Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологий извлечения нефти заводнением из залежей с изменяющимся во времени водонефтяным контактом

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий извлечения нефти заводнением из залежей с изменяющимся во времени водонефтяным контактом"

005044225

На правах рукописи

те

ЛЕПИХИН ВИТАЛИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ЗАВОДНЕНИЕМ ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ С ИЗМЕНЯЮЩИМСЯ ВО ВРЕМЕНИ ВОДОНЕФТЯНЫМ КОНТАКТОМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 7 КАЛ ¿012

Уфа 2012

005044225

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»).

Научный руководитель - кандидат технических наук

Антонов Максим Сергеевич

Официальные оппоненты: - Котенев Юрий Алексеевич

доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, заведующий кафедрой «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»

— Вафин Риф Вакилович

доктор технических наук,

Закрытое акционерное общество «Алойл»,

генеральный директор

Ведущая организация - Государственное автономное научное

учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ

Защита состоится 31 мая 2012 г. в 101

оо

часов

на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 27 апреля 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор - Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Изменчивость фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов по латерали и вертикали является одной из причин неравномерной выработки запасов нефти, разделенных от общей нефтенасыщенной толщины на прослои, в которых коэффициенты песчанистости и расчлененности изменяются в достаточно высоких пределах. Особенно значимо это проявляется на залежах при совместной эксплуатации нескольких пластов через единый фильтр. В таких залежах выработка запасов происходит в большей степени по каналам высокопроницаемых прослоев, и, как следствие, ведет к образованию целиков нефти в зонах низких проницаемостей. Поэтому регулирование объемов закачки воды и отбора продукции в этот период является одним из необходимых мероприятий для выравнивания фронта вытеснения нефти и оптимизации отбора. Изменение текущего водонефтяного контакта (ВНК) во времени, которое может определяться по ЗБ, является очень трудоемкой работой, поэтому необходимы менее трудоемкие, например, экспресс-методы его определения, что позволит делать оперативную оценку остаточных недренируемых запасов и рациональное размещение фонда скважин на стадии доразработки нефтяной залежи с учетом сложившейся системы заводнения. Представленная работа направлена на изучение и создание новых технологий вытеснения нефти путем снижения энергозатрат на извлечение нефти заводнением, которая актуальна и широко востребована в производственных структурах.

Цель работы — повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных карбонатных нефтенасыщенных коллекторов заводнением за счет уточнения водонефтяного контакта во времени и распределения остаточных запасов по объекту с интенсификацией притока нефти путем оптимизации распределения и расположения новых точек стока.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Уточнение и детализация геологического строения Пронькинского нефтяного месторождения с оценкой степени выработки запасов;

2. Оценка изменения водонефтяного контакта в пласте Ад во времени, изучение и создание методики оперативной оценки положения ВНК на локальных участках;

3. Анализ текущих существующих технологий выработки запасов нефти;

4. Теоретическое исследование и создание новых методических основ для разработки усовершенствованных технологий интенсификации отбора нефти;

5. Разработка комплексных рекомендаций по регулированию заводнения и уплотнения сетки скважин для ввода ранее недренируемых запасов в разработку.

Методы решения поставленных задач

Анализ и решение поставленных задач базируются на обобщении опыта разработки выбранного объекта с использованием данных геофизических, гидродинамических и промысловых исследований, а также современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, на результатах математического моделирования для оптимизации сетки скважин и заводнения.

Научная новизна результатов работы

1. Выявлена изменчивость во времени неравномерного распределения водонефтяного контакта по латерали и вертикали на отдельных залежах и зонах на примере Пронькинского нефтяного месторождения и предложена экспресс-методика её оценки для оперативного определения остаточных недренируемых запасов нефти путем выделения новых упрощенных геологических тел, проведен расчет абсолютных отметок для определения среднего значения изменения уровня текущего ВНК и текущей нефтенасыщенности пласта.

2. Предложена и разработана методика определения количества дополнительных добывающих и нагнетательных скважин, учитывающая связь начальных запасов, введенных в разработку, коэффициента извлечения нефти (КИН) с накопленным фондом, разделенным на добывающие и нагнетательные скважины.

3. Создана методика размещения дополнительных скважин с учетом недренируемых запасов нефти и регулирования заводнения с определенным выбором направления приоритетности фильтрации. На защиту выносятся:

1. Экспресс-методика определения текущего ВНК в залежи по геофизическим и геологическим данным объекта;

2. Методика определения размещения дополнительных добывающих скважин с учетом уточненных карт остаточных дренируемых и недренируемых запасов;

3. Методика размещения дополнительных скважин и регулирования заводнения по данным приоритетности фильтрации. Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы применяются при разработке Пронькинского нефтяного месторождения путем использования карт остаточных недренируемых запасов, рекомендаций по размещению дополнительных скважин на месторождении с регулированием системы заводнения.

2. Внедрение комплекса мероприятий, включающего работы по регулированию системы заводнения с 2010 г. по 01.01.2012 г., позволило дополнительно добыть 1950 т нефти, сократить объемы закачки по пласту А4 на 37 тыс. м3 воды и получить экономический эффект в сумме 2,8 млн руб.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах

НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2007-2012 гг.), на научно-технических Советах ОАО «Оренбургнефть» (г. Бузулук, 2010-2011 гг.), в нефтяной компании «ТНК-BP» (г. Москва, 2011 г.).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе в 8 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Одна статья опубликована без соавторов.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 74 наименования. Работа изложена на 118 страницах машинописного текста, содержит 40 рисунков, 8 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Антонову М.С. и сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология»: к.т.н. Сарваретдинову Р.Г., к.т.н. Фатхлисламову М.А. - за помощь и полезные советы, высказанные в процессе формирования и выполнения диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, приведены научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе выполнен аналитический обзор научно-технической литературы по вопросам разработки нефтенасыщенных, неоднородных по проницаемости залежей нефти заводнением.

Отмечено, что на поздних этапах разработки в результате применения технологий заводнения пластов происходят рост обводненности коллектора и увеличение объема обводненности добываемой жидкости, что обусловлено неоднородностью карбонатных коллекторов по латерали и вертикали. Наблюдается также изменение физико-химических свойств пластовых флюидов, что в итоге продолжительного периода разработки приводит к расчленению остаточных запасов на разрозненные участки и области. Такое перераспределение запасов и продолжительный период разработки способствуют изменению уровня текущего ВНК, который обычно определяется при проведении проектных работ по месторождению и является сложной, трудоемкой задачей. Однако очень часто для адекватной оценки состояния разработки при принятии управляющих решений по месторождению, проверки достоверности скважинных данных, данных исследований, оперативного определения остаточных

недренируемых запасов нефти и текущей нефтенасыщенности пласта возникает необходимость точного представления текущего уровня ВНК, эффективности применяемых технологий заводнения, а также рациональности выбора и назначения геолого-технических мероприятий (ГТМ) по скважинам.

