Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование разработки залежей высоковязких нефтей в трещинно-каверно-поровых коллекторах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование разработки залежей высоковязких нефтей в трещинно-каверно-поровых коллекторах"

На правах рукописи

КУКЛИН Андрей Игоревич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ В ТРЕЩИННО-КАВЕРНО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 25.00.17 -

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ - 2015

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, доцент

Петухов Александр Витальевич

Официальные оппоненты:

Ленченкова Любовь Евгеньевна доктор технических наук, федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет», кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений, профессор

Гуськов Дмитрий Владимирович кандидат геолого-минералогических наук, ОАО «Шешмаойл», технический директор

Ведущая организация:

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт»

Защита состоится 10 апреля 2015 г. в 16 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106, Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд. 1163.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и на сайте www.spmi.ru.

Автореферат разослан 10 февраля 2015 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ У // 0 НИКОЛАЕВ

диссертационного совета Александр

Константинович

российская госудлрстпеин

г.иг.лиотека

¡■ШЬ_

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность диссертационной работы

В настоящее время разработка залежей высоковязких нефтей (ВВН) является одним из приоритетных направлений нефтегазодобывающей промышленности не только в России, но и в ряде других нефтедобывающих стран мира (Канада, Венесуэла и др.). Ввод в разработку залежей ВВН является важнейшей задачей для наращивания объёмов добычи в основных нефтегазовых регионах нашей страны: в Западно-Сибирской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинциях.

Основные перспективы развития нефтяной промышленности в Тимано-Печорской провинции (ТПП) связаны не только с освоением новых месторождений северных территорий и на шельфе Баренцевого моря, но и с наращиванием добычи ВВН в «старых» нефтедобывающих районах. Прежде всего, это относится к самой крупной залежи высоковязкой нефти на Европейском севере России пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с геологическими запасами нефти более 800 млн.т., которая была введена в промышленную разработку ещё в 1977 году.

Более чем тридцатипятилетний период разработки залежи сопровождался существенными проблемами по всем направлениям сопутствующим освоению запасов ВВН. Объективные трудности эксплуатации залежи обусловлены сложностью геологического строения объекта, который представлен гидродинамически единой трехсотметровой многослойной карбонатной толщей среднего, верхнего карбона и нижней перми, залегающей на глубинах от - 950 до - 1500 м, насыщенной высоковязкой нефтью, а также наличием зон субвертикальной трещиноватости и карста, которые значительно повышают геологическую неоднородность массивного резервуара. Субъективные проблемы наращивания нефтедобычи связаны с отсутствием эффективных технологий и опыта разработки подобных залежей ВВН. В связи с этим совершенствование разработки пермо-карбоновой залежи ВВН Усинского месторождения, которая характеризуется высокой степенью неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), как по разрезу, так и по площади, является весьма актуальной задачей.

При выполнении диссертационной работы автор опирался на научные труды отечественных и зарубежных учёных, внесших

значительный вклад в развитие теории и практики добычи высоковязких нефтей, таких как И.М. Аметов, Д.Г. Антониади,

A.A. Боксерман, Н.К. Байбаков, И.Г. Баренблатг, А.Р. Гарушев,

B.В. Девликамов, И.Н. Евдокимов, P.P. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, М.М. Кабиров, Ю.П. Коноплёв, В.Д. Лысенко, Б.М. Сучков,

A.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, J1.M. Рузин, М.К. Рогачёв, Б.А. Тюнькин, З.А. Хабибуллин, М.М. Хасанов, P.C. Хисамов,

B.Н. Щелкачев, R.M. Butler, M.R. Carlson, К.С. Hong и многих других.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки залежей высоковязкой нефти в условиях сложного трещинно-каверно-порового карбонатного коллектора.

Идея диссертационной работы заключается в дифференцированном подходе к разработке различных частей залежи, основанном на выделении высокопроницаемых трещинно-карстовых зон с использованием геолого-геофизических и промысловых данных в пределах массивного карбонатного резервуара.

Задачи исследований

1. Уточнение границ высокопроницаемых трещинно-карстовых зон в пределах залежи и оценка их влияния на разработку.

