Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование разработки Туймазинского нефтяного месторождения в завершающей стадии

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование разработки Туймазинского нефтяного месторождения в завершающей стадии"

На правах рукописи

Кириллов Александр Иванович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ

Специальность 25,00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2006

Работа выполнена в Дочернем Обществе с Ограниченной Ответственностью «Геопроект» (ДООО «Геопроект») г.Уфа.

доктор геолого-минералогических наук» профессор Лозин Евгений Валентинович

доктор технических наук, доцент Котенев Юрий Алексеевич

кандидат технических наук, старший научный сотрудник Шарафутдинов Ирик Гафурович

Общество с ограниченной ответственностью «Юганскнефтегаз — научно-технический центр УФА»

Защита диссертации состоится «17» ноября 2006 г. в 16 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма (ОАО НПФ) «Геофизика» по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-е Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан 14 октября 2006 г.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Ученый секретарь диссертационного совета доктор химических наук

Д.А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Туймазинское нефтяное месторождение первым среди уникальных вступило в завершающую стадию разработки. Впервые в стране на этом месторождении была запроектирована и осуществлена научно обоснованная система разработки, внедрены многие научные и инженерные решения. Обобщение результатов теоретических, методических, технологических, технических разработок и исследование проблем повышения выработки запасов нефти с целью достижения высоких величин нефтеотдачи (0,5 и более) представляет несомненный научный и практический интерес. На месторождении достигнут высокий коэффициент нефтеизвлечения 0,503, обводненность продукции составляет 90,2% при действующем фонде 933 добывающих и 165 нагнетательных скважин. В то же время огромный фонд скважин, вышедших в тираж по обводнению, и низкая степень выработки запасов нефти промежуточных объектов разработки дают основания к совершенствованию системы разработки, поиску участков повышенной нефтена-сьпценности с использованием современных методов математического моделирования и вовлечению в разработку слабодренируемых зон с применением новых методов увеличения нефтеотдачи.

Цель работы. Изыскание научно обоснованных решений для совершенствования разработки уникального нефтяного месторождения и повышения нефтеотдачи на завершающей стадии.

Основные задачи исследовании.

1. Детализация особенностей геологического строения залежей нефти Туймазинского месторождения, систематизация физических свойств коллекторов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов.

2. Уточнение влияния уплотнения сетки скважин на повышение КИН в завершающей стадии.

3. Выявление характера выработки запасов нефти горизонтов 01 и БП по данным бурения новых скважин, боковых стволов и оценочных скважин.

4. Выявление техногенного влияния длительной разработки месторождения с применением заводнения на коллекторские свойства и выработку запасов.

5. Оценка эффективности форсированного отбора жидкости (ФОЖ), в т.ч. на завершающей стадии.

6. Решение технологических задач повышения коэффициента нефтеизв-лечения в завершающей стадии разработки с помощью постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ).

7. Оценка эффективности применяемых на месторождении методов увеличения нефтеотдачи.

Разработка и внедрение новой технологии повышения нефтеотдачи.

Методы исследований.

Решение поставленных задач осуществлялось геолого-промысловыми, гидродинамическими, геофизическими, лабораторными и теоретическими исследованиями. Лабораторные, промысловые, гидродинамические и геофизические исследования проведены по разработанным программам с использованием стандартной аппаратуры. Теоретические исследования проведены с помощью аналитических, статистических методов и использованием методов теории адаптации при математическом моделировании.

Научная новизна работы.

1. Предложен метод контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия на призабойную зону и пласт путем измерения изменения свойств нефти по коэффициенту светопоглощения, численные значения которого в совокупности с определениями вязкости, плотности, содержания смол, асфальтенов и серы, комплексно определяют границы и продолжительность периода воздействия.

2. Усовершенствована методика оценки эффективности и выбора объектов для форсированного отбора жидкости, уплотнения сетки скважин и размещения боковых горизонтальных скважин путем выделения на карте остаточных запасов нефти зон с наивысшей нефтенасыщенно-стью и слабой дренируемостью при вытеснении нефти водой.

3. Разработана технология управляемого волнового воздействия на пласт путем вибросейсмического воздействия на пласт (Патент РФ №2171354, от 27.07.2001г.).

Основные защищаемые положения.

1. Методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) и пласт по данным изменения коэффициента светопоглощения и физико-химических свойств нефти.

2. Методика оценки эффективности и выбора объектов для интенсификации отбора остаточных запасов по картам недренируемых подвижных запасов.

3. Технология управляемого волнового воздействия на пласт путем вибросейсмического воздействия на пласт.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Разработаны эффективные решения принципиальных вопросов совершенствования разработки Туймазинского месторождения в завершающей стадии:

1. Детализирована выработка запасов нефти по разрезу и площади горизонтов и ОП.

2. Определено влияние уплотнения сетки скважин на нефтеотдачу в завершающей стадии.

3. Уточнены критерии и дана оценка форсированного отбора жидкости.

4. Оценено техногенное влияние разработки на снижение проницаемости песчаников горизонтов и ЭП и на выработку запасов нефти.

5. Уточнена методика оценки эффективности и выбора объектов для размещения боковых, горизонтальных скважин и обоснования технологий МУН.

6. Разработана методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия по коэффициенту светопоглощения и физико-химическим свойствам нефти.

7. Разработана и внедрена технология волнового воздействия на пласт; ее применение обеспечило добычу 34,2 тыс.т дополнительной нефти.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на XVII конференции молодых ученых и специалистов (г. Уфа, 2002 г.); на научно-практической конференции "60 лет девонской нефти" (г. Октябрьский, 2004 г.); на технических советах НГДУ и ОАО АНК «Башнефть»; на Центральной комиссии по разработке месторождений (ЦКР Роснедра), протокол № 3579 от 28.02.2006г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе получен 1 патент РФ. В совместных публикациях автору принадлежит постановка задач, разработка методических вопросов, анализ, обобщение, испытание и внедрение рекомендаций на Туймазинском нефтяном месторождении.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников. Содержит 142 страницы машинописного текста, 23 рисунка, 15 таблиц, 67 библиографических ссылок.

Работа выполнена под руководством доктора геолого-минерапогических наук, профессора Лозина Е.В., которому автор выражает глубокую благодарность. Признательность и благодарность за помощь и консультации автор выражает д.т.н. Гилязову P.M., д.г-м.н. Баймухаметову К.С., д.т.н., проф. Хи-самутдинову Н.И., к.т.н., с.н.с. Козлову Ю.А., к.т.н. Гареевой Т.Б., Гарифул-лину A.HL, Якупову Р.Ф.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, кратко освещаются цели и задачи исследований, показана научная новизна, основные защищаемые положения.

В первой главе рассмотрены особенности геологического строения Туймазинского месторождения. Геологическое строение месторождения изучалось М.В. Мальцевым, A.A. Трофимуком, Г.П. Ованесовым, Т,М. Золое-вым, И.Г. Пермяковым, В.А. Кобелевой, К.С. Баймухаметовым, Ю.П. Кисля-ковым, Ф.М. Якуповым и др. Диссертантом проведен анализ данных по дои-зучению геологического строения. Типы залежей, свойства пластовых неф-тей и коллекторские свойства пластов-коллекторов систематизированы и классифицированы.

Туймазинское месторождение было первым месторождением «платформенного» типа, открытым в России. Расположено на востоке южного (Аль-метьевского) купола Южно-Татарского свода и приурочено к обширной бра-хиантиклинальной структуре северо-восточного простирания. Строение бра-хиантиклинали асимметричное: северо-западное крыло пологое с углами падения 10-30', юго-восточное более крутое - 3-4°. Размеры собственно Туйма-зинской брахиантиклинали составляют 40 х 20 км.

Промышленно нефтеносными на Туймазинском месторождении являются (сверху вниз): карбонатная пачка алексинского горизонта Сал.к, пласты CVI.1, CVI.2, CVI.3 бобриковского горизонта; пачка CT турнейского яруса; пачки D3b1, D3b2, Офмс1, Эфмс2 фаменского яруса; пласты Dia, DI б, DIb, Dir, Dia пашийского горизонта, пласты DIIbx, DIIoch муллинского горизонта, пласты DIU, DIV ардатовского горизонта.