Изучению процессов заводнения посвящено значительное количество работ, в частности необходимо отметить работы таких ученых, как В.Е. Андреев, Г.Г. Вахитов, Э.М. Халимов, С.А. Жданов, Б.Т. Баишев, H.H. Непримеров, M.JI. Сургучев, И.Т. Мищенко, O.JI. Кузнецов, А.Т. Горбунов, Р.Х. Муслимов, Г.З. Ибрагимов, М.А. Токарев, Н.Ш. Хайрединов, Ю.А. Котенев и многих других.

В результате анализа трудов вышеприведенных исследователей отмечено, что постепенное снижение эффективности применяемых систем заводнения на месторождениях, особенно на поздней стадии разработки, объясняется тем, что наряду с выработанностью коллекторов, обводнением высокопроницаемых пропластков и изменением физико-химических свойств пластовых флюидов, различными по величинам как площадной, так и послойной неоднородностями отсутствует оперативно изменяющаяся система регулирования процессами заводнения.

Как отмечают многие авторы, важнейшими задачами при интенсивном воздействии на нефтеносные пласты, содержащие остаточные трудноизвлекаемые запасы нефти, являются развитие и постоянное совершенствование методов анализа состояния заводнения и выработки запасов нефти продуктивных пластов, особенно в поздней стадии разработки.

Основными же целями при изучении выработки неоднородных пластов по-прежнему остаются корректное определение коэффициента вытеснения и совершенствование технологии нефтеизвлечения в режиме активного заводнения.

На основании проведенного анализа состояния изученности проблемы сделаны следующие выводы.

1. На основе анализа литературных источников о состоянии разработки нефтяных залежей установлено, что на эффективность разработки и на динамику оптимальной выработки запасов преобладающее влияние оказывают геологические факторы, такие как расчлененность, песчанистость, неоднородность эксплуатационного объекта, структура запасов и продуктивность пластов, а также физико-химические свойства пластовых флюидов.

2. Определяющей причиной ухудшения структуры запасов и низких темпов отбора нефти по слабопроницаемым пластам является слабая изученность геологического строения залежи, прежде всего, определение и выделение неоднородности порового пространства и его фильтрационно-емкостных свойств.

3. Показано, что для вовлечения в активную разработку текущих остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти и повышения эффективности заводнения необходимы более глубокое изучение механизма процесса вытеснения нефти водой, а также достоверное определение направления фильтрационных потоков и степени взаимодействия между скважинами, вызванных изменением во времени дренируемых запасов, водонефтяного контакта и полей давления.

4. Активное заводнение требует оперативных методов его регулирования, так как преждевременное обводнение продуктивных пластов в большинстве случаев связано с прорывом воды по высокопроницаемым коллекторам с образованием зон повышенной фильтруемости и изменением во времени ВНК.

Во второй главе выполнен выбор объекта исследования и дана характеристика, в частности уточнено геологическое строение пласта А4 Пронькинского месторождения, принятого в качестве базового объекта для изучения.

Помимо пласта А4 башкирского яруса на Пронькинском месторождении продуктивные пласты вскрыты в отложениях ардатовского горизонта живетского яруса среднего девона (пласта Дз), турнейского яруса (пласты Т) и Т2), бобриковского горизонта (пласт Б2) и окского надгоризонта (пласты 05В и Об) визейского яруса нижнего карбона, а также башкирского яруса (пласт А4.1) и верейского горизонта московского яруса (А1+2) среднего карбона.

По данным ГИС, граница между пластами А4 и А,».] проводится достаточно уверенно, так как выделяется практически во всех скважинах, вскрывших отложения башкирского яруса.

Однако по данным анализа общих толщин верейского горизонта в разрезе этих скважин увеличение общей толщины по сравнению с другими скважинами не происходит. Поэтому такое резкое уменьшение толщины пласта А4 в разрезе этих скважин (в 4...5 раз по сравнению с близлежащими скважинами) нельзя объяснить размывом кровли башкирского яруса. В данном случае, как видно из предыдущего исполнения корреляции разреза, автор не смог обосновать уровень ВНК, и поэтому нижнюю нефтенасыщенную часть пласта отнес к пласту А4.1. На самом деле, разрез пласта хорошо коррелируется с разрезом соседних скважин в пределах выделенных реперов и выдерживает общую мощность пласта, а нефтенасыщенные коллекторы, оказавшиеся ниже уровня ВНК на 9...10 м, связаны с унаследованностью геологического строения в зоне тектонических разломов, выявленных в девонских и нижнекаменноугольных отложениях до башкирских отложений. По данным анализа сейсмических исследований, изменения, связанные с общей толщиной и геологическим строением залежи в целом, зависят от наличия в этой зоне тектонических разломов, которые могли повлиять на морфологию залежей. Ранее эти участки, где нефтенасыщенные коллекторы оказались ниже принятого уровня ВНК, связывали с образованием отдельных линз, которые обосновывали на основании

построения схемы геологических разрезов по скважинам, несущим информацию о насыщенности коллекторов пласта (нефтью или водой). В первую очередь, это скважины водонефтяной зоны, а также скважины чисто нефтяной (ЧНЗ) и водяной зон, подошва и кровля пласта которых находятся в непосредственной близости от ВНК.

Изменение уровня ВНК с течением времени неизбежно при активной разработке месторождения. Нередко возникает необходимость в оценке текущего ВНК еще до создания геологической модели. Например, на стадии построения этих моделей с целью их оперативного использования нередко возникают ситуации, когда необходимо максимально быстро определить текущий уровень ВНК для принятия решений по эффективному вмешательству в процесс разработки.

Поэтому встала задача создания экспресс-методик и определения ВНК для оперативного подсчета остаточных извлекаемых запасов и использования их при формировании ГТМ.

В соответствии с поставленной задачей о необходимости оперативного определения ВНК на простых моделях для формирования текущих геолого-технических мероприятий рассматривается экспресс-методика оценки изменения во времени текущего уровня ВНК, подъем которого происходит в результате разработки залежей нефти.

По характеру подъема уровня ВНК рассмотрены три типа залежей.