2. Изучение результатов бурения горизонтальных скважин и исследование трещиноватости вскрытых пластов на северном пилотном участке пермо-карбоновой залежи.

3. Анализ разработки в пределах различных участков пермо-карбоновой залежи, разрабатываемых на естественном режиме и с применением современных технологий повышения нефтеотдачи.

4. Обоснование комплекса технологических решений, направленных на повышение эффективности разработки пермо-карбоновой залежи ВВН Усинского месторождения.

Методы исследований

Решение поставленных задач осуществлялось аналитическим путем в соответствии с общепринятыми методиками и методами исследований с использованием математического и гидродинамического моделирования физических процессов разработки нефтяного месторождения, геолого-промыслового анализа, а также методов математической статистики и данных экспериментальных исследований.

Научная новизна работы

1. Доказана необходимость выделения высокопроницаемых трещинно-карстовых зон в сложно построенных карбонатных коллекторах при мониторинге разработки и обосновании технологий повышения нефтеотдачи в пределах массивной залежи ВВН с большим этажом нефтеносности.

2. Сформулированы основные принципы разработки массивной залежи ВВН с переслаивающимися карбонатными коллекторами в условиях локального трещинообразования и развития карста.

3. Научно обоснованы мероприятия, направленные на сохранение высоких ФЕС в трещинно-карстовых зонах и повышение коэффициента охвата тепловым воздействием.

Защищаемые научные положения

¡.Дифференцированный подход к разработке различных участков залежи с использованием предложенного комплекса тепловых, гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт позволит повысить эффективность добычи высоковязкой нефти за счёт разделения массивного карбонатного резервуара на высоко и низкопроницаемые зоны.

2. Высокопроницаемые трещи нно-карстовые зоны, подтверждённые современным комплексом геолого-промысловых исследований и длительным опытом разработки залежи, отличаются аномальными фильтрационными свойствами (десятки мкм2) карбонатных коллекторов, благодаря чему подвижность в них ВВН составляет 0,05-0,1 мкм2/мПа с и приближается к подвижности легких нефтей, что даёт возможность разрабатывать их на естественном режиме с достижением коэффициента нефтеотдачи 30% и выше.

3. Локальное распространение разноориентированных субвертикальных высокопроницаемых трещинно-карстовых зон в пределах массивного резервуара позволяет эффективно использовать современные потокоотклоняющие составы и технологии бурения горизонтальных скважин на депрессии для увеличения нефтеотдачи при разработке залежей ВВН в карбонатных коллекторах.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована и подтверждена результатами теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, их сопоставлением с результатами промышленного внедрения

новых технологических разработок и современных методов увеличения нефтеотдачи в условиях неоднородного карбонатного коллектора.

Практическое значение работы

1. Разработаны мероприятия и предложены способы увеличения нефтеотдачи пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения в условиях высокой изменчивости фильтрационно-емкостных свойств, как по разрезу, так и по площади залежи.

2. Рекомендуемые мероприятия позволят повысить эффективность разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения путем адресного их применения на различных участках залежи.

3. Предлагаемые мероприятия нашли отражение в проектных документах по разработке пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

4. Полученные выводы и рекомендации на основе проведенных исследований и выполненных мероприятий могут быть использованы для повышения эффективности разработки ВВН в аналогичных геологических условиях.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на 10 научно-технических конференциях: XI Международная научная конференция «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела» (г. Уфа, 2010 г.), Межрегиональная научно-техническая конференция «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, 2010, 2011), Научно-практическая конференция «Теория и практика оценки промышленной значимости запасов и ресурсов нефти» (г. Санкт-Петербург, 2011 г.), Международная научно-практическая конференция «Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Казань, 2011г.), Международная юбилейная конференция «Промысловая геофизика в 21-м веке Геоинформационное обеспечение технологий увеличения ресурсной базы углеводородного сырья» (г. Москва, 2011 г.), Научно-практическая конференция «Комплексное изучение и освоение сырьевой базы нефти и газа севера европейской части России» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.), Всероссийская научно-техническая конференция «Проблемы и опыт разработки

трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных

месторождений» (г. Санкт-Петербург, 2012г.), Научно-практическая конференция «Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России» (г. Санкт-Петербург, 2013 г.), Международная конференция БРЕ/БАвЕ «Европейские нетрадиционные ресурсы» (Австрия, г. Вена, 2014 г.) и другие.