Основным объектом разработки месторождения является продуктивный горизонт DI, который представлен песчаниками и алевролитами. Эффективная толщина горизонта достигает 36,4 м. Чаще всего наблюдается слияние пластов DIb и Dir. Пашийский горизонт перекрывается пластом известняка кыновского горизонта (верхний известняк) толщиной 1,5-3,0 м, который прослеживается повсеместно. В горизонте DI выделяется 3 пачки - верхняя, средняя и нижняя. Верхняя залегает между подошвой «верхнего» известняка и кровлей средних, наиболее развитых пластов песчаников. В верхней пачке выделяются пласты Día и DI6. Средняя пачка охватывает наиболее выдержанные и отсортированные песчаные пласты горизонта - DIb и Dir. Нижняя пачка залегает от кровли коричневато- и темно-серых глин до кровли аргил-литовой пачки — пласт DLn. В разрезах значительного числа скважин пласты сливаются из-за отсутствия глинистых перемычек.

Пласт Día наименее выдержанный по площади из всех пластов горизонта DI. Характеризуется, в основном, мозаичным распространением. В пласте выделено 52 залежи нефти. Водонефтяной контакт (ВНК) не вскрыт ни одной скважиной. Средняя нефтенасыщенная толщина 1,7 м. Коэффициент расчлененности составляет 1,1. В среднем пористость равна 19,1%, проницаемость -0,169 мкм2.

Пласт DI6 более выдержан по площади, чем пласт Día, и залегает в виде извилистых полос, реже небольших линз. По пласту DI6 выделено 23 залежи. На долю самой крупной залежи приходится 85 % от всей площади пласта DI6. Залежь пластовая, литологически экранированная, внутри неё имеются частые зоны замещения. Размеры залежи 27 х 19 км. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 1,4 м. Коэффициент расчлененности равен 1,3; коэффициент распространения - 0,57. В среднем пористость составляет 19,2%, проницаемость 0,295 мкм2.

Пласт DIb развит на всей площади месторождения. Выделено три залежи нефти. На долю основной залежи приходится 91 % от всей площади, занимаемой DIb. Размеры 35 х 18 км. В 30% скважин пласт сливается с пластом Dir. Зоны отсутствия коллекторов имеют локальный характер. Коэффициент распространения составляет 0,88. Максимальная нефтенасыщенная толщина достигает 11,8 м, средняя нефтенасыщенная толщина 2,8 м. Коэффициент расчлененности 1,8. Пористость в среднем равна 21,2%; проницаемость -0,483 мкм2.

Пласт Dir имеет наибольшее развитие на площади месторождения из всех пластов пашийского горизонта (коэффициент распространения равен 0,96). Эффективная толщина пласта 4,3 м. В 20 % скважин происходит слияние с нижележащим пластом Dia. По пласту Dir выявлено S залежей нефти. Основная залежь размерами 33,5 х 17км и высотой 56 м. - пластового сводового типа. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 3,3 м. Коэффициент расчлененности 1,35. В среднем пористость равна 22,0%; проницаемость - 0,635 мкм2.

Песчаники пласта 01д залегают в виде узких извилистых полос, ориентированных с северо-северо-запада на юго-юго-восток. По пласту DIä выявлено 32 залежи нефти. Самая большая залежь имеет размеры 16,5 х 18 км. Максимальная высота залежи 38-43 м. Коэффициент распространения песчаников 0,49. Общая эффективная толщина пласта достигает 24,8 м, при среднем значении 4,8 м. Изменения толщин весьма значительны и часто происходят на коротком расстоянии. Накопление песчаников пласта происходило в зонах размыва глинораздела между песчаниками пашийского и муллинского горизонтов. Выявлено более десяти зон слияния песчаников пашийского и муллинского горизонтов. Общая эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 до 24,8 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 3,5 м. Коэффициент расчлененности 1,4. В среднем пористость составляет 20,8%; проницаемость -0,505 мкм2.

Продуктивный горизонт Dil представлен кварцевыми, мелкозернистыми и крупнозернистыми алевролитами и песчаниками с незначительными примесями полевых шпатов. По литологическим особенностям горизонт Dil делится на две пачки: верхнюю - DIIbx и основную - DIIoch.

В пачке DIIbx выделена одна залежь нефти - пластовая, литологически экранированная, со значительным количеством зон отсутствия коллектора. Залежь занимает центральную часть Туймазинской площади, вытягиваясь на северо-восток на 17,5 км, а вкрест простирания на 7,5 км. Высота залежи около 48 м. ВНК залежи по внешнему контуру наклонен на юго-восток. В ряде скважин пачка DIIbx залегает непосредственно на основной, образуя монолитный пласт толщиной до 40 м. Пласт DIIbx не выдержан по площади, коэффициент распространения равен 0,72. Эффективные толщины пласта изменяются от 0,6 до 11,8 м, при среднем значении 3,2 м. В 20 % скважин происходит слияние с пластом DIIoch. Средняя нефтенасыщенная толщина 3,3

м. Коэффициенты расчленённости и распространения соответственно равны 2,2 и 0,75. Средняя пористость составляет 21,1%; проницаемость - 0,293 мкм2.

Основная пачка DIIoch сложена преимущественно песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Эффективные толщины пласта достигают 27,6 м. Наибольшим распространением отличаются пласты толщиной от 9 до 19 м (68,3 % случаев). Сравнительно малые толщины коллекторов (до 10,0 м) отмечаются в юго-западной части, что связано с замещением песчаников гли-нисто-алевролитовыми породами. В разрезе 396-и скважин песчаники разделяются на 2-3 и более прослоев, коэффициент расчлененности составляет 1,4. Нефтенасыщенная толщина пачки DIIoch в среднем составляет 9,9 м. Коэффициент расчленённости равен 3,1. Среднее значение пористости по керну составляет 22,4%; проницаемость 0,427 мкм2. По пласту DIIoch выделено 2 залежи нефти.

Залежи горизонтов DI и DII имеют единый ВНК. Скважинами выявлены зоны слияния горизонтов, что позволяет рассматривать их как единый гидродинамической резервуар. При разработке горизонта DII законтурные нагнетательные скважины оказались в центральной нефтяной зоне горизонта DI, которая на тот момент была законсервирована и не разрабатывалась. Из-за разницы пластовых давлений по зонам слияний происходили межпластовые перетоки, и центр нефтяной зоны DI был обводнен. Последнее впервые было выявлено скважиной 717, пробуренной в 1952г.

Нефти, отобранные в пластовых и поверхностных условиях из всех продуктивных пластов терригенной толщи девона (ТТД), по параметрам практически не отличаются между собой и по принятой классификации относятся к категории легких и маловязких. Прослеживается тенденция увеличения всех параметров нефтей вниз по разрезу.

Нефти продуктивного горизонта DI наиболее легкие и менее вязкие (плотность разгазированной и вязкость сепарированной нефти равны соответственно 847 кг/м3 и 8,43 мПа-с). Нефти горизонта DII более тяжелые и вязкие (855 кг/м3 и 10,02 мПа-с соответственно) с более высоким давлением насыщения 9,39 МПа и газонасыщенносгью 64,34 м3/т.

Минерализация вод по разрезу с увеличением глубины возрастает и составляет в среднем по терригенной толще девона 280 г/л, плотность 1193 кг/м3.

К основным особенностям геологического строения Туймазинского месторождения относятся: многообъектность и внутриобъектная многогшасто-вость; уникальные размеры; различные типы и морфология залежей; режимы их работы; литологическая связанность пластов внутри терр иге иного девона (О! и ОН) и внутри пачек пластов терригенного нижнего карбона (СУ1.2 и СУ1.3); наличие обширных водонефтяных зон. Пачки карбонатной толщи верхнего девона (Офмс, Озв) и нижнего карбона (СТ, Сал.к) характеризуются низкой проницаемостью, имеют высокую литолого-фациальную неоднородность и расчлененность, обладают нефтями повышенной вязкости. Запасы нефти в карбонатных пластах относятся к трудноизвлекаемым.

Вторая глава посвящена исследованию основных принципов разработки Туймазинского месторождения.

