татарстан, в основном, имеют сложное геологическое строение, коллекторы, насыщенны тяжелой и высоковязкой нефтью.

Подводя итоги по обобщению накопленных знаний * о геологии и разработке залежей нефти; приуроченных к карбонатным коллекторам с двойной* пористостью, становится-очевидным, что систему добычш нефти из таких объектов необходимо проектировать с позиций' ресурсосбережения, внедрения инновационных технологий и повышения нефтеотдачи1 пластов. Разработка такого сложного объекта — это энергоемкий процесс с огромными удельными затратами на подъем; перекачку и подготовку добываемой продукции* скважин (нефти и воды), с затратами на утилизацию сточных вод. В этом высоко затратном- процессе нефтедобычи имеется резерв для снижения потребления1 энергетических ресурсов, снижения эксплуатационных затрат и повышения» рентабельности эксплуатации отдельных скважин, участков и залежей в целом.

В.П.Тронов в [85] отметил, что размещение скважин поплощадши их число необходимо осуществлять и определять не с позиций «геометрия плюс арифметика» (ряды сетки скважин и т.д.), а с точки зрения «геология плюс физика пласта, плюс фильтрационные процессы», учитывающие реальные свойства пластов и их характеристики. Такой подход позволит повысить нефтеотдачу отдельных участков рассматриваемых залежей. После применения новых способов эксплуатации скважин и изоляции водопритоков автором работы рекомендуется производить уплотнение сетки скважин, применяя следующие технологии:

-бурение скважин малого диаметра (СМД);

-создание боковых и боковых горизонтальных стволов из действующих скважин (БС и БГС);

-применение технологий ОРЭ.

Кроме того, с целью снижения затрат hj повышения- эффективности разработки объекта, рекомендуется водоподготовку проводить непосредственно на участках сбора добываемой жидкости из скважин, исключая'смешивание продукции с продукцией-других горизонтов. При этом-закачку попутной, воды производить в водоносные горизонты, залегающие ниже ВНК залежи, в. нагнетательные скважины непосредственно на участках сбора добываемой продукции при научном-и производственном контроле: Удовлетворительные результаты в области разработки месторождений (залежей нефти), могут быть получены только^ при комплексном решении' поставленных задач.

В залежах 302-303 содержится более 10% извлекаемых запасов^ нефти Ромашкинского месторождения. Запасы вырабатываются; низкими' темпами» (1,35% от ТИЗ). При низком, коэффициенте нефтеизвлечения* (0,036 д.ед.) текущая обводненность добываемой продукции превышает 86%.

В5 результате обобщения накопленных знаний и дополнительно проведенных исследований по теме диссертационной работы для условий разработки, залежей 302-303 получены, следующие основные выводы и рекомендации:

1. Применение различных конструкций, скважин и различных технологий вскрытия для залежей с ВНЗ и ухудшенными реологическими свойствами нефти не приводит к существенному снижению содержания воды в добываемой продукции и увеличению безводного-периода эксплуатации скважин. Аналогичные результаты дают технологии по ограничению водопритоков, улучшая показатели разработки и повышая рентабельность отдельных скважин и залежей, в целом, на период не более одного года.

2. Анализ опытно-промышленных работ по базовой технологии ФОЖ показал, что большие дебиты по нефти обеспечиваются отбором значительных объемов жидкости. С одной тонной дополнительной нефти,при* ФОЖ извлекается до 15 и более тонн попутной воды, что в 2,5 раза выше среднего значенияшо компании.

3. Для решения* задач^ регулирования разработки залежей 302-303 с ухудшенными реологическими свойствами нефти в<карбонатных трещинно-поровых коллекторах с ВНЗ разработана- геолого-технологическая модель участка.

4. На основе численных экспериментов созданной модели- и промысловых испытаний» разработанной1 технологии, установлены оптимальные технологические параметры эксплуатации скважин: Оптимальный режим ФОЖ достигается при перепаде давления, не менее 4.0 МПа; с продолжительностью, не более двух суток, и повторным* переводом в« режим ФОЖ, не менее, чем через 5 суток.

5. Определены основные реологические и фильтрационные параметры пластовых проб нефти. Разработаны^ новые ресурсосберегающие технологии с режимами кратковременного ФОЖ, способствующие увеличению1 подвижности вязкопластичной нефти.