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 17 печатных работах, в том числе 3 из которых входят в перечень изданий ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объём диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка принятых сокращений, списка литературы, включающего 99 наименований. Материал диссертации изложен на 211 страницах машинописного текста, включает 25 таблиц и 101 рисунок.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, сформулирована цель работы, поставлены основные задачи исследований, описывается научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе приводятся сведения о геологическом строении Усинского нефтяного месторождения, отмечены геологические особенности самой крупной в ТПП массивной пермо-карбоновой залежи ВВН. Массивный карбонатный резервуар пермо-карбоновой залежи имеет сложное строение. В качестве литолого-фациальных особенностей карбонатных пород отмечено, что в пределах залежи выделяются как зоны с локальным распространением биогермных тел в разрезе, так и зоны перекрытия биогермов, то есть участки залежи, где биогермные тела выделяются по всему разрезу. При этом центральная часть залежи осложняется зоной повышенной трещиноватости и карста, которая оказывает значительное влияние на разработку данного объекта (Рисунок 1). Западный и юго-западный участки залежи характеризуются развитием локальных биогермных построек лишь в верхней части разреза. Южный участок залежи, где в настоящий момент бурятся новые скважины, характеризуется развитием биогермных тел в основном в средней

части карбонатного разреза.

1 - контур нефтеносности С2-Р1 залежи тяжелой нефти;

2 - зоны повышенной трещиноватости и карста («трещинные коридоры»; по

данным A.B. Петухова, 2003г.);

3 - опытно-промышленный участок паротеплового воздействия ПТВ (ПТВ-1, ПТВ-2 - ОПР по закачке горячей воды с 1982-1998 г.г., в настоящее время

разрабатываются на естественном режиме; зона ПТВ (ПТВ-3) - ОПР по закачке пара с 1992 г. - по настоящее время); 4 - опытно-промышленные участки, выделенные для проведения влажного внутрипластового горения, в настоящее время разрабатываются на естественном

режиме.

Рисунок 1 - Схема распространения субвертикальных зон повышенной трещиноватости и карста в пределах пермо-карбоновой залежи ВВН Усинского месторождения.

Кроме того, в данной главе выполнен анализ состояния разработки залежи, который свидетельствует о том, что для подобных объектов с трещинными и трещинно-карстовыми коллекторами в карбонатных комплексах, свойственны

определенные общие черты геологического строения и общий комплекс нерешенных проблем, обусловленных локальным развитием высокопроницаемых участков, которые значительно повышают геологическую неоднородность продуктивных пластов.

Во-первых, продуктивная часть разреза условно делится на три части, при этом нижняя и средняя части разреза характеризуются относительно постоянными общими толщинами карбонатных пластов. В тоже время верхний объект разработки имеет более сложное геологическое строение, обусловленное активными тектоническими инверсиями, которые привели к формированию зон повышенной вертикальной трещиноватости. При этом толщины отдельных пачек меняются от 0 до нескольких десятков метров.

Во-вторых, в пределах пермо-карбоновой залежи отмечается значительная изменчивость продуктивности скважин, которая, как правило, практически не зависит от гипсометрического положения на структуре и вскрытой мощности продуктивных пластов, а зависит от успешности попадания скважины в зону трещиноватости и карста, а также от качества вскрытия трещинных коллекторов в процессе бурения. При этом нередко расположенные в непосредственной близости скважины, дренирующие аналогичные по литологическому составу пласты, но с разной интенсивностью развития трещин, отличаются по величине дебитов в десятки раз. Низкодебитные скважины оказываются рядом со скважинами, дающими до 100 м3/сут и более тяжелой высоковязкой нефти.

В-третьих, традиционная система разработки на таких объектах, основанная на структурных построениях и равномерных сетках скважин, приводит к тому, что начинают происходить неконтролируемые прорывы теплоносителя, резкое обводнение скважин пластовой и закачиваемой водой, а также скважины оказываются низкопродуктивными, несмотря на то, что, казалось бы, они расположены в оптимальных геологических условиях.

