Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии вскрытия пласта в нефтяных и водонефтяных зонах бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии вскрытия пласта в нефтяных и водонефтяных зонах бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения"

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА В НЕФТЯНЫХ И ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОНАХ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА МУСЛЮМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность 2S.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2005 г.

Работа выполнена в ЗАО "Меллянефть", и НПО «Нефгегазтехнология»

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

кандидат технических наук Тазиев Марат Миргазияиович

доктор геолого-минералогических наук, профессор,

ХаЙрединов Нил Шахиджанович

кандидат технических наук, Тимашев Эрнст Мубаракович

НГДУ «Уфанефть» АНК «Башнефть»

Защита состоится 24 марта 2005 г. в П-30 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01 при Государственном унитарном предприятии "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУП "ИПТЭР"), по адресу: 450055, г.Уфа, пр. Октября, д. 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУП "ИПТЭР").

Автореферат разослан 21 февраля 200$ г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Огромные запасы нефти на территории России, Б ТОМ числе и на месторождениях Урало-Поволжья, расположены в водонефтяных зонах. Обширным промысловым опытом и теоретическими трудами многих исследователей установлено, что при разработке залежей, подстилаемых подошвенной водой, достигается относительно низкий коэффициент нефтеизвлечения, причем разработка сопровождается большим отбором попутно добываемой воды, обусловленным образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.

Одной из основных проблем при их разработке является вопрос об оптимальной степени вскрытия пласта. При наличии контакта между нефтеносной и водоносной зонами пласта (в условиях незначительного влияния переходной зоны) быстрое обводнение продукции скважин неизбежно из-за процесса конусообразования. Методы борьбы с конусообразованием связаны с определением оптимальных депрессий на пласт и интервалов перфорации. Однако, эти меры дают временный эффект. Вместе с тем, несовершенное вскрытие нефтенасыщенной части пласта с ВНЗ приводит к значительному снижению продуктивности скважины и потерям части подвижных запасов нефти. Поэтому совершенствование различных вариантов вскрытия пласта с ВНЗ может дать значительное увеличение добывных возможностей скважин, как новых, так и находящихся в эксплуатации. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы и разработке рекомендаций по интенсификации притока нефти.

Цель работы. Совершенствование технологий разработки водонефтяных зон на основе определения оптимальных схем перфорации пласта.

Основные задачи исследований.

1. Уточнение, систематизация и схематизация геологического строения залежей нефти бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения, приуроченных к водонефтяным зонам;

2. Установление зависимости показателей разработки скважин, эксплуатирующих залежи ВНЗ, от особенностей их геологического строения, схем перфорации и режимов эксплуатации;

3. Определение оптимальных схем перфорации добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатирующих залежи ВНЗ, с целью увеличения выработки запасов нефти при различных режимах фильтрации пластовых флюидов;

4. Разработка методики определения оптимальной ПЛОТНОСТИ перфорационных отверстий нефтенасыщенной и водокасьщекной

частей пласта в добывающей скважине для увеличения охвата воздействием на запасы нефти;

Методы исследований. Поставленные задаче решены с использованием современных методов обработки статистической информации, а также с применением математического моделирования на основе современных вычислительных методов.

Научная новизна.

1. По фактическим данным эксплуатации скважин бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения и на основе схематизации строения залежей нефти ВНЗ установлены наиболее вероятные механизмы обводнения продукции скважин.

2. На основе математического моделирования исследованы различные схемы перфорации пласта, приуроченного к водонефтяной зоне, в добывающих и нагнетательных скважинах. Показано, что «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая скважина перфорирована на- нефтенасыщенный интервал пласта, а нагнетательная - на водонасыщенный, обеспечивает максимальный КИН при средних остальных показателях - темпе отбора, накопленных закачки и отборов жидкости.

3. В результате проведенного в работе анализа оптимальности различных схем перфорации пласта контактной ВИЗ доказана целесообразность (технологическая и экономическая) полного вскрытия перфорацией всего нефтенасыщенного интервала. При этом потери от добычи дополнительных объемов воды компенсируются дополнительной добычей нефти и сокращением затрат на эксплуатацию скважины за весь срок разработки.

4. Показано, что при эксплуатации залежи нефти, относящейся к контактной ВИЗ с подошвенной водой, в результате частичного вскрытия перфорацией нефтенасыщенного интервала пласта происходит потеря части подвижных запасов нефти из-за оттока нефти в водонасыщениую область пласта. Для извлечения этих запасов нефти и уменьшения негативных последствий образования водяного конуса предложена схема перфорации, включающая вскрытие нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов пласта с различной плотностью перфорационных отверстий.

Основные защищаемые положения. 1. Метод оценки соотношения проводимостей водонасыщенной и нефтенасьпцеиной зон пласта по результатам фактической эксплуатации скважин, позволяющий адаптировать фильтрационную модель пласта ВИЗ к реальным показателям разработки и анализировать гидродннамкческие характеристики призабойной зоны единичных скважин.

2. Методика определения оптимальной схемы нерфорашш пластов ВНЗ при разработке залежи в естественно-упругом к водонапорном режимах.

3. Технология эксплуатации нефтяных залежей, приуроченных к ВНЗ, с использованием схемы перфорации, предусматривающей вскрытие нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов пласта с различной плотностью перфорационных отверстий.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и численного исследования на ПЭВМ, анализа, апробации результатов на промысловых объектах.

Практическая ценность.

1. Результаты работы использовались при определении наиболее вероятных источников обводнения продукции добывающих скважин, эксплуатирующих залежи нефти ВНЗ бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения, и выработки геолого-технических мероприятий по снижению обводненности,

2. Применена в промысловых условиях методика определения оптимальной схемы перфорации при вводе новых скважин из бурения и передана для практического использования.

3. На основе проведенного анализа состояния выработки запасов по перфорированным пластам бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения выявлены значительные резервы возможной интенсификации отборов за счет выбора оптимальной схемы перфорации по 18 скважинам. Проведенные мероприятия позволили добыть дополнительно 12,087 тыс. т нефти с экономическим эффектом 11,7 млн.рублей.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на научно-технических совещаниях ЗАО «Нефтеконсорциум» (г. Альметьевск, 2000-2004 г.г.), на Научно-технических Советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2000-2004 г.г.), на секции разработки нефтяных месторождений института «ТатНИПИнефтъ», на заседаниях РТКР (г. Казань, 2002-2004 г.г.), на Научно-технических Советах НГДУ «Джалильнефть» (2002-2004 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 статей в НТЖ «Нефтепромысловое дело», в том числе 10 статей написаны в соавторстве к 1 статья самостоятельно. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Нефтегазтехнологш», НГДУ «Джалильнефть», ЗАО «Кара Алтын», ЗАО «АЛОЙЛ», ЗАО «Меллянефть». В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач и методов исследования, обобщение полученных результатов, апробация и авторский надзор за внедрением.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глаз, основных выводов и рекомендаций, приложения, изложена на 151 страницах машинописного текста и содержит 58 рисунков, 17 таблиц, список использованных источников из 104 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к/г.н. Тазиеву М.М., научному консультанту д.т.н. Хисамутдинову Н.И., а также работникам НПО «Нефтегазтехнология» и коллективу ЗАО «Меллянефть» за помощь и советы при выполнении работы.

Содержание работы.