Трудами советских ученых и специалистов-практиков на Туймазинском месторождении создана научно обоснованная система разработки, где впервые в отечественной практике с самого начала разработки было внедрено законтурное заводнение. Совершенствование заводнения в дальнейшем было связано с переносом фронта нагнетания, внедрением приконтурного заводнения. Важный этап в совершенствовании разработки произошел в середине 50-х годов - выделение водонефтяной зоны горизонта для самостоятельной разработки. В период 1959-19ббгг. реализовано внутриконтурное заводнение нефтяной зоны горизонта И! разрезающими рядами по зонам перетока между горизонтами 01 и ИИ. Внутри выделенных блоков происходило дальнейшее разрезание на более мелкие участки разработки. В завершающей стадии система поддержания пластового давления (ППД) обрела очагово-избирательный и циклический характер заводнения. При разработке горизонтов и ИИ было выделено 18 блоков в первом и пять во втором горизонте. В проектирование и практику разработки Туймазинского месторождения внесли вклад следующие специалисты-нефтяники и ученые: СМ. Кувыкин,

A.П. Крылов, В.Н. Щелкачев, Г.П. Ованесов, П.П. Галонский, М.М. Глогов-ский, А.Т. Шмарев, Ф.А. Требин, М.Ф. Мирчинк, Т.М, Золоев, И.Г. Пермяков, М.М. Сатгаров, В.Р. Еникеев, В.А. Кобелева, М.И. Максимов, Н.К. Михайловский, Г.Л. Говорова, Б.Т. Баишев, Ю.П. Борисов, Л.А. Пелевин, К.С. Баймухаметов, Ю.П. Кисляков, В.И. Кривошеее, Ю.А. Козлов, Ф.М. Якупов,

B.Б. Сергеев и др.

Всего за истекший период разработки (1937-2006гг.) создан Проектным Бюро Московского Нефтяного Института (ПИБ МНИ), ВНИИнефтъ и Уф-НИИ, БашНИПИнефть 21 проектный документ, из них в 16-ти рассмотрены проектные решения по объектам терригенного девона (ТД). Основные решения при проектировании разработки выбирались так, чтобы обеспечить рациональный уровень добычи нефти и максимальную нефтеотдачу. Некоторые проектные решения не подтвердились и были изменены.

Диссертантом, методом сопоставления динамики основных технологических показателей разработки Туймазинского месторождения в зависимости от выработки запасов (от текущего КИН), установлено следующее:

1. На этапе до КИН=0,4 основные технологические показатели разработки имели благоприятную динамику: прн максимальных темпах отбора нефти текущая обводненность возрастала умеренными темпами и в конце периода составила 50-70%. Суммарный водонефтяной фактор (ВНФ) не превышал 0,4. Добыча жидкости увеличивалась пропорционально росту фонда скважин. Фонд добывающих скважин приближался к максимуму и стабилизировался, а фонд нагнетательных скважин нарастал. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин плавно уменьшалось с 20:1 до 5:1. Выяснено, что максимальный темп отбора нефти технологически возможен до КИН 0,40.

2. После КИН=0,4:

- темпы отбора нефти резко падают из-за высоких темпов обводнения, несмотря на продолжающийся рост отбора жидкости, стабильный (до самого последнего этапа) фонд добывающих и нарастающий фонд нагнетательных скважин, резко растет ВНФ.

3. С достижением КИН 0,56 по и 0,48 по ОН интенсивно снижается отбор жидкости, т.к. среди остановленных высокообводненных скважин преобладали самые продуктивные скважины. <сЛавинообразное» снижение фонда добывающих и нагнетательных скважин и резкое уменьшение отбора жидкости на последнем этапе (в течение 11-15 лет) представляют собой незакономерное явление и связано с хозяйственной (экономической) неустойчивостью переходного периода. В этот период единственным положительным фактором явилось снижение текущей обводненности (с 98 до 95%).

Геолого-промысловыЙ анализ показал, что разрезание залежей горизонтов Ш и БП на блоки разработки себя оправдало. Первоначально запроекти-

рованная плотность сетки скважин 20 га/скв. себя также оправдала. В гидродинамическом отношении наиболее благоприятными для "подпитки" в процессе разработки от соседних блоков являются И, IV, VI, VII, IX, блоки горизонта DI и III, IV блоки горизонта DII. Соответственно, их текущая нефтеотдача 0,718-0,908 по DI и 0,595-0,615 по DII. По блокам DI - IV, VI, VII и I, И, III - DII пробурены сверхуплотняющие скважины и боковые стволы. По во-донефтяным участкам текущий КИН имеет значения 0,151-0,417 по горизонту DI и 0,177 (V блок) по горизонту D1I. Диссертантом выявлены четкие зависимости коэффициентов нефтеотдачи от плотности сетки скважин по блокам горизонтов DI и DII. Полученные зависимости весьма выражены и подтверждают вывод: при уплотнении сетки с 40 до 20 га/скв рост КИН достигает с 0,1 до 0,6-0,7. При дальнейшем уплотнении рост КИН не существенный — кривая имеет пологий характер с выходом на насыщение в области оптимальных значений плотности сетки скважин. Оптимальная плотность для терригенного девона составляет 18-20 га/скв.

В завершающей стадии бурением новых скважин подтверждена неравномерная выработка терригенных девонских пластов по разрезу и площади. В 69,3% случаев вскрыт полностью промытый разрез горизонтов DI и DII. Во вскрытом разрезе, состоящем из 3-12 водо- и нефтенасыщенных пропластков горизонтов DI и DII, адресная перфорация пропластков толщиной 1-4,0м с повышенной текущей нефтенасыщенностью эффективна независимо от их положения в вертикальном разрезе.

Приведенные результаты позволили диссертанту получить для терригенного девона статистическую зависимость начального дебита нефти от текущей нефтенасыщенной толщины для скважин, пробуренных на завершающей стадии разработки Туймазинского нефтяного месторождения. Указанная зависимость служит ориентиром для зарезки боковых стволов (БС).

Данными геофизических исследований и результатами опробования оценочных скважин, пробуренных на завершающей стадии, доказана неравномерная выработка запасов по разрезу в зонах форсированного отбора жидкости.

На образцах керна (135 шт.) оценочных скважин (2065 и 2066) изучалось влияние отложений асфальто-смолистых веществ (АСВ) на проницаемость коллекторов пашийского и муллинского горизонтов. По основной массе исследованных образцов величина снижения проницаемости за счет отложений

АСВ незначительна и составляет ОД-6,9 % от значения абсолютной проницаемости. Анализ данных величин снижения проницаемости и величин остаточной нефтенасыщенности этих образцов показал, что снижение проницаемости за счет отложений АСВ на выработку запасов не повлияло.

В третьей главе выполнено исследование эффективности бурения боковых стволов (БС) на завершающей стадии разработки ТуЙмазннского месторождения. Диссертантом произведен анализ по геолого-промысловым данным эффективности всех боковых зарезок. По терригенному девону боковые стволы классифицированы по группам и ранжированы по их эффективности. Первые БС здесь были пробурены полвека назад, но тогда они имели другую технологическую направленность - исправление технического состояния неудачного основного ствола.

Зарезка боковых стволов осуществляется на основные объекты разработки: горизонты DIV, DIU, DU, DI, Бфмс, CT, CVI. По состоянию на 01.01.200бг пробурено 162 боковых ствола, в т.ч. 112 - на терригенный девон. Введено в эксплуатацию 144. Накопленная добыча нефти по всем БС составляет 652,8 тыс.т., жидкости 4149,1 тыс.т., накопленный ВНФ 5,4 т/т. По текущим результатам на один БС приходится 4,3 тыс.т. накопленной нефти.

В докторской диссертации Н.Х. Габдрахманова показана эффективность бурения БС на Туймазинском нефтяном месторождении на турнейский ярус, «поскольку другие методы заводнения не давали существенных результатов». Не менее эффективно, как показано в диссертации, бурение БС на терригенный девон.

На пласт DIV пробурено 8 БС, добыто 167,3 тыс.т. нефти. Накопленный водонефтяной фактор 3,5 т/т. В среднем на 1 скважину с БС добыто 20,9 тыс.т. нефти, что свидетельствует о высокой эффективности бурения БС, которые вскрывали ранее не дренируемые запасы нефти. По остальным объектам эффективность БС ниже, чем по DIV.

Основным условием эффективной разработки залежей нефти является достоверность информации о характере заводнения и распределения текущих запасов нефти. Соответственно, от этого зависит геолого-гидродинамическое обоснование азимута (направления) проводки БС. Последнее подтверждается работами Ибрагимова И.Г., Хисамутдинова Н.И., Гильмановой Р.Х. др. на основе оценки выработки запасов нефти по результатам математического моделирования.