В-четвёртых, нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения характеризуются высокой плотностью и вязкостью. При этом плотность нефтей варьирует в пределах 918 - 986 кг/м3 (в среднем - 951 кг/м3), а динамическая вязкость изменяется от 830

до 16907 мПа'с, в среднем составляет 6488 мПа'с. Изменения свойств нефтей отмечаются как по разрезу, так и по площади. К примеру, средние значения плотности и вязкости нефтей возрастают

от верхнего к нижнему объекту. Наиболее вязкие нефти нижнего эксплуатационного объекта залегают на северной оконечности месторождения, а вязкость нефтей верхнего объекта возрастает с увеличением относительного содержания в нефти цикланов и ароматических углеводородов на крыльях структуры и снижается по мере возрастания доли низкокипящих алканов в присводовой части залежи. Кроме того, на таких залежах нередко отмечается наличие в добываемой продукции кислых газов (Нг8 и СО2), которые, как правило, характерны для скоплений нефти и газа, связанных с карбонатно-сульфатными комплексами, а также могут образовываться при термическом воздействии на пласт.

Исследователи при изучении залежей нефти и газа в трещинных карбонатных коллекторах обычно используют традиционные теоретические представления и методологические принципы, разработанные и используемые в течение многих лет на месторождениях с поровыми коллекторами, в основе геологических моделей которых лежит пликативное слоистое строение объектов. Однако низкая эффективность разработки залежей углеводородов в карбонатных резервуарах ставит задачи по существенной корректировке методов изучения этих сильно неоднородных объектов с учетом их блоковой структуры, предопределяющей зональное развитие высокопроницаемых участков и так называемую двойную проницаемость карбонатных коллекторов.

Вторая глава посвящена вопросам изучения геологической неоднородности и выделения высокопроницаемых зон трещинно-карстовых коллекторов, установленных в продуктивной толще пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

Зоны трещиноватости в карбонатной толще карбона - нижней перми Усинской складки начали формирование в фазу активного развития складки. В периоды активизации тектонических движений в трещинных зонах возникали разрывные нарушения со смещением, а также происходило новообразование трещин в карбонатных породах. Активный рост Усинской структуры происходящий в раннепермскую эпоху продолжался в триасовое и более позднее время. Так, на палеотектонических профилях, проходящих через скважины № 419 и № 2870, удалось установить знакопеременный

характер тектонических движений: в период заложения установленного малоамплитудного нарушения в раннепермское время восточное крыло было приподнято, а в послетриасовое время знак движения изменился на противоположный с поднятием западного крыла.

Такой характер движений обусловил образование в карбонатных породах вдоль разрывных нарушений субвертикальных зон дробления или так называемых «трещинных коридоров», которые были подтверждены данными ЗЭ сейсмики, а также в процессе детальной корреляции скважин (Рисунок 2).

Рисунок 2 - Схематический геологический профиль, проходящий через залежь с запада на восток.

Через выявленные нарушения и субвертикальные трещины происходила активная инфильтрация поверхностных вод, приводящая к выщелачиванию карбонатных пород и, как следствие, образованию карста.

В процессе карста в карбонатах вдоль трещин образуются крупные пещеристые полости и каверны, имеющие очень высокую проницаемость. Исходя из этого, карстовые карбонатные резервуары характеризуются очень резкой изменчивостью фильграционно-емкостных свойств и своеобразными специфическими чертами геологического строения, характерными только этим геологическим образованиям.

Третья глава посвящена методам изучения

высокопроницаемых зон в сложнопостроенных карбонатных коллекторах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и оценке их влияния на разработку залежи.

Ещё в 1954 году М.В. Гзовский опубликовал результаты опыта, в котором исследовались условия образования трещин и разрывов на растущей антиклинальной складке поперечного изгиба. В соответствии с распределением кривизны слоя, сначала нараставшей в поперечном к складке направлении, а затем в продольном, в слое глины возникали вначале продольные, позже поперечные трещины и разрывы типа сбросов (Рисунок За). Результаты лабораторных экспериментальных работ М.В. Гзовского (1954г.) и других учёных по моделированию формирования куполовидных поднятий свидетельствуют о том, что в процессе формирования антиклинальных структур в своде создаются зоны наибольшего растяжения, происходит разуплотнение пород вследствие интенсивной трещиноватости. Следовательно, свод структуры оказывается более подверженным трещиноватости.