6. Новизна предложенных технических и технологических решений подтверждена 6 патентами Российской, Федерации на изобретения.

7. Предложенные автором технические и» технологические решения находят применение нат залежах нефти, во многих НГДУ ОАО «Татнефть», только« изоляция водопритока (ВНГС) проведена на 249 скважинах. Экономический- эффект от внедрения двух разработок в производство составил 246,117 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Евдокимов, Александр Михайлович, Бугульма

1. Абдулмазитов Р.Г., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др., под редакцией Гавуры В.Е. Геология и разработка крупнейших и уникальных: нефтяных и нефтегазовых месторождений России. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — Т. 1.-280 с.

2. Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин A.B. и др. Особенности моделирования разработки карбонатных отложений залежи 302-303 Ромашкинского месторождения// Нефтяное хозяйство. — М.: 2005. №7.

3. Абызбаев И.И., Сергеев В.Б., Чепайкин А.И. и др. Эффективность форсированного отбора жидкости на Арланском месторождении // Нефтяное хозяйство. М.: 1981. - № 6.

4. Амелин И.Д., Лебединец Н.П., Сафронов C.B. и др. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. М., Секретариат СЭВ, 1991. 151 с.

5. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем: Пер. с англ. М., Недра, 1982, 407 с.

6. Бабюк С.Г., Хайретдинов Н.Ш. О формировании зон поглощений в карбонатных отложениях юго-востока Татарии. Труды ТатНИИ, вып. XIV, Ленинград, Недра, 1970, 63-76 с.

7. Базив В.Ф. Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением. Москва, ВНИИОЭНГ, 2007.-396 с.

8. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211 с.

9. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. Докл. АН СССР, т.132, 1960, №3.

10. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. Прикладная математика и механика, 1960, т. 24, вып. 5.

11. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. — М.: Недра, 1993.-416 с.

12. Баймухаметов К.С., Дзюба В.И. Динамика объемов попутно добываемой воды на месторождениях Башкирии // Труды БашНИПИнефть. — 1990. — Вып.81.

13. Белонин М.Д., Белоновская Л.Г. Булач М.Х. и др. Карбонатные породы-коллекторы фанерозоя нефтегазоносных бассейнов России и сопредельных территорий. СПб: Недра. 2005. - Кн.1 - 260 с. Кн. 2 - 156 с.

14. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования^ скважин и пластов. М.: Недра, 1973.

15. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1995. 490 с.

16. Галеев Р.Г. Повышение выработки: трудноизвлекаемых запасов* углеводородного сырья. М., КУбК-а, 1997. 351 с.

17. Дёйк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Перевод с английского. М>: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009- - 570 е., ил. — (Промышленный, инжиниринг).

18. Дияшев Р.Н., Кандаурова Г.Ф., Файзуллин И.Н. Форсированный отбор жидкости? В: карбонатных коллекторах с двойной пористостью // Нефтяное хозяйство. М.: 2007. - №6.

19. Дияшев Р.Н., Хисамов P.C., Чекалин A.I I., Конюхов В;М. форсированный отбор жидкости из трещиновато-пористого пласта с неньютоновской нефтью и подошвенной водой//Георесурсы. 2009: - №2(30).

20. Дмитриевский А.Н. Литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. М.: Недра. - 1982. - 230 с.

21. Евдокимов A.M. Проблемы создания и внедрения гидродинамических моделей на разрабатываемых площадях // Георесурсы. 2001. — №4 8. — С. 28-29.

22. Ленн К., Каденхэд Д., Сандер Р., Ашуров В. Новые разработки в области промыслового каротажа горизонтальных скважин // Технологии ТЭК. — 2004. -С. 10-16.

23. Ибатуллин Р:Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. - 304 с.

24. Ибрагимов Р.'Л., Каримов. М!Ж. и др. Гидрогеологическое обоснование закачки, сточных нефтепромысловых вод в высокопроницаемые зоны на залежах 301-303, ТатНИПИнефть, Бугульма, 2003. 180 с.

25. Ибрагимов Н.Г., Хисамутдинов Н.И., Тазиев- М.З. и др. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения4 продуктивных пластов и задачи их совершенствования. М., ВНИИОЭНГ, 2000: 112 с.