Диссертантом уточнена методика оценки эффективности зарезки БС, уплотнения сетки скважин, размещения горизонтальных скважин и проведения ФОЖ путем выделения на карте остаточных запасов нефти зон с наивысшей нефтенасыщенностью и слабой дренируемостью. Первоначально на стадии проектирования боковых стволов геологическое обоснование направления (азимута) на горизонты DI и DII было упрощенным. Геологический разрез продуктивного горизонта скважины, где намечается зарезка БС, сопоставлялся с разрезами окружающих скважин. Предпочтение отдавалось направлению к тем (2-3) скважинам, где разрез заметно изменяется. С гидродинамической точки зрения рассматривались накопленные и текущие показатели участка разработки. Наличие литологических зон слияния и замещения, обширные водонефтяные зоны залежей нефти терригенного девона в ряде случаев привели к образованию конусов воды и ускоренному обводнению продукции скважин. Обусловленная этим «рассеянность» остаточных запасов нефти существенно осложняет выбор зон для зарезки боковых стволов. Математическое моделирование и результаты анализа бурения более 2000 скважин и 112 боковых стволов на терригенный девон позволили автору выделить на карте остаточных запасов участки с повышенной нефтенасыщенностью и зоны со слабо дренируемыми запасами. При моделировании корректировались поля распределения проницаемости, уточнялся скин-фактор на участках проведения гидроразрывов, использовались модифицированные относительные фазовые проницаемости на участках проведения форсированного отбора жидкости. По результатам моделирования осуществлен выбор азимута более 70 БС, бурения 90 новых скважин, рекомендован ввод 39 бездействующих и перевод 30 скважин на горизонты DI и DII. Эффективность применения уточненной методики подтверждена результатами бурения БС в 2006 году (скв.1719).

В следующем разделе изложены результаты изучения влияния ФОЖ на характер обводнения скважин и на нефтеотдачу.

Критерии выбора скважин для анализа ФОЖ следующие: дебит жидкости перед форсированием не менее 50т/сут., обводненность продукции не менее 50%, кратность увеличения дебита жидкости в процессе форсирования не менее 1,5; учтены скорости фильтрации, градиенты давления и остаточные запасы нефти на начало нагнетания и отбора. По приведенным критериям из нефтяного фонда горизонтов DI и DII выбрано 199 скважин.

При оценке эффективности форсирования использованы следующие параметры:

- Кж - кратность увеличения отбора жидкости:

т* Я жср к(1)

где Чжср- средний суточный дебит жидкости за период форсирования;

Ч* о — средний суточный дебит жидкости до форсирования

- Кн - кратность изменения среднего дебита нефти:

= (2)

Я. о

где я„ср , я„о -средние суточные дебиты нефти для тех же периодов.

- а - отношение кратности изменения дебита нефти к кратности увеличения отбора жидкости:

Кн ...

(3)

При этом считается, что скважины имеют высокую эффективность форсирования, если соблюдается условие:

а >1, Кн > 1. (4)

Если соблюдается условие:

а<1, Кн >1, (5)

то скважины имеют удовлетворительную эффективность форсирования, и если соблюдается условие:

а< 1, Кн < 1, (6)

то в скважинах отрицательные результаты форсирования. Применение данных параметров принято в соответствии с работами В. Ф.Усенко, В.Р. Ени-кеева, Хисамутдинова Н.И. и др. По приведенным выше критериям, выделены три группы скважин. По первой группе (77 скв.) процесс оказался высокоэффективным, прирост дебита нефти выше прироста дебита жидкости, снижение обводненности на 0,3-1,1% (таблица 1). По второй группе (102 скв.) процесс был эффективным, прирост дебита нефти меньше прироста дебита жидкости при благоприятной динамике обводнения. По третьей группе (20 скв.) ФОЖ дал наименее эффективный результат. Прирост дебита нефти 2-4 раза меньше прироста дебита жидкости. Обводненность увеличивается на 5,4-22,2%.

Таблица 1 - Результаты форсированного отбора жидкости

по скважинам Туймазинского нефтяного месторождения

Труп па скважин Количество скважин сФОЖ Средний дебит нефти т/сут Средний дебит жидкости т/сут Кратность увеличения дебита а Изменение обводи, продукции после ФОЖ,Т% абс. Продолжительность периода эксплуатации и ВНФ в интервале обводнения (в среднем на 1 скважину) Накопленная добыча нефти за соответствующий период (в среднем на 1 скважину), тыс.т

до ФОЖ после ФОЖ ДО ФОЖ после ФОЖ нефти жидкости 1-й (50-85%) 2-й(85,1-95%) 3-й (>95%)

лет ВНФ т/т лет ВНФ т/т лет ВНФ т/т 1-й 2-й 3-й

Горизонт ОН

1 23 7,7 18,0 156,3 299,4 2,3 1,9 1,2 -1,1 3,52 3,3 3,18 12,1 10,1 42,9 66,1 24,9 29,8

2 23 21,9 34Д 1604 306,1 1,6 1,9 0,8 2,5 U5 3,1 4,03 11,8 12,3 41,2 28,0 37,1 40,1

3 7 32,3 12,4 115,9 221,6 0,4 1,9 0,2 22,2 2,21 3,8 242 15,6 10,9 40,6 32,4 19,2 3U

Горизонт DI

1 54 12,2 26,8 137,1 291,5 2,2 2,1 1,0 -03 3,68 3,0 4,23 114 11,9 41,9 99,8 41,6 35,6

2 74 19,1 30,3 1474 296,7 1,6 2,0 0,8 2,7 2,01 3,7 5,07 11,9 12,6 39,0 384 43,9 40,2

3 13 14,7 123 150,0 282,6 0,8 1,9 0,4 5,4 1,89 6,7 2,34 13,8 11,6 41,9 11,1 12,8 29,1

Проведем анализ форсированного отбора жидкости и по периодам эксплуатации скважин. Первый - период работы скважин с обводненностью 5085%, второй— обводненностью 85,1-95% и третий - обводненностью более 95%. По периодам определены накопленная добыча нефти, водонефтяной фактор (ВНФ) по каждой группе скважин и продолжительность эксплуатации на этапе форсирования. Эффективность ФОЖ первой группы подтверждается высокой накопленной добычей нефти на первом этапе. Во второй группе с ростом ВНФ и увеличением срока разработки сохраняется примерно равная добыча нефти за все периоды. По третьей группе при меньшем сроке разработки в первом и втором периодах ВНФ существенно превышает этот показатель первых двух групп. Высокая накопленная добыча нефти третьего этапа достигнута за счет длительного периода эксплуатации - 10-12 лет, при этом накопленный водонефтяной фактор по всем группам очень высокий 3942,9 т/т. Увеличение отборов жидкости из скважин с высокой обводненностью продукции (98-100%), как правило, приводило только к увеличению отборов воды. В продукции скважин с 100%-ной обводненностью появление нефти не отмечается. Технологическая эффективность форсирования скважин на завершающей стадии низкая это связано с достижением предельно возможных градиентов давления при высокой обводненности продукции скважин. Форсирование в этом периоде приводит к весьма большим отборам воды и накопленному ВНФ.

Выполнен анализ ФОЖ на Абсалямовском (XVIII блок) и Старо-Туймазинском (X блок) участках с водонефтяными зонами (таблица 2).

По блокам с форсированным отбором на одну тонну добытой нефти отобрано почти в два раза больше воды. Накопленная добыча нефти по XVIII блоку выше, а по X — ниже, чем по XVI блоку, где не было ФОЖ.

Таблица 2 - Сравнение показателей разработки по блокам Туймазинского месторождения

Блок Накопленная добыча с начала разработки на 1 СКВ., тыс.т. Суммарный водонефтяной фактор т/т

нефти жидкости

XVIII 193 2100 9.8

X 96 1086 10,3

XVI 135 879 5,5

Суммарный водонефтяной фактор по блокам с ФОЖ почти в два раза больше, чем по XVI блоку, где не было ФОЖ. Анализ показал: достичь вы-

сокий КИН, близкий к коэффициенту вытеснения, возможно при гораздо меньших скоростях фильтрации, тем самым не увеличивая кратность прокачки и кратность промывки.