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

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по проблеме строения и классификации залежей нефти, приуроченных к водонефтяным зонам, особенностям их разработки, а также обзору существующих технологий нефтедобычи из ВНЗ. Основные исследования по данной проблеме в разные годы выполнялись ведущими нефтяными и научными центрами страны: Татарстана (ТатНИПИнефть. «Татнефть», малые предприятия и научно-внедренческие компании), Башкортостана (БашНИПИнефть, «Башнефть»), Западной Сибири («ТюменНИИгиггрогаз», Тюменский государственный нефтегазовый университет, корпорация «СибИНКОР», ОАО «СибНИИНП»), Москвы (ВНИИнефть, ИПНГ РАН, РМНТК «Нефтеотдача»), и отражены в работах Н.Ф. Иванова, В.Д. Лысенко, Д.М. Миллионщикова, Н.С. Пискунова, АГЬ Телкова, И.А. Парного, Р.Г. Абдулмазитова, И.И. Абызбаева, ВА Блажевича, Р.Г. Габдуллина, С.Н. Закирова, И.И. Клещенко, Е.В. Лозина, Р.Х. Муслимова, Р.Я. Нугаева, В.М. Орлииского, ММ. Сатарова, СВ. Сафронова, Р.Г. Сулейманова, С.А. Султанова, В.Г. Уметбаева, Н.И. Хисамутдинова, Н.Ш. Хайрединова, В А Харькова и других.

Опыт разработки водонефтяных зон показал, что извлечение нефти из залежей, подстилаемых подошвенной водой, характеризуется относительно низким коэффициентом нефтеотдачи, причем разработка сопровождается большим отбором попутно добываемой воды, обусловленным образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды. На сегодняшний день решены многие теоретические задачи, описывающие динамику изменения характера ВНЗ и ВНК в процессе разработки; создано значительное количество технологий и способов, позволяющих для различных геолого-промысловых условий повысить степень и интенсивность выработки водоплавающих зон.

В то же время необходимо отметить, что в связи с большим разнообразием геологаческих характеристик продуктивных коллекторов и физико-химических свойств пластовых флюидов не представляется возможным создание универсальной методологии по реализации оптимального алгоритма разработки всех водонефгяных зон любого месторождения. В этом свете представляется единственно верным подходом для достижения наилучшего результата при изучении конкретного объекта разработки как можно более достоверное и полное изучение всех характеристик изучаемого объекта с последующей выдачей конкретных рекомендаций на базе существующих решений и технологий с максимальным учетом особенностей рассматриваемого объекта.

Основными параметрами, значимо влияющими на показатели разработки водонефтяных зон, по ранее опубликованным литературным источникам являются:

• особенности геологического строения продуктивных пластов ВНЗ;

• характер площадного распространения водонефтяных зон и степень их выдержанности;

• соотношение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), литологической выдержанности и мощности водо- и нефтенасыщенных интервалов коллектора;

• характер и состояние переходной зоны «вода-нефть», а также текущее состояние зеркала ВНК;

• реализуемые дебиты добывающих скважин, темпы отбора и закачки, и обусловленные этим величины депрессии и репрессии на пласт;

• местоположение интервалов перфорации добывающих и нагнетательных скважин, методы и технологии вторичного вскрытия пластов;

• обоснованность и интенсивность проведения обработок призабойных зон пласта и иных геолого-технологических мероприятий.

Обзор и анализ существующих технологий разработки ВНЗ позволяет сделать следующие выводы:

1. Задача оптимизации разработки водоплавающих залежей является многокритериальной, так как полнота и интенсивность выработки запасов из ВНЗ обусловлена рядом взаимосвязанных геологических, технических и технологических факторов.

2. Ряд оптимизационных и технологических задач, связанных с особенностями разработки обширных водонефтяных зон площадного развития и малой нефтенасыщенной толщины, технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов, подстилаемых водой, установления режимов отбора нефти и технологии их осуществления, разработки и испытания новых

технологий отбора в добывающих скважинах, требуют дальнейшего совершенствования и развития. 3. Механизм физико-химических процессов, протекающих в коллекторе при разработке водонефтяных зон и динамики изменения водонефтяного контакта во времени, изучен недостаточно полно.

В связи с этим представленные в работе исследования являются актуальными.

Во второй главе приведено описание геологического строения и состояния разработки основного объекта исследований диссертационной работы - бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения. Здесь также изложены результаты статистического моделирования процессов нефтеизвлечения из продуктивных пластов исследуемого объекта и приведена методика оценки соотношения проводимостей водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта по результатам фактической эксплуатации скважин.

Залежи, где сосредоточены основные запасы нефти исследуемого объекта, относятся к самом)' неблагоприятному для разработки типу (по классификации Р.Х Муслимова, это ВНЗ третьего типа - ВНЗ площадного развития (широкие полосы, поля)) (рисунок 1).

Рисунок 1. Фрагмент карты начальных нефтенасыщенных толщин бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения с накопленными отборами нефти и жидкости. Линии с двумя точками - внешний контур ВНЗ, с одной - внутренний.

Для описания основных гидродинамических схем фильтрации пластовых флюидов к забою добывающих скважин, эксплуатирующих указанные выше залежи ВНЗ, необходимо опираться на основные схематические типы строения залежи, которые могут быть представлены следующим образом (рисунок 2):

1. Единый продуктивный пласт с нефтенасыщенным верхним интервалом и водонасыщенной нижней частью с хорошей гидродинамической связью между нефте- и водонасыщенными зонами.

2. Наличие между нефте- и водонасыщенными интервалами продуктивного горизонта низко или условно непроницаемого пропластка той или иной литологической выдержанности.

3. Нахождение нефтенасыщенного пропластка в окружении водокасыщенных интервалов как снизу, так и сверху по простиранию.

4. Наличие сложного геологического строения нефтеводонасыщенной зоны с чередованием нефтенасыщенных пропластков различных фильтрационно-емкостных свойств.

Каждый из вышеназванных типов строения ВНЗ предполагает разделение на детализированные варианты в зависимости от геологического строения конкретных пропластков и особенностей перфорации пласта.

Исследование динамики фактических показателей эксплуатации скважин ВНЗ позволяет выделить четыре источника обводнения добываемой продукции (при технически герметичных скважинах):

пластовая или реликтовая вода при пониженных значениях начальной нефтенасьпценности коллекторов

подошвенная вода, подтягиваемая к забоям скважин в виде конусов

обводнения или прорывающаяся по различным каналам в

/„ ВНЗч.

низкопроницаемых и даже глинистых пропластках законтурная вода, при хорошей гидродинамической связи законтурных вод с призабойной зоной скважин закачиваемая в нагнетательные скважины вода

Анализ геологического строения и особенностей разработки залежей объекта исследований продемонстрировал сложные условия эксплуатации скважин. Большинство из них на настоящем этапе разработки месторождения характеризуются значительными показателями обводнения продукции. Скважины, относящиеся к «классическим» водонефтяным зонам, в среднем характеризуются значительно более высоким уровнем обводнения. В то же время, как для скважин условных ЧНЗ, так и для типичных ВНЗ, существует ряд примеров стабилизации уровня обводнения или даже его снижения без проведения каких-либо ВИР. Следовательно, характер обводнения продукции скважин с активными подошвенными водами является

___ - вефгензсыщенная зона II, 1П...4 - нефть

Г I - переходная зона ПЗ - переходная зона

> I - водонасыщенная зона В - вода

- неголлектор (экран) ВЭ - выдержанный экран

[] - скважина СЭ - слабовыдержанпый экран

; - интервал перфорации

- напракиние гидродинамических потоков - • ■ - - фронт обводнения

А - возможные заколокныв перетока

Рисунок 2. Схематизация вариантов геологического строения и разработки ВНЗ.