1. Залежи сводовой структуры, содержащие безводные чисто нефтяные зоны (пластовые залежи). В этих залежах в процессе подъема уровня ВНК площадь нефтеносности уменьшается. При этом на начальном этапе ЧНЗ сохраняется, также уменьшаясь по площади, а на конечном этапе полностью исчезает.

2. Залежи сводовой структуры, не содержащие ЧНЗ (массивные залежи). В этих залежах площадь нефтеносности также уменьшается в процессе подъема уровня ВНК.

3. Залежи, в которых с подъемом уровня ВНК площадь нефтеносности не изменяется (например линзовидные залежи). К ним можно таюке отнести внутренние участки (блоки) месторождений, не имеющие в качестве границ контуры ВНК, при условии соблюдения в них принципа материального баланса.

В соответствии с типами залежей рассмотрены модели пластовой залежи со сводовой структурой с ЧНЗ, массивной залежи со сводовой структурой без ЧНЗ и линзовидной залежи.

Для проверки сходимости созданной экспресс-методики были рассчитаны величины текущих геологических и извлекаемых запасов по существующей геологической модели и уточненной. Показано, что по новой методике уровень текущего ВНК согласуется с историей разработки и значительно влияет на оценку и численные значения текущих извлекаемых запасов по пласту А4 Пронькинского месторождения (рисунок 1).

В третьей главе выполнен анализ и дана оценка состояния выработки запасов нефти Пронькинского месторождения на базе

полученных результатов, приведенных в главе 2. В результате анализа эффективности существующей системы заводнения по пласту А4 выявлено, что несмотря на применение широкого ряда ГТМ по пласту значительных положительных сдвигов по улучшению эффективности применяемой системы поддержания пластового давления (ППД) за период разработки не получено. Установлено влияние согласованного и несогласованного изменений интенсивности и охвата нефтяной залежи заводнением на его текущую продуктивность.

Анализ удельной закачки, например, приходящейся на единичную нагнетательную скважину, не согласуется с компенсацией, что говорит о неравномерности заводнения по интенсивности и охвату. В начальный период компенсация отборов доходила до 200 %, при этом в то же время наблюдался спад в добыче нефти на этапе интенсивного разбуривают (соотношение скважин добывающего и нагнетательного фондов составляло более четырех к одному). Последовавшие за этим некоторое снижение удельной закачки и снижение компенсации до 120...150 % также характеризуются спадом в добыче жидкости, так как вводимый из бурения фонд скважин характеризовался резким ростом обводненности скважин в первые годы эксплуатации вплоть до 98% по причине подтягивания конуса обводнения в скважинах, не обеспеченных поддержанием пластового давления. Полуторакратное перекрытие добычи закачкой не приносило результатов по наращиванию темпа разработки. В период с 1990 по 2003 гг. от 30 % до 40 % фонда скважин было остановлено по причине полного обводнения. Однако система ППД, интенсивность которой уменьшилась вдвое, была сохранена. Достаточно равномерное распределение нагнетательных скважин по площади и поддержание 100 %-ной компенсации отборов позволили сформировать устойчивое взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин без обвального обводнения первых.

Поддержание компенсации отборов закачкой на уровне 100 %, а также планомерная выработка с учетом времени продвижения фронта вытеснения на протяжении уже 10 лет дают положительный результат.

Разработана классификация возможных причин низкой эффективности системы заводнения, в частности рассмотрены причины потерь подвижных запасов нефти в результате техногенного снижения температуры пласта при закачке воды с температурой, ниже начальной пластовой; потерь подвижных запасов нефти в неоднородном по проницаемости пласте в результате охлаждения и выпадения парафинов; а также осложнения при разработке залежей нефти с высоким газовым фактором.

Проанализирован и численно исследован процесс выработки запасов нефти из пласта с газовыми зонами.

Образование в пласте зон свободного газа приводит к ряду осложнений в разработке нефтяных залежей. Так, возникновение газовых

и

пробок приводит к ухудшению гидродинамической связи между зонами закачки, снижению отбора и КИН (рисунок 2).

О 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5

соотношение объемов геологических запасов нефти и газа в пластовых условиях, д.ед.

Рисунок 2 - Зависимость изменения КИН от соотношения объемов

геологических запасов нефти и свободного газа в пластовых условиях по сравнению с базовым вариантом (чисто нефтяной пласт)

Проведенные исследования зависимости КИН от объемов зон свободного газа показали, что нефтеотдача пласта снижается с ростом объемов выделившегося свободного газа.

Необходимо отметить, что сказанное выше проявляется особенно сильно в коллекторах с низкой проницаемостью, где начинают сказываться эффекты неньютоновских свойств нефти.

В четвертой главе приведены результаты теоретических исследований для создания новых методических основ для разработки усовершенствованных технологий интенсификации отбора нефти.

Вначале были выявлены превалирующие источники обводнения добывающих скважин и установлена направленность фронта вытеснения от нагнетательных скважин, что может определить выбор и проведение работ по уплотнению (бурение, зарезка боковых стволов, перевод с других пластов) или разряжению (перевод на другие пласты) сетки скважин, либо по применению потокоотклоняющих технологий, либо технологий нестационарного заводнения. Для проведения этих работ также необходим анализ источника обводнения по характеру распределения фронта вытеснения от нагнетательных скважин и ориентации их по контуру нефтеносности (источникам обводнения) добывающих скважин.

Для построения вышеупомянутых карт, которые позволят определить места расположения новых скважин («стоков» - условных скважин, необходимых для увеличения зоны дренирования), получена формула для расчета условного радиуса дренирования скважин (Л„одв) как корень квадратный из отношения величины подвижных запасов (полученных по характеристикам вытеснения при обводненности 98 %) скважины к объему нефтенасыщенного порового пространства, охваченного вытеснением нефти:

где а,»,». - подвижные запасы;

т - пористость;

Л - эффективная нефтенасыщенная толщина;

Ън - объемный коэффициент нефти.

Коэффициент вытеснения (Кеыт) определялся как функция величины проницаемости (к) и её неоднородности (латеральной У2^ зональной У 2 и результирующей а также начальной и предельной насыщенностей по керну £„.

С целью придания ориентации зоне дренирования на карту нефтенасыщенных толщин нанесены не круги по рассчитанному радиусу, а овалы эквивалентной площади ).

Для определения направления овала от скважины рассчитывается угол аом, который является комплексным параметром, зависящим от коэффициента парной корреляции, определенной по методу Спирмена, данных геофизических исследований скважин (проницаемости и эффективной толщины пласта по ГИС), коэффициента результирующей неоднородности проницаемости пласта и градиента пластового давления в межскважинном пространстве.