В четвертой главе приведено известное в научной литературе выделение геологических и гидродинамических факторов образования застойных зон в залежах нефти; выполнен обзор методов увеличения нефтеотдачи. В завершающей стадии на ТуЙмазинском нефтяном месторождении испытаны и продолжают внедряться в опытно-промышленном объеме гидродинамические, микробиологические (закачивание биоПАВ и сухого активного ила), физико-химические методы (закачивание компаунд-смесей цеолита-нефелина, неонола; щелочно-полимерных систем), а также волновые технологии: дилатационно-волновое (ДВВ), вибросейсмическое (ВСВ), виброволновое воздействие (ВВВ). Решающими критериями в пользу проведения того или иного метода воздействия принимается величина прироста добычи нефти и затраты на его проведение (удельная эффективность). Одними из перспективных являются волновые технологии.

Диссертантом в соавторстве разработана технология волнового воздействия путем вибросейсмического воздействия на пласт и устройство для ее осуществления, защищенная патентом РФ (патент РФ № 2171354 от 27 июля 2001 года). Составлена программа проведения воздействий на пласт и исследовательских работ.

Проведение волновой технологии на ТуЙмазинском нефтяном месторождении описано в диссертационной работе Н.Х. Габдрахманова. Технология применяется для очистки ПЗП нагнетательных скважин с целью восстановления приемистости путем промывки через вибратор с использованием агрегата ЦА -320.

Автором проведен анализ результатов промысловых и лабораторных исследований эффективности новой технологии. По проведенным измерениям коэффициента светопоглощения выявлены его изменения, численно связанные с изменениями вязкости, плотности, содержания смол, асфальтенов и серы. Указанные измерения составили основу предложенной диссертантом методики контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия.

К геологическим условиям применения данного вида воздействия можно отнести вовлечение недренируемых запасов нефти при разработке с заводнением. К технологическим условиям можно отнести вертикальное положение ствола скважины, в технически исправном состоянии.

В данной технологии используется агрегат А-50, позволяющий проводить воздействие с ре1улируемой частотой и силой удара.

С целью определения количества исследуемых скважин расчетным путем определен радиус воздействия. Размеры излучателя малы в сравнении с длинами волн, формируемых работой волновода и излучателя. Поэтому излучатель можно считать точечным. В изотропной среде точечный излучатель формирует волну, которая воздействует на породы в сфере с радиусом гв. Установлено, что в пористой водонасыщенной среде в радиусе воздействия, примерно соответствующем половине длины волны Хр, низкочастотные колебания затухают незначительно и способны вызвать интенсивную эмиссию волн высоких частот.

Радиус зоны воздействия гв определяют по формуле:

гв=Хр/2; (7)

где - длина волны, равная:

Хр = (1/Р)ч> , (8)

Где Р - настройка скважины на данную резонансную частоту, равная:

Б = п*И (9)

Где п - целое число, зависящее от резонансных частот (табличное значение типов коллекторов, среднее число карбонатных и терригенных коллекторов равно восьми);

о - скорость распространения упругой волны в породе, и = 4 км/с; К —частота работы агрегата, N = 6 мин'1 (6/60 — 0,1 Гц);

Подставляя значения, получим: Р = 8-0,1 - 0,8 Гц; Хр = (1/0,8) • 4 = 5 км; гв = 5/2= 2,5 км. Таким образом, расчетный радиус воздействия у возбуждающей скважины равен 2,5 км. Расчетные формулы были получены в работах Ю.С. Ащепкова, Н.П.Ряшенцева.

Цикл вибросейсмического воздействия составляет один месяц. С учетом этого выполнены промысловые и гидродинамические исследования, рассчитанные на указанные период и радиус воздействия.

Опытная реализация разработанной технологии осуществлена на Туйма-зинской площади. Возбуждающей являлась скв. 1535 бобриковского горизонта. С целью определения эффекта от вибросейсмического воздействия ставилась задача сохранения существующих градиентов давления при заданных технологических режимах работы скважин.

До проведения воздействия проведены следующие предварительные операции: в окружающие скважины были спущены манометры МТГ-25 для замеров пластового давления и температуры; отобраны устьевые пробы нефти скважин в границах расчетного радиуса воздействия. Проведение исследований до и после воздействия рекомендовано проводить по РД 153-39,0109-01. Дополнительно проводился отбор устьевых проб нефти с исследова-

ниши коэффициента светопоглощения (Ken), вязкости, плотности нефти и содержания в ней асфальтенов и серы.

На Туймазинском месторождении ранее проводились исследования коэффициента светопоглощения с целью определения доли продукции каждого пласта при совместной эксплуатации двух объектов разработки.

Отбор устьевых проб производился из 14 скважин, эксплуатирующих различные горизонты. Отмечено, что реагирует большинство скважин боб-риковского горизонта. Скважины, не реагирующие на воздействие, либо находятся за зоной влияния, либо не подвергаются влиянию нагнетаемой воды. По остальным скважинам прослеживается тенденция сначала к снижению, а затем к увеличению значений Ken. Снижение значений Ken нефти начинается с момента начала вибросейсмического воздействия на продуктивные горизонты, а после прекращения воздействия через 4-6 месяцев значения Ken нефти практически во всех скважинах достигли прежнего уровня. Динамика изменения значений Ken нефти свидетельствует, что на вибросейсмическое воздействие реагируют скважины, не только эксплуатирующие ближайшие к возбуждающей скважине пласты бобриковского, кизеловского, но и скважины девонских горизонтов. Реакция на воздействие скважин терригенного девона дает основание предполагать о сферическим характере распространения волн с достигаемой глубиной до мулл и неких отложений (глубина залегания -1600м). Полученные измерения коэффициента светопоглощения численно связаны с изменениями физико-химических свойств нефти: вязкости, плотности, содержания смол, асфальтенов и серы. Анализ показал, что с увеличением Ken увеличиваются указанные параметры, это служит подтверждением влияния новой технологии на продуктивные пласты и комплексно определяют границы и продолжительность периода воздействия.

При поиске оптимальных условий воздействия была применена трех- и пятиточечная схема воздействия с увеличением количества исследуемых скважин. Всего было исследовано 14 скважин при одноточечной схеме воздействия, 18 при трехточечной и 48 при пятиточечной схеме. На основе результатов исследований рекомендовано проводить данное воздействие два раза в год.

В заключение четвертой главы дана оценка коэффициента нефтеотдачи всех объектов разработки с учетом рекомендуемых мероприятий. На постоянно действующей геолого-технологической модели были проведены расчеты коэффициентов нефтеизвлечения. Для терригенной толщи девона КИН составит по DI - 0,610, по Dil - 0,516, по DIII - 0,348, по DIV - 0,547. Карбонатную толщу верхнего девона рекомендуется разбурить плотностью сетки

7,7 ra/скв с применением очагово-избирательного заводнения, КИН составит 0,205. По пачке СТ рекомендуемая плотность сетки 300x300м. КИН составит 0,200. Для терригенной толщи нижнего карбона плотность сетки составит 13,S га/скв, с уплотнением по ряду участков с низкими коллекторскими свойствами до 4-5 га/скв, за счет возвратных скважин с пачки СТ. КИН составит 0,448. В целом по месторождению КИН составит 0,540, что превысит ранее утвержденный КИН 0,525 на 1,5% (абс).

Основные выводы.

1. Уточнена методика оценки эффективности и выбора объектов для размещения боковых, горизонтальных скважин, технологий МУН, путем выделения на карте остаточных запасов нефти зон с повышенной нефтенасы-щенностью и слабой дренируемостью, что позволяет совершенствовать разработку и повысить КИН в завершающей стадии.

2. Предложена методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия по коэффициенту светопоглощения и физико-химическим свойствам нефти, позволяющая определить границы и продолжительность периода воздействия.

3. Разработана технология управляемого волнового воздействия, направленная на увеличение коэффициента охвата при разработке с заводнением; ее внедрение позволило получить 34,2 тыс.т. дополнительной нефти.

4. По геолого-промысловым данным получены явные статистические зависимости КИН от плотности сетки скважин.

5. Показано, что эффективность форсированного отбора с увеличением градиентов давления на завершающей стадии существенно ниже, чем на предыдущих.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах

( 1. Габдрахманов HJC., Галиуллин Т.С., Ащепков М.Ю., Кириллов АЛ., Малец О.Н. Управляемое вибросейсмическое воздействие на нефтяные залежи на поздней стадии разработки на примере Туймазинского нефтяного месторождения// Нефтепромысловое дело.- 2002.- №10.- С.21-22.