многокритериально мотивированным процессом, а его интенсивность зависит от целого ряда факторов как геологического, так и технологического рода. Для выяснения данной взаимосвязи на основе промысловой и геофизической информации для скважин бобриковского горизонта была создана статистическая модель процесса, которая продемонстрировала наличие следующих закономерностей. Наиболее статистически устойчивыми являются взаимосвязи между обводненностью и параметрами участка, характеризующими степень выработки запасов, начальную нефтенасыщенность коллектора, перфорированную мощность пласта, долю перфорированной мощности в общей мощности пласта, проницаемостные свойства водонасыщенного интервала. Чем выше накопленная добыча нефти (выработка запасов нефти) тем выше текущая обводненность. Чем выше начальная нефтенасьпценность пласта, тем ниже текущая обводненность. Чем выше проницаемость водоносного пласта, тем выше текущая обводненность. Чем больше перфорированная мощность пласта, тем выше текущая обводненность. С другой стороны, чем выше доля перфорированной части коллектора в общей мощности пласта, тем ниже текущая обводненность. Т.е. имеется некоторая оптимальная схема перфорации, при которой может быть достигнут минимум текущей обводненности. Кроме того, существует устойчивая взаимосвязь между текущей обводненностью и наличием подошвенных вод. Текущая обводненность выше для пластов с подошвенной водой и при наличии водоносных пластов в рамках рассматриваемого горизонта и меньше, если ближайший водоносный пласт принадлежит иному горизонту. Менее устойчивой является взаимосвязь между текущей обводненностью и забойным давлением. Однако, на 85 % уровне достоверности такая взаимосвязь существует. Чем выше забойное давление (меньше депрессия на пласт) - тем ниже текущая обводненность.

На основе рассмотренной статистической модели была предложена методика оценки соотношения проводимостей водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта по результатам эксплуатации скважин.

В пластах с подошвенной водой перфорация, как правило, осуществляется на некотором расстоянии от водонефтяного контакта в прикровельной части нефтенасыщенной зоны пласта (рисунок 2). При этом между нижней границей интервала перфорации и водонефтякым контактом распологаются нефтенасыщекные коллектора и глинистые прослои, которые могут являться своего рода водоизолирующими экранами.

Доля каждого источника обводнения в продукции скважин представляется в виде:

где - обводненность добываемой жидкости

соответственно, пластовсй (реликтовой), подошвенной, законтурной и закачиваемой водой.

Обводненность добываемой жидкости по скважинам, расположенным на удалении от законтурной водоносной области при отсутствии закачки воды в пласты, в соответствии с выражением (1) будет иметь вид: В—В^+В?1*3.

Определим обводненность добьюаемой жидкости из-за наличия в пласте реликтовой подвижной воды (В™). Для этого, по данным геофизических исследований скважин (ГИС) в интервале перфорации рассчитываются средневзвешенные по толщине значения проницаемости и средневзвешенные по толщине и проницаемости значения начальной нефтенасьпценности коллекторов. Для выделенной группы скважин строится график зависимости средневзвешенной начальной нефтенасьпценности от проницаемости с получением соответствующей корреляционной зависимости. Затем, для каждой скважины по данным эксплуатации (текущие и накопленные отборы нефти и жидкости) определяется накопленный водожидкостной фактор (ВЖФ), представляющий собой отношение накопленных отборов воды к накопленной добыче жидкости, и строится графическая зависимость ВЖФ от накопленной добычи жидкости, нефти или суммарного времени эксплуатации скважины. Аппроксимацией начального участка этой зависимости на оси ВЖФ отсекается значение соответствующее начальной обводненности добьюаемой жидкости. Для исследуемого объекта строится зависимость начальной обводненности продукции скважин от начальной нефтенасыщенности коллекторов.

Величина обводненности в поверхностных условиях из-за подтягивания подошвенных вод (В ) связана с фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов зависимостью:

гАК-К)

»ВЯЗ __Р,__(2)

~ ГЛК-К) ^/ЛК-КУ

№. «-Ми

где (ка'Ьв) - проводимость водоносной области пласта в зоне ниже интервала перфорации, мкм2-м, (кн'Ин) - проводимость нефтенасыщенной области пласта в зоне интервала перфорации, мкм2-м, Ун, Ть - удельный вес нефти, воды в пластовых условиях, т/м3, Цд, -вязкость нефти, воды в пластовых условиях, мПа-с, в - пересчеткый коэффициент (коэффициент усадки пластовой нефти), равный обратной величине объемного коэффициента нефти, доли ед.

Тогда отношение гидропроводностей нефте- и водонасыщенных

интервалов определяется как

_ 7. (3)

%-КУМш в.г.(_1_^

° '« V /

В предложенном методе оценкз соотношения проводимостей водонасьщенной и нефтенасыщенной зон пласта проводится с использованием результатов фактической эксплуатации скважин (таблица 1). Полученные результаты в дальнейшем используются для адаптации фильтрационной модели пластсз с водонефтяными зонами к реальным показателям разработки.

Таблица 1. Пример определения соотношения проводимостей водоносной и нефтеносной зон пласта

В третьей главе работы приведены результаты исследований различных схем перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих залежи контактной ВНЗ в естественно-упругом и водонапорном режимах

Ранее (глава 2) отмечалось, что, согласно выводам статистического моделирования, имеется некоторая оптимальная схема перфорации, при которой может быть достигнут минимум текущей обводненности. В связи с этим была рассмотрена детерминированная математическая модель фильтрации пластовых флюидов к забою добывающей скважины, эксплуатирующей залежь контактной ВНЗ в естественно-упругом режиме. Исследования были направлены на поиск такой оптимальной схемы перфорации пласта, при которой достигается максимум нефтеизвлечения при минимальных затратах ресурсов нефтедобывающего предприятия. Процесс водонапорного вытеснения описывался в рамках модели "black oil". Уравнения фильтрации двухфазной жидкости в предположении малости капиллярного давления, и незначительности величины гравигациоБных сил, имеют вид:

фазах, К/ - проницаемость /-той фазы, ц, - вязкость /-той фазы, 8,- -насыщенность /-той фазы, ш - пористость коллектора, р,- -коэффициент сжимаемости /-той фазы, - упругоемкость скелета пласта, мощность объемного источника или стока 1 - ой фазы, 1 принимает значения о (нефть) и ^ (вода). Модель пласта ВИЗ приведена на рис. 3.

а б

Рисунок 3. Профильная линейная модель пласта водонефтяной зоны.

Штриховкой показан водонасыщенный объем залежи, закрашенным прямоугольником - интервал перфорации добывающей скважины. Изолиниями показаны: на рисунке а - поле давления, на рисунке б -поле водонасыщенности

Предположим, что движение пластовых флюидов поддерживается созданием постоянного перепада давления на входе и выходе из пласта, а кровля и подошва пласта являются непроницаемыми. На вход в пласт подается вода, Было рассмотрено четыре варианта перфорации пласта. За базовый вариант принято совершенное вскрытие, когда и водонасьпценный и нефтенасыщенный интервалы пласта перфорированы. Рассмотрены следующие варианты перфорации: 1) - 1.0, 2) - 0.75, 3) - ОД 4) - 0.25 от общей толщины

пласта. Необходимо отметить, что для вариантов 2 -4 перфорирована только нефтенасыщенкая часть пласта.

Анализ динамики полей насыщенности при различных схемах перфорации добывающей скважины показал, что при частичной перфорации пласта (нефтенасыщенной его части) происходит перемещение доли запасов нефти в зодокасыщенкую область пласта. При этом часть нефти остается фактически потерянной для нефтеизвлечения.