Карты направлений фильтрационных потоков, построенные на основе карт изобар за 2011 год, приведены на рисунке 3, из которого видно, что происходит разделение залежи на отдельные блоки-участки. Границы участков (выделенные жирными линями), определенные «загущением» векторов, являются областями встречи нескольких направлений фильтрации. Здесь происходят взаимное гашение и формирование застойных зон в областях активной разработки залежи. Формирование подобных зон неизбежно, что связано с рядной структурой расположения сетки скважин. В результате решения поставленной задачи выявляется направление приоритетной фильтрации, и на основании этого назначаются наиболее рациональные геолого-технические мероприятия, влияющие на процесс заводнения.

Отметим, что смена режимов работы нагнетательных и добывающих скважин способна перераспределять застойные области с нераспределенными запасами (области взаимогашения потоков) и создавать новые застойные области в ранее активных промытых зонах пласта.

Рисунок 3 - Фрагмент карты с четырьмя нанесенными условными

границами участков взаимогашения фильтрационных потоков

Предложен комплексный параметр регулирования заводнения на базе абсолютных значений четырех обозначенных параметров для всех возможных пар скважин (формула).

Даны методические рекомендации по уплотнению сетки скважин на базе приоритетных направлений течений фильтрационных потоков (овалы, показывающие приоритетное направление фильтрации) и представлены границы участков. Назначаемые новые скважины-стоки при этом должны оказывать максимальное влияние на места взаимогашения, а также учитывать величину текущих запасов как по зоне назначения скважины-стока, так и в целом по месторождению. Рассмотрение направлений преимущественной фильтрации вместе с границами изменения направления фильтрационных потоков позволяет расположить новые скважины-стоки на наиболее перспективных участках месторождения (на участках с наибольшими текущими запасами, на участках с непромытыми в процессе разработки пропластками / слоями). Преимущественные поскважинные направления фильтрационных потоков позволяют прогнозировать дальнейшие направления вытеснения запасов нефти (рисунок 4).

Г

а - текущая нефтенасыщенная толщина с точками бурения и направлением фильтрационных потоков; б - плотность текущих подвижных запасов нефти с точками бурения и направлением фильтрационных потоков

В пятой главе приведены примеры использования разработанных рекомендаций по регулированию заводнения и уплотнения сетки скважин для ввода ранее недренируемых запасов в разработку. Разработан метод определения потребности и размещения новых скважин на основе сопоставления и расхождения текущего и необходимого фонда скважин по проектному КИН и фактического фонда.

Исходные данные для определения необходимого и достаточного количества фонда скважин с целью обеспечения и полноты выработки запасов нефти по утвержденным запасам по 11 показателям приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Исходные данные для определения потребности в новых

стоках (источниках) для достижения проектных показателей

№ п/п Залежь Ед. изм. А4

1 НИЗ, введенные в активную разработку тыс. т 10441,9

2 НИЗ, утвержденные ЦКР тыс. т 13991

3 Накопленный фонд скважино-объектов (доб.+нагн.), стоков и источников скв.-объект. 122

4 Необходимый прогнозный фонд скважино-объектов (доб.+нагн.), стоков и источников скв.-объект. 134

5 Площадь нефтеносности тыс. м2 44174

6 Плотность сетки скважин существующая га/скв 36,2

7 Плотность сетки скважин необходимая га/скв 33,0

8 КИН, достигаемый существующей сеткой Д. ед. 0,357

9 КИН, утвержденный ЦКР Д. ед. 0,478

10 Геологические запасы нефти тыс. т 29269,0

11 Недренируемые запасы нефти текущей сеткой тыс. т 3549,1

Потребность в новых стоках и источниках по тренду скв.-объект. 12

Распределенное по картам количество назначенных скважин-стоков равно 19, а количество полученных скважин по прогнозированию из величины активных запасов равно 12. Подобное расхождение объясняется разрозненностью распределения по пласту А4 Пронькинского месторождения запасов, введенных в активную разработку, поэтому для реализации необходимо принимать количество новых скважин, равное 19.

Обобщение мероприятий по указанным критериям позволило сформировать геолого-технические мероприятия по 5 направлениям, рекомендуемым к проведению на скважинах Пронькинского месторождения. Рекомендовано проведение ГТМ на пласте А4 по 17 скважинам. Еще для семи скважин проведение ГТМ планируется по результатам исследований профиля притока. Мероприятия с целью интенсификации добычи запасов представлены болыпеобъемными обработками призабойной зоны (БОПЗ), обработками призабойной зоны

(ОГО), бурением боковых стволов с целью введения в разработку новых запасов, а также изоляционными работами с целью недопущения прорыва воды от нагнетательных скважин. Осуществление гидроразрыва пласта (ГРП) не запланировано, так как данный вид мероприятий показал малую эффективность применения по месторождению в целом. Всего предусмотрено десять большеобъемных обработок, три ОГО, бурение трех боковых стволов, изоляционные работы на двух скважинах, изоляционные работы по результатам исследований на семи скважинах.

Рассмотрены вопросы влияния разгазирования нефти в пласте и образования демпфирующих зон свободного газа на коэффициент нефтеотдачи и технологии подавления свободного газа на КИН трещинных систем, в основном от закачки холодной воды при высоком содержании парафинов. Высокое содержание парафинов в нефти делает процесс нефтеизвлечения чувствительным к температуре закачиваемого агента. При снижении температуры закачиваемого агента до поверхностных значений и при больших объемах закачки холодного агента возможны необратимые изменения в пласте, связанные с неизотермичностью фильтрационного процесса. В случае выпадения твердой фазы (парафинов) на границе высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков при снижении температуры ниже критической происходит потеря части подвижных запасов нефти за счет их отсечения от процесса фильтрации. Содержание парафинов по пласту А4 составляет 5,5 %, поэтому вероятность выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) достаточно большая, и их удаление рекомендуется производить закачкой растворителей, а забойное давление держать выше давления насыщения нефти газом.

Кроме того, нарушение солевого баланса (выпадение солей) хотя и приводит к положительному выравниванию фронта заводнения (по разрезу и зонально), но только на начальной стадии. Отрицательный эффект сказывается позже и выражается в снижении или полной блокировке гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами, а также в кратном снижении приемистости скважин.