2. Габитов Г.Х., Кириллов А.И., Якупов Р.Ф. Оценка остаточной нефте-насыщенности продуктивного разреза муллинского горизонта// Сборник тезисов докладов// Уфа. -Башнипинефть,- 2004.- С.51-53.

3. Габитов Г.Х,, Кириллов А.И., Якупов Р.Ф. Возможности выработки запасов нефти пласта Д1 Туймазинского месторождения, сосредоточенных в зоне застройки г. Октябрьского, горизонтальными скважинами// Сборник тезисов докладов// Уфа. - Башнипинефть, - 2004.- С.41-43.

(л^Сиртлое А.И. Оценка форсированного отбора жидкости Ардатовско-го нефтяного месторождения// Сборник научных трудов// Уфа.- ДООО «Геопроект», 2005.- Вып.118.- С.119-131.

5. Кириллов А.И Оценка эффективности бурения боковых стволов на Ардатовском нефтяном месторождении// Сборник научных трудов// Уфа.-ДООО «Геопроект», 2005.- Вып.118.- С. 131-139.

6. Патент РФ №2171354, МПК 7 Е 21 В28/00, Е 21 В43/25. Способ волнового воздействия на продуктивный пласт и устройство для его осуществления /Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., ГабдрахмановН.Х., Назмиев И.М., Га-лиуллин Т.С., Шамсутдинов А.М., Якупов Р.Ф., Малец О.Н., Кириллов А.И., Мингулов Ш.Г., Галимов С.Ф. №2000121691/03/ Бюл. Изобретения Полезные модели.- 2001.- №21.

7. Кириллов А.И. Эффективность применения форсированного отбора жидкости на отдельных участках Туймазинского нефтяного месторождения7/ Сборник статей аспирантов и молодых специалистов// Уфа, Новый стиль,-2006г.- Вып. 3. С. 132-139.

I

/ '8. Лозин Е.В., Кириллов А.И. Предварительные результаты бурения но-

( /

вых скважин на заключительной стадии разработки Туймазинского нефтяного месторождения//Нефт. хоз-во.-2006.- №9.- С. 118-119.

450006, Башкортостан, Уфа, Ленина, 86, ДООО «Геопроект» E-mail: info_geoproject @ bashneft.ru

Тираж 100 экз. Заказ № 1ТО

-i и о: f-'A — м г - ^

0

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кириллов, Александр Иванович

W Введение

Глава 1. Особенности геологического строения Туймазинского нефтяного месторождения

1.1 Характеристика геологического строения, параметров продуктивных пластов и их неоднородности

1.2 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов 3 О

1.3 Гидрогеология

Выводы к главе

Глава 2. Текущее состояние разработки Туймазинского нефтяного месторождения. Отличительные черты завершающей стадии разработки

2.1 Обобщение опыта проектирования и принципы разработки

Щ месторождения

2.2 Анализ текущего состояния разработки и оценка эффективности применяемой технологии

2.3 Нефтеотдача по блокам разработки

2.4 Результаты бурения новых скважин на Туймазинском нефтяном месторождении на завершающей стадии

2.5 Результаты бурения оценочных скважин Туймазинского нефтяного месторождения

Выводы к главе

Глава 3. Влияние бурения боковых стволов и ФОЖ на эффективность доразработки в завершающей стадии

3.1 Эффективность бурения боковых стволов на завершающей стадии Туймазинского нефтяного месторождения щ 3.2 Применение ПГТМ при проектировании боковых стволов и обосновании МУН

3.3 Влияние ФОЖ на эффективность разработки месторождения

3.3.1 Обзор литературы по исследованию форсированного отбора жидкости

3.3.2 Анализ эффективности форсированного отбора жидкости 86 3.4 Эффективность форсированного отбора жидкости на водонефтяных участках Туймазинского нефтяного месторождения

Выводы к главе

Глава 4. Методы воздействия на пласт: способы контроля, промысловое внедрение, рекомендации

4.1 Анализ факторов образования застойных зон залежей нефти

4.2 Обзор методов увеличения нефтеотдачи на заключительной стадии Туймазинского нефтяного месторождения

4.3 Применение естественных индикаторов при внедрении методов увеличения нефтеотдачи

4.4 Управляемое вибросейсмическое воздействие - новый метод повышения нефтеотдачи

4.5 Промысловые исследования при вибросейсмическом воздействии

4.6 Ожидаемые КИН 132 Выводы к главе 4 133 Заключение 134 Список использованных источников

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование разработки Туймазинского нефтяного месторождения в завершающей стадии"

Основная проблема нефтедобывающей отрасли - достижение максимальной нефтеотдачи при рентабельной экономике - особенно актуальна для уникальных (гигантских) нефтяных месторождений. Среди отечественных нефтяных месторождений Туймазинское месторождение нефти и газа исторически оказалось первым среди открытых гигантов. Оно же оказалось первым (или в числе первых), вступившим в заключительную стадию разработки. Впервые в стране на этом месторождении была запроектирована и осуществлена научно обоснованная система разработки. Внедрены многие научные и инженерные решения. Ни по одному уникальному месторождению платформенного типа опыта и законченных научных решений для завершающей стадии разработки нет.

Следуя классификации по стадийности разработки нефтяных месторождений (М.М. Иванова и д.р.), завершающая стадия характеризуется следующими основными признаками: «.медленно снижающиеся уровни добычи нефти, высокая обводненность всех скважин и добываемой из объекта продукции. Завершающая стадия является наиболее длительной и достигает 3537 лет. Средний темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составляет около 0,6-0,32% в год. Происходит интенсивное обводнение скважин и постепенное их отключение. Проводятся работы, направленные на извлечение нефти из кровельной части пластов, зон стягивания контуров, изолированных участков пластов или изолированных прослоев с пониженной проницаемостью. Увеличиваются отборы жидкости из действующих скважин, вводятся некоторые из ранее законсервированных скважин, при возможности осуществляются работы по возврату скважин, зарезка новых скважин. В результате всего этого четвертая стадия характеризуется значительными колебаниями отбора жидкости.»

Для Туймазинского нефтяного месторождения, перечисленные выше типичные признаки заключительной стадии разработки, сохраняют свою значимость. На взгляд диссертанта, имеются и свои признаки (особенности), заслуживающие внимания. К этим особенностям целесообразно отнести:

1) Заметную роль строительства боковых стволов (БС) для рациональной довыработки остаточных запасов нефти;

2) Крайне незначительный объем бурения новых скважин в связи с риском их не окупаемости в условиях достигнутой рациональной плотности сетки скважин;

3) Возрастающую роль МУН, среди которых по результатам опытно-промышленных испытаний предыдущего этапа выбираются наиболее эффективные. Для Туймазинского месторождения, где испытано несколько технологий физико-химических и микробиологических МУН. Диссертантом в соавторстве разработана и внедрена технология управляемого вибросейсмического воздействия, защищенная патентом РФ.

Обобщение результатов теоретических, методических, технологических, технических разработок и исследование проблем повышения выработки запасов нефти с целью достижения высоких величин нефтеотдачи (0,5 и более) представляет несомненный научный и практический интерес. На месторождении достигнут высокий коэффициент нефтеизвлечения 0,503, обводненность продукции составляет 90,2% при действующем фонде 933 добывающих и 165 нагнетательных скважин. В то же время огромный фонд скважин, вышедших в тираж по обводнению, и низкая степень выработки запасов нефти промежуточных объектов разработки дают основания к совершенствованию системы разработки, поиску участков повышенной нефтенасыщенности с использованием современных методов математического моделирования и вовлечению в разработку слабодренируемых зон с применением новых методов увеличения нефтеотдачи.

Цель работы. Изыскание научно обоснованных решений для совершенствования разработки уникального нефтяного месторождения и повышения нефтеотдачи на завершающей стадии.

Основные задачи исследований.

1. Детализация особенностей геологического строения залежей нефти Туймазинского месторождения, систематизация физических свойств коллекторов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов.

2. Уточнение влияния уплотнения сетки скважин на повышение КИН в завершающей стадии.

3. Выявление характера выработки запасов нефти горизонтов DI и DII по данным бурения новых скважин, боковых стволов и оценочных скважин.

4. Выявление техногенного влияния длительной разработки месторождения с применением заводнения на коллекторские свойства и выработку запасов.