26. Иктисанов В1.А., Мусабирова Н.Х. Методика расчета неустановившейсяфильтрации жидкости для различных нелинейных законов // Нефтяное хозяйство. 2011. №7. - С. 40-43.

27. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 212 с.

28. Инструкция по технологии «Водоизоляция в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах» (ВНГС) в терригенных и карбонатных коллекторах месторождений ОАО «Татнефть». РД 153-39.0-522-07. — Альметьевск, ОАО «Татнефть», 2007.

29. Инструкция по применению реагента СНПХ-9633 для ограничения-водопритоков в добывающих скважинах и увеличения их продуктивности. РД 153-39.0-291-03. Казань, ОАО «НИИнефтепромхим», 2002.

30. Кандаурова Г.Ф<, Фазлыев Р.Т. и др. Некоторые проблемы разработки сложнопостроенных залежей нефти горизонтальными скважинами //Нефтяное хозяйство. — М.: 2005. №7.

31. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. Л.: Недра. - 1981. - 255 с.

32. Киясов П.П., Степанов Н.Ю., Шестаков, В.А. Геофизические исследования в горизонтальных скважинах в ОАО «Татнефтегеофизика» //Каротажник. 2003. - Вып. 109.

33. Кудинов В.И. Тепловые технологии разработки сложнопостроенных месторождений вязких и высоковязких нефтей // Георесурсы. — 2009. -№2(30).

34. Курочкин Б.М. Технология заводнения залежей по вертикальным трещинам с целью вытеснения нефти из матрицы блоков //

35. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 2011. №2. - С. 32-37.

36. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. М.: Недра. - 1992. - 240 с.

37. Маганов Р., Вахитов Г. Вода в роли «массового индикатора» // Нефть России. 1988.-№7.

38. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М., «Недра», 1980, 288 с.

39. Минчева Р. Разработване на нефтяни находица в пукнатинни коллектори. — София. Изд-во техника, 1988. 266 с.

40. Миронова Л.М., Музалевская Н.В., Шакирова Р.Т., Разуваева О.В. Геолого-технологические методы повышения эффективности бурения горизонтальных скважин на месторождениях Республики татарстан. // Нефтяное хозяйство. — М.: 2006i №3.

41. Молокович Ю.М. и др. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием. Казань: Регенть, 2000. — 156 с.

42. Молокович Ю.М. и др. Исследования карбонатных коллекторов« на перспективность методом нестационарного дренирования // Нефтяное хозяйство. 2002. - №2. - С. 50-52.

43. Молокович Ю.М., Непримеров H.H. и др. Релаксационная фильтрация. — Казань: Изд. Казанского университета, 1980. 136 с.

44. Муслимов Р.Х. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Центральное правление НТО НГП им. И.М.Губкина. М. 1983. 112 с.

45. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г. и др. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах. // Нефтяное хозяйство. М.: 1996. - №10.

46. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология,разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-Т. 1.-492 с.

47. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений/ Под ред. проф. Р.Х.Муслимова. — в 2-х томах. -Т.1. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. - 316 с.1. Т.2. - 524 с.)

48. Нурмухаметов Р:С., Кандаурова Г.Ф. и др. Состояние и перспективы развития технологии строительства скважин на залежах 301-303 НГДУ «Лениногорскнефть» //Нефтяное хозяйство. — М.: 2005. №7.

49. Нурутдинова Г.Н. Изучение сложнопостроенного карбонатного коллектора по керну залежей 302-303 Ромашкинского месторождения // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2008. -С.27-37.

50. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Ог сроках разработки залежей в связи с применением форсированного отбора жидкости // Нефтяное хозяйство. М.: 1966.-№7.

51. Патент РФ 2234590 МПК Е21В 33/13 20.08.2004. Бюл.№23 Насибуллин И.М., Хисамов P.C., Кандаурова Г.Ф:, Халитова Э.М1, Евдокимов A.M., Юнусов Ш.М. Способ изоляции водопритоков в скважину.

52. Патент РФ 2418942 МПК Е21В 43/00 20.05.2011. Бюл. №14 Хисамов P.C., Ибрагимов Н.Г., Евдокимов А.М1., Евдокимов С.А., Габдрахманов P.A., Нуриев И.А. и др. Способ эксплуатации скважины.