Опыт проведения лабораторных экспериментов по влиянию минерализации закачиваемой воды на проницаемость коллектора указывает на снижение проницаемости при закачке пресной водой. Так, зависимость от минерализации прокачиваемой воды относительной проницаемости для коллектора пласта БСю1 Умсейского месторождения при закачке вод сеноманского горизонта с минерализацией 18 г/л сохраняется на уровне первоначальной. Закачка подтоварной воды (минерализация 4 г/л) уже сопровождалась снижением проницаемости более чем на 10 %, закачка же пресной воды послужила причиной ее снижения в два раза по сравнению с первоначальным уровнем. При этом прокачка в дальнейшем сначала подтоварных (минерализация 4 г/л), а

затем сеноманских (10 г/л) вод за 50 часов привела к восстановлению проницаемости лишь до 55 % от начальной.

Аналогичные результаты были получены и в ходе экспериментов для пласта ПК-15 Самотлорского месторождения. Динамика изменения проницаемости при закачке разных типов вод для двух различных образцов пород (данные ТННЦ «ТНК-ВР») показала, что наблюдаются сохранение проницаемости пласта при прокачке пластовой воды, ее небольшое снижении при прокачке вод кустовой насосной станции и значительное снижение — при фильтрации пресной воды.

В ходе другого эксперимента производилось вытеснение нефти прокачкой по образцам пород (керновой насыпке) пласта АВ11"2 Самотлорского месторождения различных типов агентов: пресной и пластовой воды, 5 %-ных водных растворов КС1 и СаС12,1 %-ого водного раствора КОН.

По результатам опыта снижение проницаемости произошло в результате применения всех типов агентов за исключением раствора СаС12, причем при использовании пресной воды было получено наибольшее снижение — до 15 % от первоначальной проницаемости. Для исследуемого типа коллекторов снижение наблюдалось даже при использовании пластовой воды. Прокачка раствора СаСЬ, напротив, привела к увеличению проницаемости, что говорит о возможности подбора агента закачки, оказывающего благоприятное влияние на пласт.

Вышеперечисленные эксперименты подтверждают наличие зависимости проницаемости коллектора от минерализации закачиваемых вод.

На основании данных, выполненных в ТННЦ, оценены потери и нерациональное перераспределение доли закачиваемых объемов воды в системе локальных трещин Пронькинского месторождения, характеризующегося наличием складок и изгибов горной породы. При деформации горных пород неизбежно возникновение внутренних напряжений в пласте, которые приводят к образованию трещин. Применение теории продольного изгиба в масштабах нефтеносного пласта позволяет выявить вероятные зоны разрушения горной породы, образования трещин в пласте, растяжений и сжатий пласта.

Пласты Пронькинского месторождения, разрабатываемого ОАО «Оренбургнефть», имеют участки со сложным строением и наличием складок. Расчет радиуса кривизны поверхности пластов позволил определить растягивающие/сжимающие напряжения по всей площади месторождения. В зоне максимальных перегибов поверхности эти напряжения превышают максимально допустимые, что указывает на вероятность образования трещин в объеме нефтеносного пласта. При этом следует отметить, что образование вертикальных трещин, пронизывающих пласт по всей глубине, возможно лишь при разрушении как части пласта, испытывающей растягивающие напряжения, так и противоположной по вертикали части пласта, испытывающей

сжимающие напряжения. А поскольку максимально допустимое напряжение сжатия, как правило, на порядок превышает максимально допустимое напряжение на разрыв, то можно утверждать, что образование вертикальных трещин в пласте возможно в тех регионах, где величина внутренних напряжений превышает максимально допустимое напряжение сжатия для этой горной породы. На рисунке 5 представлена карта максимальных внутренних напряжений (напряжения кровли/подошвы) пласта А4 Пронькинского месторождения, построенная на основании рассмотрения геологического строения и слагающих пород.

Рисунок 5 - Карта максимальных напряжений пласта А4 Пронькинского месторождения

Карты максимальных напряжений пласта А4 Пронькинского месторождения отображают лишь картину возможного распределения вертикальных трещин по площади пластов месторождения, поскольку достоверно неизвестно, было ли вызвано образование складки горной породы движением земной коры, или же накопление породы, слагающей пласт, происходило уже на поверхности ранее образовавшихся неровностей. Однако теория образования вертикальных трещин в пласте в местах экстремальных перегибов поверхности пластов может объяснить потери объемов закачиваемой воды в системе ППД Пронькинского месторождения. Рассматривая в совокупности полученные карты, карты компенсации отборов закачкой воды и карты пластового давления, можно составить представление о перераспределении объемов фильтруемой жидкости по пластам месторождения.

Рассмотрим карту пластового давления пласта А4 Пронькинского месторождения с нанесенными областями накопленной закачки воды (рисунок 6).

На рисунке 6 отмечены зоны пониженного давления в центре пласта, а зоны повышенного давления в основном сосредоточены по краям месторождения - преимущественно в его западной части и в некоторой степени в восточной. При этом наиболее производительные нагнетательные скважины сосредоточены именно в центре.

Рассмотрим по отдельности области пониженного давления пласта А4. На рисунке 7 показан элемент пласта А4 с пониженным пластовым давлением несмотря на наличие большого количества нагнетательных скважин вокруг этого региона. При этом расчет компенсации добычи закачкой показывает перекомпенсацию добычи в этом регионе. Стоит обратить внимание, что большее количество нагнетательных скважин в этой области находится в зонах максимальных напряжений пласта -скважины М» 114, 118, 113, 80, 127, и только лишь скважина № 121 находится вне зоны максимальных напряжений. Учитывая все вышесказанное, можно предположить наличие в зонах максимальных напряжений пласта систем вертикальных трещин, которые поглощают объемы закачиваемой в пласт воды.

Похожая картина наблюдается и в районе скважины № 134 (рисунок 8). Расчеты компенсации, основанные на объемах добытой и закачиваемой жидкости, демонстрируют зону перекомпенсации добычи, тем не менее, пластовое давление в этой области остается пониженным. При этом из 5 нагнетательных скважин, питающих этот регион, 4 (скважины №№ 134, 151, 163 и 38) находятся в зонах максимальных напряжений с возможностью образования в них систем вертикальных трещин. И лишь скважина № 145 находится вне такой области.