5. Оценка эффективности форсированного отбора жидкости (ФОЖ), в т.ч. на завершающей стадии.

6. Решение технологических задач повышения коэффициента нефтеизвлечения в завершающей стадии разработки с помощью постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ).

7. Оценка эффективности применяемых на месторождении методов увеличения нефтеотдачи.

8. Разработка и внедрение новой технологии повышения нефтеотдачи.

Методы исследований. Решение поставленных задач осуществлялось геолого-промысловыми, гидродинамическими, геофизическими, лабораторными и теоретическими исследованиями. Лабораторные, промысловые, гидродинамические и геофизические исследования проведены по разработанным программам с использованием стандартной аппаратуры. Теоретические исследования проведены с помощью аналитических, статистических методов и использованием методов теории адаптации при математическом моделировании.

Научная новизна работы.

1. Предложен метод контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия на призабойную зону и пласт путем измерения изменения свойств нефти по коэффициенту светопоглощения, численные значения которого в совокупности с определениями вязкости, плотности, содержания смол, асфальтенов и серы, комплексно определяют границы и продолжительность периода воздействия.

2. Усовершенствована методика оценки эффективности и выбора объектов для форсированного отбора жидкости, уплотнения сетки скважин и размещения боковых горизонтальных скважин путем выделения на карте остаточных запасов нефти зон с наивысшей нефтенасыщенностью и слабой дренируемостью при вытеснении нефти водой.

3. Разработана технология управляемого волнового воздействия на пласт путем вибросейсмического воздействия на пласт (Патент РФ №2171354, от 27.07.2001г.).

Основные защищаемые положения.

1. Методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) и пласт по данным изменения коэффициента светопоглощения и физико-химических свойств нефти.

2. Методика оценки эффективности и выбора объектов для интенсификации отбора остаточных запасов по картам недренируемых подвижных запасов.

3. Технология управляемого волнового воздействия на пласт путем вибросейсмического воздействия на пласт.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Разработаны эффективные решения принципиальных вопросов совершенствования разработки Туймазинского месторождения в завершающей стадии:

1. Детализирована выработка запасов нефти по разрезу и площади горизонтов DI и DII.

2. Определено влияние уплотнения сетки скважин на нефтеотдачу в завершающей стадии.

3. Уточнены критерии и дана оценка форсированного отбора жидкости.

4. Оценено техногенное влияние разработки на снижение проницаемости песчаников горизонтов DI и DII и на выработку запасов нефти.

5. Уточнена методика оценки эффективности и выбора объектов для размещения боковых, горизонтальных скважин и обоснования технологий МУН.

6. Разработана методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия по коэффициенту светопоглощения и физико-химическим свойствам нефти.

7. Разработана и внедрена технология волнового воздействия на пласт; ее применение обеспечило добычу 34,2 тыс. т. дополнительной нефти.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на XVII конференции молодых ученых и специалистов (г. Уфа, 2002 г.); на научно-практической конференции "60 лет девонской нефти" (г. Октябрьский, 2004 г.); на технических советах НГДУ и ОАО АНК «Башнефть»; на Центральной комиссии по разработке месторождений (ЦКР Роснедра), протокол № 3579 от 28.02.2006г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе получен 1 патент РФ. В совместных публикациях, автору принадлежит постановка задач, разработка методических вопросов, анализ, обобщение, испытание и внедрение рекомендаций на Туймазинском нефтяном месторождении.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников. Содержит 142 страницы машинописного текста, 23 рисунка, 15 таблиц, 67 библиографических ссылок.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Кириллов, Александр Иванович

Выводы к главе 4:

1. Подтверждено, что при разработке с заводнением в завершающей стадии преобладают более тяжелые, с высоким содержанием смол и асфальтенов нефти.

2. Наиболее перспективны на завершающей стадии разработки волновые методы воздействия.

3. Внедрена новая технология управляемого вибросейсмического воздействия. Повышение нефтеотдачи доказано промысловыми и лабораторными исследованиями. Технология рекомендована для увеличения охвата выработкой объектов разработки - при залегании нефтяных пластов в очень широком диапазоне глубин и при самом различном уровне обводнённости.

4. Метод естественных индикаторов для контроля за изменением физико-химических свойств нефти и, как следствие, процессов происходящих в пластах, при МУН (при воздействии вытесняющим агентом), способен информативно дополнять комплекс геолого-промысловых исследований скважин и пластов.

5. Реализованная система разработки высокоэффективна. По горизонтам DI и DII достигнуты высокие значения КИН. Конечный КИН превысит ранее утвержденный по DI на 0,6% (абс). Коэффициенты нефтеизвлечения научно обоснованы. Рекомендуемые мероприятия позволяют динамично совершенствовать систему разработки всего продуктивного комплекса в разрезе палеозойской отложений Туймазинского нефтяного месторождения. В целом по месторождению расчетный КИН составит 0,540, что превысит ранее утвержденный КИН 0,525 на 1,5%(абс).

134

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В заключении отмечены следующие основные результаты, полученные в диссертации:

1. Уточнена методика оценки эффективности и выбора объектов для размещения боковых, горизонтальных скважин, технологий МУН, путем выделения на карте остаточных запасов нефти зон с повышенной нефтенасыщенностью и слабой дренируемостью, что позволяет совершенствовать разработку и повысить КИН в завершающей стадии.

2. Предложена методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия по коэффициенту светопоглощения и физико-химическим свойствам нефти, позволяющая определить границы и продолжительность периода воздействия.

3. Разработана технология управляемого волнового воздействия, направленная на увеличение коэффициента охвата при разработке с заводнением; ее внедрение позволило получить 34,2 тыс.т. дополнительной нефти.

4. По геолого-промысловым данным получены явные статистические зависимости КИН от плотности сетки скважин.

5. Показано, что эффективность форсированного отбора с увеличением градиентов давления на завершающей стадии существенно ниже, чем на предыдущих.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кириллов, Александр Иванович, Уфа

1. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф. Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана- Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. -424с. :ил

2. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Туймазинского нефтяного месторождения, рук Зайнуллина Ф.А., Баймухаметов К.С., Белов А.А., Зубик О.И.,- тема 2000, отчет о НИР, Уфа-2005г.

3. Предварительная схема разработки пласта ДП (девон) Туймазинского нефтяного месторождения: Отчет / ПИБ Московского нефтяного института им. И.М.Губкина. Рук. Капишников А.П., Трофимук А.А., Крылов А.П., Бурмин К.Д., Муравьев В.М. Москва, 1945.

4. Система разработки первого девонского горизонта Туймазинского нефтяного месторождения: Отчет / ПИБ Московского нефтяного института им И.М. Губкина. Рук. Глоговский М.М., Крылов А.П., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М.- Москва, 1947.

5. Составление технологической схемы разработки Александровского нефтяного месторождения (девон): Отчет / ВНИИнефть.- Москва, 1952.

6. Составление технологической схемы разработки горизонта Д1 северной части Александровского нефтяного месторождения: Отчет / ВНИИнефть. -Москва, 1953.

7. Генеральная схема доразработки Туймазинского нефтяного месторождения на 1956-1960г.г.: Отчет / ВНИИнефть. Москва, 1955.

8. Анализ состояния разработки Туймазинского месторождения и составление технологической схемы по улучшению разработки девонских горизонтов с поддержанием пластового давления: Отчет / УфНИИ. Уфа, 1956.

9. Принципиальная схема частичного осуществления внутриконтурного заводнения сводовой части пласта Д1 на Туймазинской площади: Отчет / УфНИИ. Рук. Пермяков И.Г. Уфа, 1958.

10. Ю.Исследование и принципиальная схема разработки нефтяной залежи угленосной свиты на Александровской площади Туймазинского месторождения: Отчет / УФНИИ. Рук. Андреев Е.А., Кисляков Ю.П. -Уфа, 1956.

11. Проект доразработки Туймазинского нефтяного месторождения: Отчет / УфНИИ. Рук. Пермяков И.Г., Саттаров М.М., Мусин М.Х., Генкин И.Б. -Уфа, 1959.

12. Пятый вариант доразработки Туймазинского месторождения, предусматривающий в основном сохранение законтурной системы заводнения с одновременным вводом в разработку сводовой части залежи: Отчет / УфНИИ. Рук. Пермяков И.Г., Золоев Т.М. Уфа, 1960.