53. Патент РФ 2290502 МПК Е21В 43/20 27.12.2006. Бюл.№36 Хисамов P.C., Евдокимов A.M., Ахметов Н.З. Способ разработки нефтяной залежи.

54. Патент РФ 2320860 МПК Е21В 43/18 27.03.2008. Бюл.№9 Хисамов P.C., Евдокимов A.M. и др. Способ разработки нефтяной залежи.

55. Патент РФ 2334084 МПК Е21В 43/14 20.09.2008. Бюл.№26 Хисамов P.C., Евдокимов A.M. и др. Способ эксплуатации скважины многопластового нефтяного месторождения.

56. Патент РФ 2382181 МПК Е21В 43/12 20.02.2010. Бюл.№5 Хисамов P.C., Евдокимов A.M. и др. Способ эксплуатации скважины.

57. Распопов A.B., Шипанов A.A. Влияние динамической деформации трещинно-порового коллектора на добычу нефти // Нефтяное хозяйство. -М.: 2002. №6.

58. Свалов A.M. Эффекты локального влияния трещин на фильтрационные процессы в продуктивных пластах // Нефтяное хозяйство. М.: 2007. - №5.

59. Свалов A.M. Капиллярные эффекты в трещиноватых породах // Нефтяное хозяйство. М.: 2011. - №1.

60. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная^ пористость горных пород — коллекторов нефти и газа. М.: Недра. — 1987. - 96 с.

61. Смехов Е.М. Закономерности развития трещиноватости горных пород и трещинные коллекторы.//М.: Труды ВНИГРИ, 1961, вып. 172, 146 с.

62. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. Казань: Изд-во Казанск. унта, 2003.-596 с.

63. Сулин В. А. Гидрогеология нефтяных месторождений. — М.: Гостоптехиздат, 1948. — 339 с.

64. Сургучев M.JL, Колганов В.И., Гавура А.В!. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М., Недра, 1987. 230 с.

65. Тимашев Э.М., Козлов Ю.А., Малышев H.A. Об эффективности форсированного отбора в различных геолого-промысловых условиях разработки нефтяных месторождений // Труды «БашНИПИнефть», 1978. — Вып.51.

66. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2004. - 584 с.

67. Фоменко Е.И. Исследование фильтрации нефти Ромашкинского месторождения в пористых средах. Применение неньютоновских систем в добыче нефти. М., Всесоюз. научно-исслед. институт организ., упр: и экономики нефтегазовой промышленности, 1970, с. 99-109.

68. Халимов Э.М., Сатаров М.М., Сабирове И.Х. и др. О эффективности форсированного отбора жидкости из девонских пластов,// Труды УфНИИ. — 1969. — Вып.27.

69. Хамидуллин Ф.Ф., Амерханов И.И., Шаймарданов P.A. Физико-химические свойства и составы пластовых нефтей при дифференциальном разгазировании на месторождениях Республики Татарстан: Справочник/ Хамидуллин Ф.Ф. — Казань: ООО «мастер Лайн», 2000. 344 с.

70. Хайруллин М.Х. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин. Роль науки при расширении сферы деятельности нефтяников Татарстана. Азнакаево, 8 февраля 2008г. — с. 150 — 163.

71. Хисамов P.C. Анализ эффективности форсированного отбора жидкости на Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 7.

72. Хисамов P.C. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. М.: ООО «Техинпут», 2005. - 540 с. Ил.

73. Хисамов P.C., Гатиятуллин Н.С., Ибрагимов Р.Л., Покровский В.А. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений Татарстана. — Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2009. 254 с.

74. Хисамов P.C., Евдокимов A.M. Новые технологии и совершенствование системы разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах //Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. №9. - С. 15-19.

75. Хисамов P.C., Евдокимов A.M., Султанов A.C. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений с использованием оборудования для одновременно раздельной эксплуатации скважин // Нефтепромысловое дело. 2009. №5. — С. 33-39.

76. Хисамов Р:С., Евдокимов A.M., Рафиков Р.Б., Яртиев А.Ф. Пути совершенствования выработки запасов» Алькеевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения // Оборудование и технологии. — 2009. №6.