При изучении высокопроницаемых трещинно-карстовых зон пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения установлено, что большая часть отложений характеризуется резкой сменой толщин и зональным изменением типов отдельных частей разреза при относительно выдержанной его общей толщине. Эти изменения связаны с размывами и перерывами в осадконакоплении в пределах отдельных зон, что является свидетельством их разной тектонической активности. В периоды активизации тектонических движений в трещинных зонах возникали разрывные нарушения со смещением, а также происходило новообразование трещин в карбонатных породах.

Наряду с локальными изменениями в процессе осадконакопления пермско-каменноугольных отложений Усинская складка претерпевала неоднократные изменения структурного плана, как на отдельных участках, так и в целом по площади. Приуроченность высокопроницаемых зон, установленных в продуктивной толще карбона - нижней перми к осевым частям Усинской складки, простирание которых совпадает с простиранием трещин в выделенных зонах, установленных на модели

М.В. Гзовского (Рисунок 3) свидетельствуют о ведущей роли тектонической трещиноватости в формировании

высокопроницаемых зон пермо-карбоновой залежи.

Рисунок 3 -Сопоставление экспериментальной складки поперечного изгиба: по М.В. Гзовскому (а) с природной брахиантиклинальной складкой Усинского месторождения (б).

Установлено, что высокопроницаемые зоны локально развиты в пределах залежи и выделяются по данным гравиразведки, сейсморазведки, специальной обработки, электрокаротажа, результатам гидропрослушивания скважин, трассерных исследований и других геофизических и промыслово-геологических методов.

Следы вертикальной миграции нефти в пределах выделенных зон вертикальной трещиноватости в сложнопостроенных карбонатных коллекторах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения были установлены по данным изучения шлифов и керна. Проведенные в пределах залежи специальные исследования позволили разработать концептуальную модель формирования

карстовых карбонатных коллекторов в зонах нефтегазанакопления, суть, которой заключается в том, что зонами трещиноватости контролируется не только вертикальная миграция углеводородов (УВ), но и распределение мощностей, состав и качественная характеристика коллекторов продуктивных отложений, а также определённые геохимические процессы, приводящие к растворению карбонатных пород.

Современный скважинный метод FMI (электрический микросканер компании «Шлюмберже») выделения интервалов развития трещиноватости и кавернозности вскрытых пластов в новых скважинах (скважины №№ 2 ОЦ, 7 ОЦ, 1ГС - 5ГС и боковой ствол скважины № 3146) позволил уточнить послойную литологию и структуру пустотного пространства карбонатных пластов. Данные FMI подтвердили, что большинство трещин, выявленных как в горизонтальных, так и в вертикальных скважинах, являются открытыми, субвертикальными и объединяются в три основные группы в зависимости от азимута ориентации: 150°, 120° и 20°.

При этом в горизонтальных скважинах, расположенных в сводовой части структуры, зафиксировано значительно больше трещин, чем в вертикальных. Установлено, что большая часть выявленных трещин заполнена нефтью. Эти трещины являются проводящими, и гидродинамически связывают друг с другом окружающие пласты-коллекторы, как по вертикали, так и по горизонтали.

По результатам гидродинамических исследований, проведённых, в пределах разных участков: Е-1, Е-2, зона паротеплового воздействия (ПТВ) А.П. Базылевым в 80-х годах прошлого столетия были выявлены аномально высокие фильтрационные параметры коллекторов трещинно-карстового типа. Им было установлено, что проницаемость карбонатных коллекторов варьирует здесь в пределах от 34до124мкм2, что превышает среднюю проницаемость пористой части коллекторов

(матрицы), определённой по керну (З8'10"3мкм2) на 3 порядка. Благодаря этому даже при очень высокой вязкости нефти её подвижность в трещинных зонах достигает 0,1 мкм2/мПа'с и сопоставима с подвижностью лёгких нефтей при разработке залежей. В тоже время подвижность нефти в матрице составляет всего 0,00006 мкм2/мПа'с, что в 1600 раз меньше. Как следствие, при

огромной разнице проницаемостей различных типов коллекторов высокопроницаемые трещинные зоны являются основными каналами фильтрации флюидов.