Рисунок 6 - Карта пластовых давлений пласта А4 Пронькинского месторождения с накопленной закачкой воды

растрсскмшдс горкой породы Пластовое давление, атм

компенсация, о/о

40 60 80 100 120 140 160 180 200 220

т

О 25 50 75 100 150 200 300 400

Рисунок 7 - Карты растрескивания, компенсации и пластового давления элемента пласта А4 Пронькинского месторождения (район скважины № 121)

растрескивание торной породы Пластовое давление, атм

гтл г г

компенсация, о/о

40 60 80 100 120 140 160 180 200 220

ІГШ

О 25 50 75 100 150 200 300 400

Рисунок 8

- Карты растрескивания, компенсации и пластового давления элемента пласта А4 Пронькинского месторождения (район скважины № 134)

В целом по пласту А» можно наблюдать как соответствие карт пластового давления картам компенсации отборов закачкой, так и несоответствие. На участках, где эти карты соответствуют друг другу, пониженное давление может быть восстановлено оптимизацией объемов закачиваемой воды и отбираемой нефти. Сложнее обстоят дела на участках, на которых пластовое давление понижено, несмотря на компенсацию отборов закачкой или даже перекомпенсацию. В таких регионах вероятнее всего располагаются системы вертикальных трещин ввиду сильных изгибов поверхности пласта. Закачиваемая в пласт вода уходит в эти трещины, из-за чего цель по поддержанию пластового давления на таких участках не достигается.

Для уточнения, выявления и конкретизации отдельных явлений, происходящих в пластах сложного строения с возможным трещинообразованием и управлением закачкой, предложена программа исследовательских работ для пластов Пронькинского месторождения, включающая в себя нижеприведенные мероприятия:

1. Оценку снижения проницаемости пластов месторождения при закачке вод различной минерализации;

2. Оценку совместимости закачиваемых вод с пластовыми водами;

3. Мониторинг температуры закачиваемых вод с замерами на устье нагнетательных скважин с целью оценки степени охлаждения пласта в зависимости от времени года;

4. Определение теплофизических свойств нефти (в зависимости от изменения температуры):

- исследование физических свойств пластовой нефти в зависимости от температуры;

- исследование относительных фазовых проницаемостей при разных температурах вытесняющего агента;

- исследование теплофизических свойств пород и флюидов;

- исследование неизотермических процессов вытеснения нефти на керновых моделях продуктивных пластов месторождения при разных температурах закачиваемого агента;

- полномасштабные замеры температурных полей объектов разработки месторождения и построение карт температурных полей, выделение зон с температурой менее критической (выпадение АСПО);

построение постоянно действующей модели разработки продуктивных горизонтов с учетом тепловых колебаний пласта;

5. Определение зависимости коэффициента вытеснения от температуры.

Приведенный комплекс исследований и рассмотрение необходимости их применения в скважинах по пласту А4 дали возможность разработать новые мероприятия по текущему фонду скважин для интенсификации отборов нефти.

Испытание в промысловых условиях разработанных рекомендаций позволило дополнительно добыть 1950 т нефти, сократить объемы

непроизводительной закачки на 37 тыс. м3 и получить экономический эффект в сумме 2,8 млн руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ и РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В ходе пересмотра геологических данных и рассмотрения данных по новым скважинам была определена противоречивость геологических данных и истории разработки пласта A4 Пронькинского месторождения, что указывает на неравномерный характер распределения водонефтяного контакта во времени по латерали и вертикали. Разработанная методика оперативного определения уровня ВНК позволила рассчитать текущие подвижные и недренируемые запасы и построить уточненные карты разработки.

2. Проведенный анализ существующих технологий выработки запасов нефти по пласту A4 Пронькинского месторождения показал, что начиная с этапа ввода системы заводнения наблюдается несогласованность работы системы ППД, что хорошо отслеживается наличием скважин, работающих с пластовыми давлениями ниже и выше давления насыщения, присутствием скважин, работающих с забойными давлениями ниже давления насыщения, что привело к образованию зон свободного газа и, как следствие, к снижению текущего КИН и созданию зон недокомпенсации и перекомпенсации. Построенная для визуального представления распределения давлений в пласте карта указывает на наличие областей с малой гидродинамической связью, что приводит к существенному изменению фильтрационных потоков от закачиваемой воды и снижению текущего конечного КИН.

3. Разработаны методические основы определения поскважинного направления приоритетной фильтрации. Применительно к условиям пласта A4 Пронькинского месторождения построены карты разработки с неравномерными зонами распределения давления, показывающие направление приоритетной фильтрации. Рассмотрение направлений фильтрационных потоков позволило определить зоны взаимогашения потоков. Данная методика основана на установлении связи начальных запасов, введенных в разработку, КИН с накопленным фондом, разделенным на добывающие и нагнетательные скважины.

4. Получена формула для определения местоположения новых точек размещения скважины, учитывающая связь между подвижными запасами, пористостью, эффективной нефтенасыщенной толщиной и предельной нефтенасыщенностью пласта.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы 1. Владимиров И.В., Шаисламов В.Ш., Пицюра Е.В., Лепихин В.А., Кравец Д.А. Профиль притока к полого направленной добывающей скважине с ГРП // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2011. - № 1. - С. 4-6.

2. Сарваретдинов Р.Г., Байгазин Р.Р., Лепихин В.А., Попов А.Ю. Совершенствование метода построения куммулят на основе анализа существующих вариантов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2011. -№ 11. -С. 13-19.

3. Сагитов Д.К., Хальзов А.А., Лепихин В.А. Оперативная коррекция компенсации отборов закачкой на нефтяных месторождениях // НТЖ «Нефтепромысловоедело».-2012.-№ 1,- С.26-28.

4. Сагитов Д.К., Хальзов А.А., Лепихин В.А. Вовлечение в активную разработку запасов нефти на поздней стадии по зонам дренирования // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -2012. -№ 1. -С. 29-31.

5. Сагитов Д.К., Сафиуллин И.Р., Лепихин В.А., Аржиловский А.В. Оценка степени взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин методом распознавания образов по истории их эксплуатации // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2012. - № 1. - С. 35-36.

6. Сарваретдинов Р.Г., Лепихин В.А. Экспресс-методика оценки изменения текущего уровня ВНК // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - 2012. - № 1. - С. 48-56.

7. Лепихин В.А. Влияние согласованного изменения интенсивности и охвата нефтяной залежи заводнением на его текущую продуктивность // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2012. - № 2. - С. 22-24.

8. Владимиров И.В., Галин Э.Р., Лепихин В.А. Исследование выработки запасов нефти из послойно неоднородного по проницаемости пласта контактной ВНЗ с переходной зоной // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012.-№ 2.-С. 25-38.

Прочие публикации

9. Математическое моделирование процессов фильтрации в послойно-неоднородных по проницаемости коллекторах контактной водонефтяной зоны / И.В. Владимиров, ЭР. Галин, А.Р. Сарваров, М.С. Антонов,

B.А. Лепихин. - Уфа: ООО «Выбор», 2009. - 43 с.