Для сравнения вариантов с различной перфорацией были построены характеристики вытеснения. Установлено, что максимальный объем добытой нефти обеспечивает вариант перфорации, при которой вскрывается практически вся нефгенасьпценная часть пласта При этом данный вариант характеризуется более

низким (по сравнению с базовым) объемом добытой жидкости, который практически равен накопленному объему жидкости для варианта 3 (НрггО.5) и незначительно отличается от накопленного объема жидкости для варианта 4

1 -

5 0.9-

X Ч

I А ° 8 -51 °-7

!|о.б.

" ® г. с

I 8

I о 0.4 -

X

к л

¡¡0.3-

| I 0.2 -

I з

о

Рисунок 4. Характеристики вытеснения для различных вариантов перфорации пласта

Таким образом, с точки зрения технологических критериев, оптимальным является максимальная перфорация нефтенасыщенной части пласта (вариант Для оценки оптимальности данного

варианта с учетом экономических показателей, выполнен расчет экономической эффективности вариантов. Экономическая оценка вариантов осуществлялась на основе "Методических рекомендаций по

0.2 0.4 0.6 0.8 1

накопленная добыча жидкости в долях от максимальной по вариантам, д. ад.

оценке эффективности инвестиционных проектов" и "Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтякых месторождений" (РД 153-39-007-96), а также согласно основным положениям Закона «О недрах». Основным экономическим критерием выбора предпочтительного варианта взят накопленный чистый дисконтированный поток наличности (ЕКРУ). В качестве исходных данных для расчетов использовались экономические показатели деятельности ЗАО «Меллянефть». Цена на нефть на внутреннем рынке взята равной 2974 руб./т.

Анализ зависимости от ряда экономических показателей

деятельности предприятия выявил сильную зависимость его от условно-постоянной составляющей затрат на эксплуатацию скважины (рис. 5). При этом варианты с максимальным темпом отбора запасов нефти обладают наилучшими экономическими показателями. В интервале значений условно-постоянной составляющей затрат на эксплуатацию скважины от 100 до 600 тыс.руб/скв. максимальным значением ЕЫРУ обладает вариант 2 (Ирт^)^).

Рисунок 5. Зависимость £ КРУ от условно-постоянной составляющей затрат для различных вариантов перфорации пласта

Одним из направлений в совершенствовании систем разработки ВНЗ является оптимизация систем заводнения коллекторов. При этом немаловажную роль играет схема перфорации пластов в добывающих и нагнетательных скважинах.

Дтя определения оптимальной (с точки зрения достижения максимального КИН) схемы перфорации было рассмотрено несколько вариантов. За базовый вариант принималась разработка залежи в естесгвенно-упругом режиме, предполагая наличие активной водонасыщеннсй зоны, обеспечивающей постоянное давление, разное начальному пластовому на входе в пласт. Со стороны добывающей скважины (выход из пласта) перфорирована нефтешсыщенная часть пласта. Первый вариант гфедусматривает организацию системы заводнения. При этом предполагается идеальное вскрытие пласта в нагнетательной скважине, т.е. перфорируется вся толщина пласта. Во втором варианте как в добывающей, так и в нагнетательной скважине перфорируются равные интервалы нефтенасыщенной части пласта. Для третьего варианта выбрана «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая скважина перфорирована ка нефтенасыщенный интервал пласта, а нагнетательная - на водонасыщенный. Для сравнения рассмотрен четвертый вариант схемы перфорации коллектора, когда и в добывающей, и в нагнетательной скважине перфорируется вся толщина пласта.

Сравнение технологической эффективности вариантов проведено с помощью характеристик вытеснения. Использовались характеристики вытеснения, построенные в координатах: рИ (накопленная добыча нефти) - От (накопленная добыча жидкости). Полученные результаты приведены в таблице 2 и на рисунке 6. Показано, что вариантом с наибольшим коэффициентом нефтеизвлечения является «перекрестная» перфорация пласта, когда добывающая скважина перфорирована на нефтенасыщенный интервал пласта, а нагнетательная - на водонасыщенный. Данная схема обеспечивает наиболее полное извлечение запасов нефти, т.к. при этом потери нефти, связанные с ее перетоком из нефтенасыщенной в водонасыщенную части коллектора, отсутствуют.

_Таблица 2.

Показатели в долях от максимального значения по

вариантам разработки, д.ед.

Вариант время достижения предельной обводненности накопленная добыча нефти накопленная добыча жидкости накопленная закачка воды КИН

базовый 1.000 0.959 0.789 1.000 0.530

1 0.490 0.903 0.776 0.996 0.528

2 0.502 0.870 0.769 0.763 0.524

3 0.591 1.000 0.322 0.811 0.545

4 0.446 0,962 1.000 0.963 0.527

накопленная довыч» жидкости ■ долях от мкеимюмоге значения по вариантам, д.»д.

Рисунок 6. Характеристики вытеснения для различных схем перфорации пласта

Таким образом, «перекрестная» схема перфорации обеспечивает максимальный КИН при средних остальных показателях - темпах отбора, накопленной закачки и накопленных отборов жидкости. По сравнению с базовым вариантом данная схема дает прирост КИН на 1.5 %, темпы отбора возрастают более чем на 40 %.

Приведенная универсальная методика расчета оптимальности вскрытия нового и старого фонда скважин имеет многовариантность. Практически каждая скважина с результатами исследования ГИС и ГДИС является объектом расчета, включающего 12 типовых вариантов (рисунок 2) строения залежи ВИЗ и схем ее эксплуатации. Например, одним из вариантов может быть схема перфорации, когда водоносные и нефтеносные интервалы перфорируются с разной плотностью перфорационных отверстий.

В четвертой главе приведены результаты исследования новой схемы перфорации добывающей скважины, когда одновременно перфорируется как нефтенасыщенный, так и водонасыщенный, интервалы пласта, но с разной шютностью перфорационных отверстий.

Представлено моделирование процесса выработки запасов нефти бобриковско-тульского горизонта вновь пробуренной скважины 850р. Эксплуатационный объект представлен пятью пропластками с разными филырационно-емкостными характеристиками (таблица 3). Пропласток 5 имеет неясный тип насыщающего флюида. Опробование показало наличие в нем значительного объема подвижной пластовсй воды. Предполагается, что пропласток 5 - слабо нефтенасыщенный с

нефтенасыщенностью 0.5. Рассматривались варианты перфорации скважины для следующих возможных случаев (рис. 7); базовый • вскрыш 1 и 2 пропластки; варианты - вскрыты I, 2 и 5 (с различной плотностью перфорационных отверстий) пропластки. Изменение числа перфорационных отверстий задавалось на модели изменением продукгизности фильтрационного блока, моделирующего призабойную зону пропластка 5. Затем по графикам В.Й. Щурова определялась плотность перфорационных отверстий, соответствующая данной продуктивности фильтрационного блока.

Таблица 3. Параметры коллектора в районе скважины № 850 р

Абсолютная Фазовая

Про Нефтсна- проницае- проница- Порис- Нефкнасы-

плас еыщеиная мость емость тость, щенность, С

ток толщина, м коллектора, д коллектора по нефти, Д дед. д.Ед.

1 1.4 1,942 0,8209 0,264 0,742 0,17

2 1,6 1,508 0,6477 0,254 0,795 0,37

3 1,4 1,5653 0,6708 0,25 0,844 0,42

4 0,6 1,5633 0,6708 0,256 0,774 0,35

5 V 1,4399 0,6202 0,252 0,5 0,36

О 0.1 0.2 ,0.3 0.4 05 0 8 0.7 0.8 0.8 1 мкеалаигля добыч* жидкости я долях от мскекмалык>гозк«ч«<хя до

ирмит«чд.«д.