13. Проект доразработки девонских пластов Д1 и Д11 Туймазинского нефтяного месторождения: Отчет / УфНИИ Рук. Пермяков И.Г., Золоев Т.М.-Уфа, 1961.

14. Шестой вариант проекта доразработки девонских пластов Д1 и ДП Туймазинского нефтяного месторождения: Отчет / УфНИИ Рук. Пермяков И.Г.- Уфа, 1961.

15. Проект разработки угленосного горизонта Александровской площади Туймазинского месторождения. Отчет / УФНИИ. Рук. Андреев Е.А., Кисляков Ю.П. Уфа, 1962.

16. Составление проекта доразработки Туймазинского нефтяного месторождения: Отчет / УфНИИ. Рук. Саттаров М.М., Еникеев В.Р., Панова Р.К., Пасько П.И. Уфа, 1968.

17. Вариант доразработки Туймазинского нефтяного месторождения с ограничением закачки воды и полным ее прекращением: Отчет / УфНИИ. Рук. Еникеев В.Р. и др. Уфа, 1969.

18. Уточненный вариант проекта доразработки Туймазинского месторождения: Отчет / УфНИИ. Рук. Еникеев В.Р. и др. Уфа, 1970.

19. Комплексный проект доразработки девонских залежей Туймазинского нефтяного месторождения: Отчет / Башнипинефть. Рук. Еникеев В.Р.,

20. Малоярославцу АЛ., Козлов Ю.А., Лебедева М.В., Панова Р.К. -Уфа, 1975.

21. Уточненный проект доразработки девонских залежей Туймазинского месторождения: Отчет / Башнипинефть. Рук. Еникеев В.Р., Панова Р.К. и др.-Уфа, 197^

22. Комплексная технологическая схема разработки залежей нефти нижнего карбона Туймазинской площади Туймазинского месторождения: Отчет / Башнипинефть. Рук. Тимашев Э.М., Бикбулатова Н.С., Малоярославцев А.А. Уфа, 1974.

23. Уточненный проект разработки залежей нефти нижнего карбона Александровской площади Туймазинского месторождения: Отчет / Башнипинефть. Рук. Еникеев В.Р. и др. Уфа, 1978.

24. Уточненная технологическая схема разработки залежей нефти нижнего карбона Туймазинской площади Туймазинского месторождения: Отчет / Башнипинефть. Рук. Еникеев в.Р. и др. Уфа, 1978.

25. Проект доразработки Туймазинского нефтяного месторождения: Отчет / Башнипинефть. Рук. Г.Г.Насыров, В.Р.Еникеев Уфа, 1987.

26. Анализ разработки Туймазинского нефтяного месторождения: Отчет / Башнипинефть. Рук. Сергеев В.Б. и др. Уфа, 2000.

27. Лисовский Н.Н., Базив В.Ф., Лозин Е.В., Сергеев В.Б., Якупов Ф.М. «Анализ разработки Туймазинского нефтяного месторождения.» Бюлл. №1 ФГУ «Экспертнефтегаз» - М.: ВНИИОЭНГ. -2003г- с73.

28. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения-Уфа: Китап, 1993.-280с

29. Лозин Е.В. «Проектирование разработки терригенного девона Туймазинского нефтяного месторождения.» Нефтяное хозяйство, -2004г., №8. с. 26-29.

30. Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Родионов В.П. «Особенности разработки крупных нефтяных месторождений Башкортостана» -Нефтяное хозяйство, 2002г., №4. с. 41-44.

31. Щелкачев В.Н. Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи. Гостоптехиздат, 1946г.

32. Щелкачев В.Н. Анализ длительной массовой остановки скважин и обоснование рациональности форсирования отбора жидкости из сильно обводненных скважин. Труды ГЕИ и ГрозНИИ, вып.З. г. Грозный, 1945г.

33. Гиматудинов Ш.К. Возможности установления единых зависимостей нефтеотдачи от свойств пластовых систем и условий вытеснения. Труды МИНХ и ГП, вып.42. Гостоптехиздат, 1963г.

34. Максимович Г.К. Технологические основы метода форсирования отбора жидкости из обводненных пластов. Нефтяное хозяйство, №1, 1954г.

35. Сабиров И.Х. Влияние темпов отбора жидкости на величину нефтеотдачи пласта. НТС, Нефтепромысловое дело, вып.№5, 1965г.

36. Снарский А.Н. Еще о форсированном отборе жидкости из сильно обводненных пластов. Азербайджанское нефтяное хозяйство,№11, 1965г.

37. Buckley S.E. Ieverett M.S. Mechanism of fluid displacement in sand. Trans AIME. v. 146. 1942/

38. Iordan I.K. Me Kardell W.M. Hocott C.R. Effect of rate in Oil recovery by water Flooding. Jil and las Iournal. Vol.55. №19.mai 1957.

39. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Гостоптехиздат, 1959г.

40. Халимов Э.М., Сатаров М.М., Сабиров И.Х., Козлов Ю.А., Еникеев В.Р. Резванов А.Г., Сергеев В.Б., Юлгушев Э.Т., Зайнуллин А.И. Обэффективности форсированного отбора жидкости из девонских пластов, Труды УфНИИ, вып.27, Уфа, 1969г.

41. Баишев Б.Т. Функции распределения проницаемости и учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяных месторождений. Тр. ВНИИ, вып 28. Гостоптехиздат, 1960г.

42. Губанов Б.Ф., Желтов Ю.П. Регулирование процесса разработки с применением повышенных давлений нагнетания. Труды ВНИИ, вып.4. 1968г.

43. Демин Н.В., Кисляков Ю.П. Морозова В.Т. О зависимости проницаемости пористой среды от градиента давления. Нефтяное хозяйство, №12, 1966г.

44. Кисляков Ю.П., Демин Н.В., Русских В.Н. Влияние градиентов давления на величину параметров пласта на Туймазинском месторождении, Нефтяное хозяйство, №2, 1964г.

45. Пермяков ИГ. Оценка применяемой системы разработки Туймазинского нефтяного месторождения в целом. Сборник разработки нефтяных месторождений Башкирии. Гостоптехиздат, 1959г.

46. Полянин В.Д. О характере движения границы раздела при нелинейной фильтрации. Изв. АН СССР, Механика жидкости и газа, №4, 1969г.

47. Праведников Н.К. К вопросу расчета обводненности водоплавающих залежей в слоисто-неоднородных коллекторах. ВНИИ, НТС, вып. 17. Гостоптехиздат, 1962г.

48. Розенберг М.Д. Приток газированной нефти к скважине при давлении на контуре питания выше давления насыщения и забойных давлениях ниже давления насыщения. Труды ВНИИ, вып.12, Гостоптехиздат, 1958г.

49. Фоменко И.Е. Фильтрация девонской нефти Ромашкинскогоместорождения через пористую среду. Нефтяное хозяйство, №8,1968г.

50. Тимашев Э.М., Козлов Ю.А., Малышев Н.А. Об эффективности форсированного отбора в различных геолого-промысловых условиях разработки нефтяных месторождений. Труды Башнипинефть, вып.51. 1978г.

51. Шустеф И.Н., Стадников Н.Е. Применение ФОЖ на месторождениях с разной геолого-промысловой характеристикой. Нефтяное хозяйство,» 12. 1980г.

52. Иванова М.М. Некоторые итоги разработки залежей при вытеснении нефти водой. Нефтяное хозяйство, №5, 1975г.

53. Козлов Ю.А. Возможные причины отрицательных результатов форсирования эксплуатации скважин. Труды Башнипинефть, вып.69, Уфа. 1984г.

54. Физико-химия и разработка нефтяных месторождений; труды выпуск 17, под.ред. проф. В.В. Девликамова, Уфа 1974г.

55. Новая ресурсосберегающая технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. М.Ю. Ащепков, Ю.С. Ащепков, Г.В.Березин. Москва, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001г.

56. Управляемое сейсмическое воздействие на нефтяные залежи. Н.П.Ряшенцев, Ю.С. Ащепков, Л.И. Назаров. Новосибирск, 1999г.

57. Гадиев С.П. Использование вибрации в добыче нефти. М. Недра, 1977.

58. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. Изд. 2, перераб. и доп. М., Недра, 1975г.-534с.

59. Патент РФ 2171354, 7 Е 21 В 28/00, 43/25. Способ волнового воздействия на продуктивный пласт и устройство для его осуществления / Исхаков