Ю.Пшеничников В.В., Кузнецов М.А., Лепихин В.А. Энергосберегающее восстановление продуктивности разгазированных участков нефтяной залежи в условиях снижения эффективности системы поддержания пластового давления // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. 19 октября 2011 г. в рамках XI Российского энергетического форума. - Уфа, 2011. - С. 73-75.

П.Пшеничников В.В., Лепихин В.А. «Расширение области дренирования скважин выводом на энергосберегающие технологические режимы регулированием по давлению насыщения // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. 19 октября 2011 г. в рамках XI Российского энергетического форума. - Уфа, 2011. —

C. 76-77.

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 12.04.2012 г. Бумага писчая. Заказ № 97. Тираж 120 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Лепихин, Виталий Александрович

Введение

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИССЛЕДОВАННОСТИ ПРОБЛЕМЫ И

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Обзор опубликованных работ о разработке нефтяных залежей заводнением.

ГЛАВА 2. ВЫБОР И ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Уточнение геологического строения пласта А}.

2.2. Экспресс- методика оценки изменения текущего уровня ВНК.

2.2.1. Оценка изменения уровня текущего ВНК для залежей сводовой структуры с ЧНЗ (пластовых залежей).

2.2.2 Оценка текущего уровня ВНК для залежей сводовой структуры без ЧНЗ (массивных залежей).

2.2.3 Оценка текущего уровня ВНК для линзовидных залежей.

2.2.4. Определение средней высоты поднятия уровня ВНК в залежи садовой структуры с ЧНЗ по пласту А4 Пронькинского месторождения.

2.3. Выводы к главе 2.

ГЛАВА 3. АНАЛИЗ И ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ

НЕФТИ ПРОНЬКИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1. Анализ эффективности существующей системы заводнения по пласту А4.

3.2. Анализ эффективности существующих технологий интенсификации отборов.

3.3. Влияние согласованного изменения интенсивности и охвата нефтяной залежи заводнением на его текущую продуктивность.

3.4. Классификация возможных причин низкой эффективности системы заводнения.

3.5. Потери подвижных запасов нефти в неоднородном по проницаемости пласте в результате охлаждения и выпадения парафинов.

3.6. Осложнения при разработке залежей нефти с высоким газовым фактором.

3.7. Выводы к главе 3.

ГЛАВА 4. СОЗДАНИЕ НОВЫХ МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ОТБОРА НЕФТИ ПУТЕМ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ.

4.1 Коэффициент парной корреляции.

4.2 Коэффициенты неоднородности.

4.3 Межскважинная проводимость.

4.4. Градиент давления в межскважинном пространстве.

4.5 Комплексный параметр регулирования заводнения.

4.6 Методические рекомендации по уплотнению сетки скважин.

4.7. Выводы к главе 4.

ГЛАВА 5. ПРИМЕРЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕКОМЕНДАЦИЙ АВТОРА ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ ЗАВОДНЕНИЯ И УПЛОТНЕНИЯ СЕТКИ СКВАЖИН

ДЛЯ ВВОДА РАНЕЕ НЕДРЕНИРУЕМЫХ ЗАПАСОВ В РАЗРАБОТКУ.

5.1. Метод определения потребности и размещения новых скважин.

5.1.1 Разгазирование нефти в пласте и образование демпфирующих зон свободного газа.

5.1.2. Закачка холодной воды при высоком содержании парафинов.

5.1.3 Закачка пресных вод.

5.2. Потеря и нерациональное перераспределение доли закачиваемых объемов воды в системе локальных трещин.

5.3. Выводы к главе 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий извлечения нефти заводнением из залежей с изменяющимся во времени водонефтяным контактом"

Актуальность проблемы. Изменчивость филырационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов по латерали и вертикали является одной из причин неравномерной выработки запасов нефти, разделенных от общей нефтенасыщенной толщины на прослои, в которых коэффициенты песчанистости и расчлененности изменяются в достаточно высоких пределах. Особенно значимо это проявляется на залежах при совместной эксплуатации нескольких пластов через единый фильтр. В таких залежах выработка запасов происходит в большей степени по каналам высокопроницаемых прослоев, и, как следствие, ведет к образованию целиков нефти в зонах низких проницаемостей. Поэтому регулирование объемов закачки воды и отбора продукции в этот период является одним из необходимых мероприятий для выравнивания фронта вытеснения нефти и оптимизации отбора. Изменение текущего водонефтяного контакта (ВНК) во времени, которое может определяться по ЗБ, является очень трудоемкой работой, поэтому необходимы менее трудоемкие, например, экспресс-методы его определения, что позволит делать оперативную оценку остаточных недренируемых запасов и рациональное размещение фонда скважин на стадии доразработки нефтяной залежи с учетом сложившейся системы заводнения. Представленная работа направлена на изучение и создание новых технологий вытеснения нефти путем снижения энергозатрат на извлечение нефти заводнением, которая актуальна и широко востребована в производственных структурах.

Цель работы - повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных карбонатных нефтенасыщенных коллекторов заводнением за счет уточнения водонефтяного контакта во времени и распределения остаточных запасов по объекту с интенсификацией притока нефти путем оптимизации распределения и расположения новых точек стока.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Уточнение и детализация геологического строения Пронькинского нефтяного месторождения с оценкой степени выработки запасов;

2. Оценка изменения водонефтяного контакта в пласте А4 во времени, изучение и создание методики оперативной оценки положения ВНК на локальных участках;

3. Анализ текущих существующих технологий выработки запасов нефти;

4. Теоретическое исследование и создание новых методических основ для разработки усовершенствованных технологий интенсификации отбора нефти;

5. Разработка комплексных рекомендаций по регулированию заводнения и уплотнения сетки скважин для ввода ранее недренируемых запасов в разработку.

Методы решения поставленных задач

Анализ и решение поставленных задач базируются на обобщении опыта разработки выбранного объекта с использованием данных геофизических, гидродинамических и промысловых исследований, а также современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, на результатах математического моделирования для оптимизации сетки скважин и заводнения.

Научная новизна результатов работы

1. Выявлена изменчивость во времени неравномерного распределения водонефтяного контакта по латерали и вертикали на отдельных залежах и зонах на примере Пронькинского нефтяного месторождения и предложена экспресс-методика её оценки для оперативного определения остаточных недренируемых запасов нефти путем выделения новых упрощенных геологических тел, проведен расчет абсолютных отметок для определения среднего значения изменения уровня текущего ВНК и текущей нефтенасыщенности пласта.