Рисунок 7. Характеристики вытеснения различных вариантов перфорации пластов в скважине §50р

В результате многовариантного моделирования показано, что для условий залежи бобрнковского горизонта в районе скважины 850р оптимальное снижение продуктивности призабойной зоны пропластка 5 составляет 40 раз, Определим соотношение числа перфорационных отверстий, необходимое для оптимального снижения продуктивности призабойной зоны пропластка 5. Согласно формуле Дюпюи для несовершенных скважин соотношение продуктивностей для разных степеней и характеров вскрытия имеет^вид:

где - радиус контура питания скважины, Г0 - радиус скважины (по радиусу долота), С], Сг - поправки Щурова (С] • поправка на несовершенство скважины по степени вскрытия, - поправка на несовершенство по характеру вскрытия). При дальнейших расчетах полагалось, что диаметр скважины составляет 0.3 м, средняя глубина перфорационных каналов - 0.03 м, диаметр каналов - 0.012 м. Из уравнения (5) определяется значение для которого при известных значениях параметров по графикам Щурова определяется плотность перфорации. Расчет показал, что снижение плотности перфорационных отверстий должно составить 36 раз.

Основные выводы и рекомендации.

Изложенные в диссертационной работе результаты исследований позволяют сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Разработаны методические подходы, позволяющие по фактическим данным эксплуатации скважин и на основе схематизации строения залежей нефти ВНЗ устанавливать наиболее вероятные источники обводнения продукции скважин.

2. Предложен метод оценки соотношения проводимостей водонасыщенной и нефтекасыщенной зон пласта по результатам фактической эксплуатации скважин, позволяющий адаптировать фильтрационную модель пласта ВНЗ к реальным показателям разработки и анализировать гидродинамические характеристики призабойной зоны единичных скважин.

3. На основе математического моделирования исследованы различные схемы перфорации пласта, приуроченного к ведонефтяной зоне, в добывающих и нагнетательных скважинах. Показано, что «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая скважина перфорирована на нефтенасыщенный интервал пласта, а

нагнетательная - на водонасыщенный, обеспечивает максимальный КИН при средних остальных показателях - темпе отбора, накопленных закачки и отборов жидкости.

4. При эксплуатации залежи ВНЗ в естественно-упругом режиме проведенный в работе анализ оптимальности различных схем перфорации пласта показал высокие в данном случае резервы (технологические н экономические) полного вскрытия перфорацией всего нефтенасыщенного интерзала. При этом потери от добычи дополнительных объемов воды компенсируются дополнительной добычей нефти и сокращением затрат на эксплуатацию скважины.

5. Показано, что при эксплуатации залежи нефти, относящейся к контактной ВНЗ с подошвенной водой, в результате частичного вскрытия перфорацией нефтенасыщенного интерзала пласта происходит потеря части подвижных запасов нефти из-за оттока нефти в водонасьпценную область пласта. Для извлечения этих запасов нефти и уменьшения негативных последствий образования водяного конуса предложена схема перфорации, включающая вскрытие нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов пласта с различной плотностью перфорационных отверстий.

6. Создана методика определения оптимальных интервалов перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны и их влияния на КИН, которая может быть использована для определения оптимального интервала перфорации для вновь пробуренных скважин и скважин старого фонда.

7. Разработанные рекомендации реализованы на 17 скважинах Муслюмовского месторождения с дополнительной добычей нефти 12,087 тыс.т с экономическим эффектом 11679 тыс.руб.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях

1. Гильманова Р.Х., Мельников М.Н., Мустаева Э.Р., Гаева Н.В., Круглов М.П., Чукашев ВЯ Анализ точности сейсмических структурных карт на примере Тавельского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С.8-13.

2. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Особенности численного моделирования процессов нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов, М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С.50 -55.

3. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафик Р.В., Тазяев М.М., Чукашез В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти. М.: ОАО

ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С73 -77.

4. Сарваретдиноз Р.Г., Гильманова Р.Х., Салихов М.М., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Определение начальных извлекаемых запасов нефти по данным истории разработки нефтяной залежи. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 7.-C.13 -15.

5. Жеребцов В.Е., Буторин О.И., Насибуллин М.Г., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Коряковцев В.М. Анализ эффективности эксплуатации нагнетательных скважин башкирского яруса на Тавельском месторождении. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 2004.-№ 9.-С.38 - 42.

6. Зарипов P.P., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Алексеев Д.Л, Буторин О.О., Сагитов Д.К. Анализ применяемых технологий ограничения водопритока на Тавельском месторождении. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 9.-С.51 - 54.

7. Ананьев В.В., Шайхутдинов P.M., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Геологические' и технологические аспекты рациональной разработки мелких залежей нефти бобриковского горизонта нижнего карбона Республики Татарстан. ML: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 11 .-С. 34-36.

8. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Буторин О.И., Владимиров И.В. Водогазовое воздействие - перспективный метод увеличения нефтеотдачи месторождений с карбонатными коллекторами. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2ОО5.-№ 1,- C.42 - 49.

9. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтякых зон нефтяных залежей. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2OO5.-№ 1.-C. 2933.

10. Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Кипоть В.Л. Моделирование геологического строения на этапе разбуривания залежей нефти Муслюмовского месторождения. Интервал, 2003.-№ 2 (49),-С17 -26.

П. Ч)кашев В.Н. Характер зависимости текущей обводненности от реализуемых параметров разработки водоплавающих залежей Муслюмовского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2005.-№ i.-c \g~ 22.

Соискатель • В.Н. Чукашев

25.00

Подписано к печати 22.01.2005 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии.

Тираж 100 экз. Уч.-изд. л. 1,62; усл.-печ. л. 1,25 _

- ----------I--) ^----------

Республиха Башкортостан, 450075, г. Уфа,

Тел.(3472)35-77-19

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Чукашев, Виктор Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПРОБЛЕМЕ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 . Общие положения.

1.2 .Основные теоретические исследования проблемы и результаты их реализации.

1.3. Схематизация гидродинамических моделей фильтрации двухфазной жидкости в водонефтяных зонах.

1.4. Основные технологии борьбы с подошвенными водами.

1.4.1. Изоляция притока подошвенных вод путем применения специальных составов и регулирования разработки.

1.4.2. Способы оптимизации разработки водонефтяных зон изменением интервалов перфорации флюидосодержащих коллекторов.

1.4.3. Повышение эффективности разработки ВНЗ технологией бурения и обустройства скважин.

1.4.4. Комплексные технологии водоизоляционных работ на обводненном фонде скважин.

ГЛАВА 2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ И

СОСТОЯНИЕ ЕГО РАЗРАБОТКИ.

2.1. Краткая тектоника бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения

2.2. Структура тульского и бобриковсковского горизонта.

2.3. Характеристика залежей бобриковского горизонта.

2.4. Фильтрационно-емкостная характеристика бобриковского горизонта.

2.5. Свойства и состав нефти, газа и воды бобриковского горизонта.

2.5.1. Физико-химическая характеристика нефти.

2.6. Краткая характеристика состояния разработки объекта исследования.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА СКВАЖИН С ВНЗ И РАЗРАБОТКА

МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОГРАНИЧЕНИЮ ОТБОРА ВОДЫ.

3.1. Оценка соотношения проводимостей водоносной и нефтеносной зон коллекторов по результатам эксплуатации скважин, расположенным в водонефтяной зоне.

3.2. Исследование изменения текущей обводненности от геологических и технологических параметров пласта водоплавающей залежи.

3.3. Определение оптимальных интервалов перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны нефтяных залежей.

3.4. Исследование чувствительности изменения обводненности продукции от забойного давления и режима работы скважин.