По данным выполненного гидрохимического мониторинга зона распространения пластовых вод (с содержанием хлорид - ионов 40 г/л и более) прослеживается в центре залежи (на большей части Эталонного участка и участков Е-1 и Е-2, на северо-западе участка ПТВ-1 и в южной части зоны ПТВ). По результатам определений профилей притоков и источников обводнения скважин установлено, что поступление высокоминерализованных вод в данной зоне отмечено как в скважинах, работающих на средний и верхний эксплуатационные объекты (скв.№№ 4580, 1250, 1270, 1264, 1144, 1149), так и работающих на средний и нижний эксплуатационные объекты (скв.№№ 1329, 1309, 1307, 1146, 1165), т.е. практически весь разрез залежи обводнен водами одного химического состава. Показано, что в пределах высокопроницаемых трещинно-карстовых зон обводнение скважин, достигает 90%, что свидетельствует об опережающем прорыве пластовых вод по высокопроницаемым каналам, как со стороны контура нефтеносности, так и из подошвенной части залежи. Закономерности изменений химического состава пластовых вод как по латерали, так и по вертикали в пределах выделенных трещинных зон позволяют утверждать, что здесь все три эксплуатационных объекта представляют собой единый гидродинамический резервуар и разделение его на отдельные изолированные объекты разработки весьма условно.

Анализ работы эксплуатационных скважин, выполненный с начала разработки по 1129 пробуренным скважинам (Таблица 1) показал, что в скважинах, находящихся в высокопроницаемых трещинных зонах средняя накопленная добыча нефти в два раза выше, чем в скважинах, расположенных вне этих зон. Проведённые исследования показали, что основное количество нефти в процессе разработки было отобрано из скважин участков Е-1, ПТВ-1 и зоны ПТВ, которые расположены в пределах выделенных высокопроницаемых зон.

На картах накопленных отборов нефти по объектам разработки по состоянию на 01.01.2014 можно видеть, что основные отборы нефти происходят на участках залежи, приуроченных к зонам высокой трещиноватости. Кроме того, скважины, расположенные в

зонах разуплотнения также характеризуются значительно большей удельной добычей нефти на один метр перфорированной толщины пласта (Таблица 1), что свидетельствует о высокой горизонтальной и вертикальной флюидопроводности «трещинных коридоров». Текущая нефтеотдача на некоторых участках в зонах разуплотнения, разрабатываемых на естественном режиме, достигает 30% и выше.

Таблица 1 - Показатели работы скважин на разных участках (зонах) пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по состоянию на 01.01.2014г.

Параметры Показатели на 01.01.2014

Скважины в зонах разуплотнения Скважины вне зон разуплотнения

Зона Зона Зона Зона Зона Зона Зона Зона

ПТВ-1 Е 1 Е 2 ЭУЕР ПТВ-1 Е 1 Е 2 ЭУЕР

Количество скважин (шт) 26 33 23 162 62 - - 91

Средняя продолжительность эксплуатации (лет) 17,1 19,8 20,3 16,3 15,3 - - 13,5

Средняя накопленная добыча на 1 скв. (тыс. т) 121,7 166,2 61,7 57,8 68,2 - - 34,6

Средняя эффективная толщина (м) 71,6 94,8 34 51,3 87,3 - - 71,6

Средняя перфорированная толщина (м) 12,2 12,9 11 11,9 12,8 - - 11,4

Средняя удельная добыча нефти на 1 м перфорированной толщины (т) 3756,2 4408,5 2508,1 2231,7 2453,2 - - 869,3

Опыт разработки объектов ВВН, подобных пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, в мировой практике отсутствует. Вместе с тем механизм нефтеотдачи неоднородных трещиноватых коллекторов, насыщенных аномально вязкой нефтью, и соотношение роли различных процессов нефтеизвлечения, протекающих в таких коллекторах, имеют принципиальные особенности, без знания которых невозможно разработать эффективные технологии повышения нефтеотдачи.