77. Хисамов P.C., Евдокимов A.M., Иктисанов В.А. Гидродинамические исследования скважин с установками для одновременно-раздельной эксплуатации пластов или горизонтов. // Нефтяное хозяйство. — 2010. №1 С. 83-85.

78. Хисамов P.C., Евдокимов A.M., Абдулмазитов Р.Г. и др. Геолого-промысловое обоснование внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов // Нефтяное хозяйство. 2008. №7. - С. 50-52.

79. Хисамов P.C., Евдокимов A.M. и др. Выработка запасов и повышение нефтеотдачи пластов на участках СЗЗ нефтяных месторождений./ Сборникдокладов научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» Часть 1. 2010. 239 с.

80. Хисамов P.C. Евдокимов A.M. и др. Выработка запасов и повышение нефтеотдачи пластов на участках с санитарно-защитными зонами // Нефтяное хозяйство.-2010. №11-С. 100-102.

81. Хисамов P.C., Нуриев И.А., Султанов A.C., Евдокимов A.M. Обобщение результатов эксплуатации горизонтальных скважин месторождений ОАО «Татнефть». // Нефтяное хозяйство. М.: 2009. - №7.

82. Хисамов P.C., Сулейманов Э.И. Фархуллин Р.Г и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М., ОАО «ВНИИОЭНГ». 1999. - 227 с.

83. Хисамов PlC., Насыбуллин A.B. Моделирование разработки нефтяных месторождений. М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - 256 с.

84. Хисамов P.C., Хамидуллин М.М. и др. Особенности развития трещиноватости в карбонатных коллекторах залежей 302 и 303 Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело. — 2006. №3.

85. Хисамов P.C. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Учебное пособие для подготовки дипломированных специалистов по специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Альметьевск, 2008. 117 с.

86. Шаймуратов Р.В. Гидродинамика нефтяного трещиноватого пласта. М.: Недра. 1980.-223 с.

87. Шарбатова И.Н., Сургучев M.JI. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М.: Недра, 1988. - 121 с.

88. Шипанов A.A. Ассиметрия обмена флюидами в деформируемой трещиновато-пористой среде // Инженерно-физический журнал. 2007. Том 80, №1

89. Шустер И.Н., Стадников Н.Е. Применение ФОЖ на месторождениях с разной геолого-промысловой характеристикой // Нефтяное хозяйство. — 1980. № 12.

90. Щелкачев В.Н. Анализ разработки крупнейших нефтяных месторождений СНГ и США. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. -74 с.

91. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. 75 лет опытами ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004. -608 с.

92. Щелкачев В.Н. Избранные труды. Т.2, стр. 72-111. М., «Недра», 1990;

93. Энгельгардт В. Поровое пространство осадочных пород. М.: Недра, 1964.-232 с.

94. Яртиев А.Ф:, Фазлыев;Р:Т., Миронова Л;М: Применение горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях Татарстана. — Mi: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. 156 с.

95. Яртиев А.Ф., Фаттахов Р.Б. Учет энергетических затрат на*, добычу нефти: М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2007; - 152 с.

96. Д.Рейнолдс., Smith Juteun Хьюстон. Проводка; ГС для: пересечения существующей вертикальной^ скважины; Прайс K.Euture Petroleum Corp Даллас шт. Техас//Нефть, газ и нефтехимия. 1991. - №10.

97. Флеминг К.Х., Marathon Oil Со. Сравнение производительности горизонтальных и вертикальных скважин. Литтлон шт. Колорадо//Нефть, газ ишефтехимия за рубежом: Oil: and; Gas Technology. 1993; - №9.

98. Babu D.K. Odeh A.S. Flow Capabilities HorizontalWells//Pet:Tech:.- 1990. Vol.41, №9.

99. Bourdet D. et: al. A new set: of type curves: simplifies well test analysis; II World Oil. 1983, May, pp. 95-106.

100. Joshi S.D: Cost/Benefits.of Horisontal Wells. SPE 83621, 2003.

101. Shchipanov A.A. (IRIS) & Rusakov S;V. (Репш State XiJniversity)/ Transients Pressure Well Test Analysis Based on Compressible Discrete Fracture Network. 11th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery Bergen, Norway, 8-11 September 2008.