ГЛАВА 4. ПРИМЕРЫ РЕАЛИЗАЦИИ РАЗРАБОТАННЫХ РЕКОМЕНДАЦИЙ И

ИХ ВЛИЯНИЕ НА КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ ОБЪЕКТА С

4.1. Пример моделирования процесса выработки запасов нефти бобриковско-тульского горизонта скважиной вновь пробуренной 850 р.

4.2. Влияние интервалов перфорации нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта на коэффициент нефтеотдачи.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии вскрытия пласта в нефтяных и водонефтяных зонах бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения"

Актуальность проблемы. Огромные запасы нефти на территории России, в том числе и на месторождениях Урало-Поволжья распространены в водонефтяных зонах. Одной из основных проблем при их разработке является вопрос об оптимальной степени вскрытия пласта. При наличии контакта между нефтеносной и водоносной зонами пласта в условиях незначительного влияния переходной зоны быстрое обводнение продукции скважин неизбежно, причиной обводнения которых в большинстве случаев подошвенной водой является конусообразование. Методы борьбы с конусообразованием связаны с установлением оптимальных депрессий на пласт и выбором интервалов перфорации. Однако эти меры в период перехода добывающих скважин из безводного в водный в сочетании с несовершенным вскрытием пласта с ВНЗ приводит к значительному снижению продуктивности скважины и прямым потерям отбираемой нефти. Поэтому вопросы совершенствования различных вариантов вскрытия пласта с ВНЗ перфорацией может дать значительное увеличение добывных возможностей скважин как для новых, так и находящихся в эксплуатации. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы и разработке рекомендаций по интенсификации притока нефти.

Цель работы. Совершенствование технологий вскрытия пластов в нефтяных водоносных зонах на основе уточнения оптимальности различных схем перфорации пласта.

Методы исследований. Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации о причинах преждевременного обводнения скважин по фактическим показателям эксплуатации на Муслюмовском месторождении с применением современных вычислительных методов и обобщения результатов численных исследований для создания методики расчета плотности и местоположения зон перфорации в нефтеносном и водоносном частях пласта. Научная новизна.

1. Численно исследована по данным фактической эксплуатации скважин аналитическая связь соотношения проводимостей водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта и установлено, что при заводнении коллекторов по напластованию она в 4 - 5 раз выше, чем подошвенным способом.

2. В результате статистического моделирования связи текущей обводненности с геологическими параметрами и показателями разработки объекта установлены области оптимальных значений от накопленной жидкости, перфорированной мощности (Нперф) и доли перфорированной мощности в общей мощности (Нперф/Нн), при которых достигается минимум обводненности.

3. Разработана методика определения оптимального интервала перфорации, включающая численное моделирование процесса и исследование оптимальности вскрытия нефтеводонасыщенной части пласта перфорацией в различных вариантах их представления. Основные защищаемые положения.

1. Методика численного исследования изменения соотношения проводимостей при заводнении в нефтенасыщенную и водонасыщенную зоны.

2. Зависимость аналитической связи обводненности продукции от перфорированной мощности пласта (Нперф), доли перфорированной мощности в общей мощности пласта (НПерф/Нн) и накопленной жидкости (Жидк.нак.).

3. Методика численного моделирования процесса и исследование оптимальности вскрытия пласта перфорацией нефтеводонасыщенной части пласта, как совместно, так и раздельно.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и численного исследования на ПЭВМ, анализа и апробации результатов на промысловых объектах. Практическая ценность.

1. На основе проведенного анализа состояния выработки запасов притоком водонефтяной жидкости по перфорированным пластам бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения выявлены значительные резервы возможной интенсификации отборов за счет оптимального соотношения интервалов перфорации по 16 скважинам, проведенные мероприятия по которым позволили дополнительно добыть 12,0 тыс.т нефти с экономическим эффектом 10,8 млн.рублей.

2. Разработана и апробирована в промысловых условиях методика численного моделирования процесса вскрытия пласта перфорацией по данным ГИС при вводе новых скважин из бурения для массового внедрения.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на научно-технических совещаниях ЗАО «Нефтеконсорциум» (г.Альметьевск, 2000-2004 г.г.), на научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, 2000-2004 г.г.), на секции разработки нефтяных месторождений института «ТатНИПИнефть», на заседаниях ТРКР (г.Казань, 2002-2004 г.г.), на научно-технических советах НГДУ «Джалильнефть» (2002-2004 г.г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 статей в НТЖ «Нефтепромысловое дело», в том числе 11 статей написаны в соавторстве и I статья самостоятельно. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Нефтегазтехнология», НГДУ «Джалильнефть», ЗАО «Кара Алтын», ЗАО «АЛОЙЛ». В работах написанных в соавторстве соискателю принадлежат постановка задач, методы исследования и обобщения данных, апробация и авторский надзор за внедрением и оценкой эффективности.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 142 страницах машинописного текста и содержит 50 рисунков, 20 таблиц, список использованных источников из 104 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Чукашев, Виктор Николаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Выполненная работа позволяет сделать следующие выводы и рекомендации:

1. На основе анализа геолого-промысловых данных эксплуатации скважин с водонефтяными зонами на бобриковском горизонте Муслюмовского месторождения выявлено, что при прочих равных условиях значительное влияние на текущий дебит скважин оказывает соотношение проводимостей водоносной и нефтеносной зон коллектора, причем для исследованных конкретных скважин соотношение гидропроводностей при заводнении коллекторов по напластованию в 4 - 5 раз выше, чем при заводнении коллекторов подошвенным способом.

2.Результатами статистического моделирования связи текущей обводненности с геологическими параметрами залежи и показателями ее разработки установлено, что:

Наиболее статистически устойчивыми являются взаимосвязями между обводненностью и параметрами участка, характеризующими степень выработки запасов (Жидкнак), начальную нефтенасыщенность коллектора (Кнн), перфорированную мощность пласта (Нперф), долю перфорированной мощности в общей мощности пласта (Нперф/Нн), проницаемостные свойства водонасьпценного интервала (Кпрон в). Чем выше накопленная добыча нефти (выработка запасов нефти) тем выше текущая обводненность. Чем выше начальная нефтенасыщенность пласта, тем ниже текущая обводненность. Чем выше проницаемость водоносного пласта, тем выше текущая обводненность. Чем больше перфорированная мощность пласта, тем выше текущая обводненность. С другой стороны, чем выше доля перфорированной части коллектора в общей мощности пласта, тем ниже текущая обводненность или имеются некоторые оптимальные значения Нперф и Нперф/Нн, при которых может быть достигнут минимум текущей обводненности. Установлено также, что существует устойчивая взаимосвязь между текущей обводненностью и наличием подошвенных вод. Текущая обводненность выше для пластов с подошвенной водой и при наличии водоносных пластов в рамках рассматриваемого горизонта и меньше, если ближайший водоносный пласт принадлежит иному горизонту. Данные зависимости подтверждают все приведенные выше модели.

3.Менее устойчивой является взаимосвязь между текущей обводненностью и забойным давлением. Однако, на 85 %-ом уровне достоверности такая взаимосвязь существует. Чем выше забойное давление (меньше депрессия на пласт) - тем ниже текущая обводненность.

4. Для условий эксплуатационного фонда скважин бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения проведенный анализ не обнаружил значимой зависимости текущей обводненности от некоторых параметров (мощности и расчлененности непроницаемого раздела, влияния краевых вод). Одним из наиглавнейших параметров, влияющих на текущую обводненность являются степень выработки запасов (Жидкнак), начальная нефтенасыщенность коллектора (Анн), перфорированная мощность пласта (Нперф), доля перфорированной мощности в общей мощности пласта (Нперф/Нн), являющимися параметрами, подлежащими оптимизации при выборе режима эксплуатации скважины

5. Создана методика определения оптимальных интервалов перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны и их влияния на КИН, которая может быть использована для расчета интервала перфорации для вновь пробуренных скважин и старого фонда.