Начиная с 1977 года, когда залежь была введена в промышленную разработку, в течение первых пяти лет она целиком

разрабатывалась на естественном упруговодонапорном режиме. В дальнейшем разработка отдельных участков залежи осуществлялась при помощи ПТВ, однако большая часть залежи продолжает разрабатываться на естественном режиме.

Всего с начала разработки залежи добыто 64,1 млн.т нефти и 222,7 млн.т жидкости. Текущая нефтеотдача в пределах всей залежи составила 8,7%, а обводнённость продукции уже превысила 80%.

Проведённый анализ разработки пермо-карбоновой залежи позволяет сделать вывод о том, что применяемые в соответствии с действующим проектным документом технологии увеличения нефтеотдачи не позволяют достичь приемлемых технико-экономических показателей по двум основным причинам:

1. При площадной закачке пара на участках, обводнённых пластовой водой (более 70%) происходят преждевременные прорывы теплоносителя по аномально проницаемым зонам, соответственно снижается охват пласта тепловым воздействием (не более 20 - 25%) и растёт паронефтяное отношение до 6 - 7 т/т, а в отдельных случаях до 15 т/т;

2. Применяемые на залежи пароциклические обработки (ПЦО) в вертикальных скважинах характеризуются низким охватом пласта процессом теплового воздействия, что не позволяет получить нефтеотдачу более 15 - 16%.

Таким образом, из проведённого анализа следует, что необходима скорейшая разработка и реализация эффективных мероприятий по совершенствованию процесса разработки, поскольку без применения новых технологий и расширения их масштабов, конечная нефтеотдача залежи будет меньше проектной (33%), что связано, прежде всего, с постоянным ухудшением условий применения паротепловых методов на новых участках.

В четвёртой главе представлено научное обоснование технологических решений по совершенствованию разработки пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения.

Уточнённая модель сложнопостроенного массивного карбонатного резервуара, содержащего тяжёлую вязкую нефть, требует адресного подхода к разработке различных участков залежи. Для организации эффективного процесса нефтедобычи необходимо учитывать, что трещинно-карстовые зоны являются суперколлекторами с проницаемостью - десятки мкм2, которые в

значительной степени предопределяют как опережающее поступление подошвенных и законтурных вод в нефтеносную часть резервуара, так и контролируют направления потоков фильтрации при добыче нефти и закачке в пласт теплоносителя.

Приоритетным направлением разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения является использование комплекса различных технологий, которые позволят получить значительный эффект при условии, когда сложная трещинно-карстовая система продуктивных пластов массивного резервуара будет грамотно сопряжена с системой комбинированного воздействия. В качестве основных мероприятий совершенствования разработки пермо-карбоновой залежи рассматриваются пять главных направлений:

1. Повышение эффективности и расширение масштабов применения термических технологий в системе вертикальных скважин, в том числе:

- совершенствование технологии площадного термоциклического воздействия, основанное на создании в пластах нестационарных фильтрационных потоков, за счет поочередной остановки действующих нагнетательных скважин на срок до 3 месяцев; применение градиентной закачки гелеобразующей композиции «ГАЛКА» и нефтевытесняющей композиции «НИНКА» в нагнетательных скважинах;

- повышение эффективности ПЦО вертикальных скважин при помощи использования изолирующих составов и технологий ограничения водопритока (проведение комбинированных ПЦО с использованием термогеля типа «ГАЛКА - С» или гелеобразующего состава 8РМ1-1 в скважинах с повышенной обводнённостью, а в скважинах с низкой продуктивностью проведение в низкопроницаемых зонах пласта опытных работ с использованием нефтевытесняющей композиции «НИНКА»);

2. Внедрение новых термических технологий с бурением горизонтальных скважин, в том числе применение перпендикулярного термогравитационного дренирования пластов;

3. Испытание на отдельных участках залежи технологии внутриконтурного холодного заводнения в комбинации с потокоотклоняющими составами;

4. Создание системы удаленного законтурного заводнения в целях поддержания пластового давления, наращивания добычи