6. Установлены пределы чувствительности изменения обводненности продукции от забойного давления и режима работы скважин для четырех групп вскрытия скважиной залежи с ВНЗ — водоплавающего, с наличием непроницаемого экрана, выдержанного непроницаемого раздела и с чисто нефтяной зоной с учетом которых корректируется режим эксплуатации скважин и величина забойных давлений.

7. Разработанные рекомендации реализованы на 16 скважинах Муслюмовского месторождения с дополнительной добычей нефти 12 тыс.т с экономическим эффектом 10,8 млн.руб (приложение - акт внедрения).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Чукашев, Виктор Николаевич, Уфа

1. А. с. 1629483 СССР, МКИ 5 Е21 В 33/138, Состав для изоляционных работ в скважине / В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, И.В. Легостаева и др. БИ № 7. - 1991. - С. 91.

2. А. с. 834342 СССР, МКИ 3 Е21 В 43/132. Способ изоляции водопритоков и зон поглощений в скважинах / Е.Н. Умрихина, В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. БИ № 20.1981.-С.156.

3. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на основе изучения промыслово-геологических особенностей строения эксплуатационных объектов. Дисс. на соиск.уч.ст. докт. техн. наук. Бугульма: 2003. -268 с.

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

5. Абызбаев И.И, Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1978. - 72 с.

6. Абызбаев И.И. Группирование пластовых залежей нефти по основным геолого-промысловым параметрам / Геология нефти и газа. 1985. - № 3. - С. 54-56.

7. Абызбаев И.И. Особенности и проблемы разработки девонских залежей нефти Башкирии, находящихся в поздней стадии эксплуатации // Тр. БашНИПИнефть. Вып. 51. -С. 3-15.

8. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Башкирское книжное издательство, Уфа, 1978,72 с.

9. Абызбаев И.И., Насыров Г.Т. О факторах, влияющих на нефтеотдачу водонефтяных зон / Геология нефти и газа. 1975. - № 2. - С. 60-63.

10. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф. и др. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана.- Уфа: изд-во «Китап», 1994. 180с.

11. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра,1982.-407 с.

12. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра.- 1978. - 197 с.

13. Баишев Б.Т., Манаева Л.Б. О типизации нефтяных месторождений по характеру водонефтяных зон пластов / Тр. ВНИИ. Вып. № 54. - 1968. - С. 147-155.

14. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра. - 1981.-232 с.

15. Бондарь Н.Н., Телков А.П. Расчет продвижения границы раздела и нефтеотдачи за безводный период по удельному объему дренирования / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. - № 2. - С. 42-45.

16. В. Дюк, А. Самойленко. Data Mining. Учебный курс. СПб.: Питер, 2001, 366 с.

17. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Мингазов P.P. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2005.-№ 1.-С. -.

18. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2004.-№ 6,- С.73 77.

19. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Особенности численного моделирования процессов нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С.50 -55.

20. Волочков Н.С., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. и др. Выбор жидкости глушения скважин для условий нефтяных месторождений НГДУ «Аксаковнефть» / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб.науч.тр.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.-С.88-98.

21. Волочков Н.С., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. и др. Испытания новых химических составов ЖГС на предприятиях АНК «Башнефть» / Межвузов, сб.статей «Нефть и газ».-Уфа: УГНТУ, 1997.-№ 1.-С.31-34.

22. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: Недра, 2002. 639 с.

23. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: Недра, 1999. 285 с.

24. Гайдышев И.С. Анализ и обработка данных. Специальный справочник. СПб.: Питер.-2001.-751 с.

25. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997.-352 с.

26. Гильманова Р.Х., Мельников М.Н., Мустаева Э.Р., Гаева Н.В., Круглов М.П., Чукашев

27. B.Н. Анализ точности сейсмических структурных карт на примере Тавельского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.1. C.8-13.

28. Еникеев В.Р., Малоярославцев А.А. О методике расчета текущей нефтеотдачи ВНЗ. -НТС «Нефтепромысловое дело». ВНИИОЭНГ, 1973. - № 4.

29. Ефремов Ф.М. Некоторые вопросы разработки водонефтяных зон Манчаровского месторождения. Тр. УфНИИ. - Вып. 27. - 1969. - С. 135-145.

30. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баталова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.: - 2004.-520 е., илл.

31. Закиров С.Н., Пискарев В.И., Юльметьев Т.И. Особенности разработки водоплавающей нефтяной залежи горизонтальными скважинами / Нефтепромысловое дело. 1997. - № 8-9. - С. 4-7.

32. Закиров С.Н., Юльметьев Т.И. Относительно риска разработки тонких водонефтяных зон горизонтальными скважинами / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. - № 12. - С. 7-11.

33. Закон Российской Федерации "О недрах" (с изменениями от 10 февраля 1999г.).

34. Зарипов P.P., Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Алексеев Д.Л., Буторин О.О., Сагитов Д.К. Анализ применяемых технологий ограничения водопритока на Тавельском есторождении. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 9.-С.51 54.

35. Зейгман Ю.В., Мавлютов М.Р., Муслимов Р.Х. и др. Новые химические составы жидкостей для глушения нефтяных скважин / Башкирский химический журнал.- Уфа: Изд-во «Реактив», 1995.-T.2, № 3-4.- С. 58.

36. Кисель В.А., Абрамов Ю.С. Разработка нефтяных залежей с подошвенной водой. М.: Недра, 1978,192 с.

37. Клещенко И.И., Кузнецов Р.Ю., Сухачев Ю.В. Способ управления водяным конусом при добыче нефти в условиях двухфазной фильтрации / Нефть и газ. 1998. - № 6. - С. 25-27.

38. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Телков А.П. Приближенный способ расчета времени безводной эксплуатации несовершенной скважины с экраном на забое в нефтяной залежи с подошвенной водой / Нефтепромысловое дело. 1998. - № 3. - С. 21-23.

39. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Гейхман М.Г. и др. Составы для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины / Нефть и газ. 2003. - № 3. - 33-37.

40. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Шарипов А.У., Телков А.П., Вылегжанина JI.A. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 59 с.

41. Князев С.В. Расчет характеристики вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта с подошвенной водой / Геология и разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта. Тр. ТатНИПИнефть. - № 26. - 1974. - С. 252-259.

42. Косков В.Н., Косков Б.В. О роли ВНК и переходной зоны при изучении гидродинамической связанности геологических тел / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2003. - № 10. - С. 44-45.

43. Кравченко И.И., Иманаев Н.Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 64 с.

44. Краснова T.J1. Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1997,- № 4. С. 38-43.

45. Краснова T.JI. Применение жидкостного барьера с целью ограничения прорыва верхнего газа и подошвенной воды в нефтяной пласт и увеличения предельного дебита / Нефть и газ. 1997. - № 6. - С. 27-31.

46. Краснова T.JL, Телков А.П. Обоснование технологических режимов работы несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой / Нефтепромысловое дело. 1997. - № 4-5. - С. 2-9.

47. Краснова Т.Н., Телков А.П. Расчет безводного периода работы несовершенной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования / Нефтепромысловое дело. -1997.- №8-9.-С. 8-11.

48. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. - 152 с.

49. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1987.-247 с.

50. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат. -1963.

51. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования (утв. 21.06.99, № ВК 477).

52. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: изд-во Казанского университета, 2003.-596 с.

53. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: изд-во Казанского университета, 2003. - 596 с.

54. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2-х томах.-М.:ВНИИОЭНГ.- 1995.- т. 1.-492 с.

55. Патент РФ № 2146760, Е21 В 43/20. Способ разработки водонефтяного пласта / Галеев Г.Г., Абдулмазитов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. Заявл. 12.01.98. БИПМ № 8. - 2000. - 5 е., 1 л. ил.

56. Патент РФ № 1811245, Е21 В 43/22, 43/20. Способ разработки залежей нефти в трещиноватых пластах с подошвенной водой / Зин|туллин И.С., Зинатуллин И.С. Заявл. 08.02.1989. - Опубл. 20.01.2000. - БИПМ № 2. - С. 320.

57. Патент РФ № 2136858, Е21 В 43/16, 43/00. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Зайцев С.И., Крючков Б.Н. Заявл. 16.07.1998. - Опубл. 10.09.1999. -БИПМ № 25. - С. 427.

58. Патент РФ № 2138625, Е21 В 43/20. Способ разработки водонефтяной залежи / Нурмухаметов Р.С., Кандаурова Г.Ф., Хасанов Я.З. и др. Заявл. 06.05.1997. - Опубл.2709.1999. БИПМ № 27. - С. 308.

59. Патент РФ № 2144612, Е21 В 43/16, 43/00. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Крючков Б.Н., Зайцев С.И. Заявл. 16.07.1998. - Опубл. 20.01.2000. -БИПМ № 2. - С. 242.

60. Патент РФ № 2145665, Е21 В 43/32. Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах / Грачев С.И., Сохошко С.К., Гаврилов Е.И. и др. Заявл. 10.04.98. - Опубл.2002.2000.-БИПМ № 5 С. 395.

61. Патент РФ № 2149984, Е21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой / Хисамов Р.С., Юсупов И.Г., Сулейманов Э.И. и др. Заявл. 15.06.1998.-Опубл. 27.05.2000.-БИПМ № 15.-С. 365.

62. Патент РФ № 2151860, Е21 В 43/20. Способ разработки залежи нефти с подошвенной водой / Абдулмазитов Р.Г., Хасанов Я.З., Галимов Р.Х. и др. Заявл. 03.12.1999. - Опубл. 27.06.2000. - БИПМ № 18. - С. 380.

63. Патент РФ № 2153575, Е21 В 43/16. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Крючков Б.Н., Зайцев С.И. Заявл. 26.04.1999. - Опубл. 27.07.2000. - БИПМ № 21.-С. 500.

64. Патент РФ № 2174595, Е21 В 43/32, 33/138. Способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин / Ишкаев Р.К., Поляков В.Н., Кузнецов B.C. и др. -Заявл. 29.03.2000. Опубл. 10.10.2001. - БИПМ. № 28. - С. 246.

65. Патент РФ № 2178517, Е21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии / Гайнуллин К.Х., Разгоняев Н.Ф., Габдрахманов Н.Х. и др. Заявл. 31.03.2000. -Опубл. 20.01.2002. - БИПМ. № 2. - С. 261.

66. Патент РФ № 2182965, Е21 В 43/32. Способ изоляции пластовых вод в горизонтальных нефтяных скважинах (варианты) / Медведский Р.И., Грачев С.И., Сохошко С.К. Заявл. 19.03.2000 - Опубл. 27.05.2002.-БИПМ № 15 - С. 266.

67. Патент РФ № 2206733, Е21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод / Сохошко С.К., Штоль В.Ф. Заявл. 17.07.2000 - Опубл. 20.06.2003.-БИПМ.- № 17 - С. 733.

68. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. / Н.Ш. Хайрединов, В.Е.Андреев, К.М.Федоров и др. Уфа: Гилем, 1997.-106 с.

69. Разработка и внедрение технологии отключения обводненных пластов и ликвидации скважин в сложных геолого-технических условиях их эксплуатации: Отчет о НИР / БашНИПИнефть. Рук.В.Г.Уметбаев.-4145.-Уфа, 1994.-75 с.

70. Ручкин А.А., Мосунов А.Ю., Горбунова Е.И. и др. Особенности выработки запасов и методика планирования работ по ограничению притоков воды в массивной залежи пласта АВ4.5 на поздней стадии разработки / Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10. - С. 58-61.

71. Салаватов Т.Ш., Сулейманов Б.А., Нуряев А.С. Селективная изоляция притока жидких пластовых вод в добывающих скважинах / Нефтяное хозяйство. — 2000. № 12. - С. 81-83.

72. Сарваретдинов Р.Г., Гильманова Р.Х., Салихов М.М., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Определение начальных извлекаемых запасов нефти по данным истории разработки нефтяной залежи. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 7.-С.13-15.

73. Саттаров М.М. и др. Особенности разработки водонефтяных зон месторождений платформенного типа. Тр. УфНИИ. - Вып. 27. - 1969. - С. 117-133.

74. Смирнов В.И. Анализ возможностей и схем обводнения водоплавающих рифовых залежей по прикровельным интервалам / НТЖ Нефтепромысловое дело. 2000. - № 3. -С. 10-14.

75. Смирнов В.И. Использование двухфильтровой конструкции забоя для улучшения работы скважин, вскрывающие водоплавающие залежи / Нефтяное хозяйство. 1998. - № 9-10.-С. 43-45.

76. Солдатов Е.П., Клещенко И.И., Телков А.П. Технология направленного воздействия на прискважинную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти в условиях подтягивания конуса воды / Нефтепромысловое дело. 1996. - № 6. - С. 5-7.

77. Сохошко С.К., Грачев С.И. Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами / Нефть и газ. 1999. - № 1. - С. 21-24.

78. Сохошко С.К., Некозырева Т.Н. Изоляция подошвенной воды при разработке переходных зон вода-нефть и тонких нефтяных пластов / Нефть и газ. 1999. - № 2. - С. 62-66.

79. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.-463 с.

80. Старов О.Е., Файзуллин Р.Н., Хаминов Н.И. и др. Оптимизация выработки запасов терригенных коллекторов водонефтяных залежей бобриковского горизонта Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения / Нефть Татарстана. 1998. - № 2.- С. 25-27.

81. Технологическая схема разработки Муслюмовского месторождения./ ТатНИПИнефть, Бугульма.- 2004.- С. / Руков.отчета.

82. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. -М.: Недра, 1965.-164 с.

83. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. -М.: Недра, 1990.-267 с.

84. Уметбаев В.Г. , Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы.-Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000.-424 с.

85. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1989.-215 с.

86. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин.-Уфа: БашНИПИнефть, АНК «Башнефть», 1995. 251 с.

87. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. Критерии в применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкирии // Нефтепромысловое дело.-1996.-№ 5.-С.4-6.

88. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. Теоретическое обоснование параметров изотермического заводнения пластов // НТС ИПТЭР АН РБ.-Уфа, 1997.-С.46-49./.

89. Цынкова О.Э. О вытеснении нефти водой из двухслойного пласта / Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. Тр. ВНИИнефть. - № 40. - 1974. - С. 32-46.

90. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. М.: ГТТН, 1963. - 380 с.

91. Чукашев В.Н. Особенности разработки водонефтяных зон Муслюмовского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2005.-№ 2.-С. -.

92. Шпуров И.В. Некоторые особенности выработки водонефтяных зон пласта АВ4.5 Самотлорского месторождения / Нефть и газ. 1998. - № 5. - С. 14-17.

93. Юдин В.М., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. Разработка водонефтяных зон с разной характеристикой в условиях заводнения пластов (на примере Ромашкинского месторождения) / Нефтяное хозяйство. 1974. - № 5. - С. 32-36.