нефти и решения проблемы утилизации попутно добываемой воды;

5. Бурение горизонтальных добывающих скважин с открытым стволом с использованием технологии ТЛЮ (вскрытие пласта на депрессии) в пределах участков с низким пластовым давлением.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Согласно проведенной работе было установлено, что:

¡.Центральная часть массивного карбонатного резервуара пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения осложняется зонами повышенной трещиноватости и карста, которые были подтверждены комплексом геофизических методов и данными разработки и характеризуются проницаемостью в десятки мкм2, благодаря чему подвижность в них высоковязкой нефти такая же, как на месторождениях лёгкой нефти, что позволяет разрабатывать их на естественном режиме с достижением коэффициента нефтеотдачи 30% и выше;

2. Результаты бурения горизонтальных скважин и проведение в них РМ1-исследований показали высокую степень трещиноватости коллекторов в центральной части залежи, а также позволили определить углы падения пластов, азимуты трещин, их плотность и раскрытость, интервалы развития каверн выщелачивания и величину каверновой пористости;

3. Проведенный геолого-промысловый анализ с учетом местоположения высокопроницаемых трещинно-карстовых зон в пределах массивного резервуара свидетельствует о необходимости дифференцированного подхода к разработке отдельных участков пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, включая разработку на естественном режиме и применение современных методов увеличения нефтеотдачи;

4. Уточнённое в процессе исследований местоположение субвертикальных высокопроницаемых трещинно-карстовых зон позволило обосновать комплекс мероприятий, направленных на совершенствование разработки залежи, которые охватывают пять главных направлений:

а) повышение эффективности и расширение масштабов применения термических технологий в системе вертикальных скважин за счёт использования термостойких гелеобразующих составов «ГАЛКА» и 8РМ1-1, а также нефтевытесняющей композиции «НИНКА»;

б)внедрение новых термических технологий с бурением горизонтальных скважин, в том числе перпендикулярного термогравитационного дренирования пластов;

в) применение на отдельных участках залежи в зонах пониженного давления технологии внутриконтурного холодного заводнения в комбинации с потокоотклоняющими составами;

г)создание системы удаленного законтурного заводнения с расположением нагнетательных скважин за пределами высокопроницаемых трещинно-карстовых зон с целью повышения давления на контуре залежи и ниже ВНК;

д) бурение горизонтальных добывающих скважин с открытым стволом с использованием технологии UBD, в пределах высокопроницаемых трещинных зон на участках с низким пластовым давлением.

Наиболее значимые публикации по теме диссертации

1.Куклин А.И. Оценка промышленной значимости и перспективы освоения нетрадиционных ресурсов газа в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [Текст]. / А.В. Петухов, И.Е. Долгий, А.А. Петухов, А.И. Куклин // «Недропользование -XXI век». - 2011. - №6. - с. 60-64.

2. Куклин А.И. Разработка математической модели сложнопостроенных коллекторов, содержащих нетрадиционные ресурсы нефти и газа [Текст]. / А.В. Петухов, И.В. Шелепов, А.А. Петухов, А.И. Куклин // «Газовая промышленность». -2012. -№676 (спецвыпуск). - с. 64-70.

3. Куклин А.И. Степенной закон и принцип самоподобия при изучении трещиноватых нефтегазоносных коллекторов и гидродинамическом моделировании процесса разработки [Текст]. / А.В. Петухов, И.В. Шелепов, А.А. Петухов, А.И. Куклин // «Нефтегазовая геология. Теория и практика». - 2012. - Т. 7. - №2.-http://www.ngtp.rU/riib/3/33 2012.pdf.

4. Kuklin A.I. Origins and Integrated Exploration of Sweet Spots in Carbonate and Shale Oil-Gas Bearing Reservoirs of the Timan-Pechora Basin [Текст].A.V. Petukhov, A.I. Kuklin, A.A. Petukhov, L.C. Vasquez Cardenas, P.V. Roschin. SPE/EAGE European Unconventional Resources Conférence and Exhibition, Vienna, Austria, 25-27 February 2014. - https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-167712-MS.

РИЦ Горного университета. 09.02.2015. 3.86. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21 -я линия, д.2

1877

2014356833