2. Предложена и разработана методика определения количества дополнительных добывающих и нагнетательных скважин, учитывающая связь начальных запасов, введенных в разработку, коэффициента извлечения нефти (КИН) с накопленным фондом, разделенным на добывающие и нагнетательные скважины.

3. Создана методика размещения дополнительных скважин с учетом недренируемых запасов нефти и регулирования заводнения с определенным выбором направления приоритетности фильтрации.

На защиту выносятся:

1. Экспресс-методика определения текущего ВНК в залежи по геофизическим и геологическим данным объекта;

2. Методика определения размещения дополнительных добывающих скважин с учетом уточненных карт остаточных дренируемых и недренируемых запасов;

3. Методика размещения дополнительных скважин и регулирования заводнения по данным приоритетности фильтрации.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы применяются при разработке Пронькинского нефтяного месторождения путем использования карт остаточных недренируемых запасов, рекомендаций по размещению дополнительных скважин на месторождении с регулированием системы заводнения.

2. Внедрение комплекса мероприятий, включающего работы по регулированию системы заводнения с 2010 г. по 01.01.2012 г., позволило дополнительно добыть 1950 т нефти, о сократить объемы закачки по пласту A4 на 37 тыс. м воды и получить экономический эффект в сумме 2,8 млн руб.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах

НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2007-2012 гг.), на научно-технических Советах ОАО «Оренбургнефть» (2010-2011 гг), в нефтяной компании «ТНК-BP» (г. Москва, 2011 г.).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе в 8 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Одна статья опубликована без соавторов.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 74 наименования. Работа изложена на 118 страницах машинописного текста, содержит 40 рисунков, 8 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Антонову М.С. и сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология»: к.т.н. Сарваретдинову Р.Г., к.т.н. Фатхлисламову М.А. - за помощь и полезные советы, высказанные в процессе формирования и выполнения диссертационной работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Лепихин, Виталий Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Представленные в работе исследования позволяют сделать следующие выводы.

1. В ходе пересмотра геологических данных и рассмотрения данных по новым скважинам была определена противоречивость геологических данных и истории разработки пласта А4 Пронькинского месторождения, что указывает на неравномерный характер распределения водонефтяного контакта во времени по латерали и вертикали. Разработанная методика оперативного определения уровня ВНК позволила рассчитать текущие подвижные и недренируемые запасы и построить уточненные карты разработки.

2. Проведенный анализ существующих технологий выработки запасов нефти по пласту А4 Пронькинского месторождения показал, что начиная с этапа ввода системы заводнения наблюдается несогласованность работы системы ППД, что хорошо отслеживается наличием скважин, работающих с пластовыми давлениями ниже и выше давления насыщения, присутствием скважин, работающих с забойными давлениями ниже давления насыщения, что привело к образованию зон свободного газа и, как следствие, к снижению текущего КИН и созданию зон недокомпенсации и перекомпенсации. Построенная для визуального представления распределения давлений в пласте карта указывает на наличие областей с малой гидродинамической связью, что приводит к существенному изменению фильтрационных потоков от закачиваемой воды и снижению текущего конечного КИН.

3. Разработаны методические основы определения поскважинного направления приоритетной фильтрации. Применительно к условиям пласта А4 Пронькинского месторождения построены карты разработки с неравномерными зонами распределения давления, показывающие направление приоритетной фильтрации. Рассмотрение направлений фильтрационных потоков позволило определить зоны взаимогашения потоков. Данная методика основана на установлении связи начальных запасов, введенных в разработку, КИН с накопленным фондом, разделенным на добывающие и нагнетательные скважины.

4. Получена формула для определения местоположения новых точек размещения скважины, учитывающая связь между подвижными запасами, пористостью, эффективной нефтенасьпценной толщиной и предельной нефтенасьпценностью пласта.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Лепихин, Виталий Александрович, Уфа

1. Абызбаев ИИ, Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Уфа: Башкирское кн. изд-во, 1978. 72 с.

2. Анализ эффективности системы заводнения залежи пласта A4 Пронькинского месторождения. Оренбург, 1987.

3. Булыгин Д.В., Медведев Н.Я. Кипоть В.А. Моделирование геологического строения и разработки залежей нефти Сургутского свода. Казань: Изд-во «ДАС». 2001. - 191 с.

4. Валиханов A.B., Вахитов Г.Г., Грайфер В.И. и др. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления. Казань: Таткнигоиздат. - 1971.

5. Валиханов A.B., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х., Суханов H.A. Разработкамалопродуктивных коллекторов. Казань: Таткнигоиздат. - 1972. - 92 с.t

6. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (Этапы развития, современное состояние и переспективы). М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2004. - 216 с.

7. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

8. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997. - 267 с.

9. Денисов С.Б., Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Юканова Е.А., Исакова Т.Г., Дубина A.M. Формирование массивов скважин для выполнения пересчета запасов нефти и газа длительно разрабатываемых месторождений. В сб. «Геофизический вестник». №6. -2001.

10. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.: Недра. - 1984. - 208 с.

11. Дияшев Р.Н., Кондрашкин В.Ф. и др. Совершенствование разработки низкопродуктивных коллекторов // Нефтяное хозяйство. № 2. - 1987. - С.42-46.

12. Евтушенко С.П., Штанин A.B. К методике определения параметров пласта методом фильтрационных волн давления // Известия ВУЗов, серия «Нефть и газ». № 7. - Баку, 1988. - С.58-62.

13. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баталова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.: - 2004. - 520 с.

14. Зейгман Ю.В., Васильев В.И., Облеков Г.И., Демин В.М.: Динамика перераспределения нефти и воды в призабойной зоне пласта. Уфа, Фонд содействия развитию научн. иссл., 1998. 96 с.

15. Зиннатуллин Н.Х. Определение коэффициента пористости и выделение проницаемых прослоев в пластах В1 и В2 верейского горизонта юго-востока Татарии.// Тр. ТатНИПИнефть. Вып.26. - Казань, 1974. - С.92-99.

16. Зиннатуллин Н.Х. Определение коэффициента пористости пластов в карбонатных отложениях турнейского и башкирского ярусов нефтяных месторождений юго-востока Татарии.// Тр. ТатНИПИнефть. Вып.26. - Казань, 1974. - С.85-92.

17. Зиннатуллин Н.Х., Султанов С.А. Определение нижних пределов параметров продуктивных коллекторов. РНТС. Нефтегазовая геология и геофизика. 1981. - № 12. - С.26-29.

18. Зиннатуллин Н.Х., Юдинцев Е.А. Учет глинистости карбонатных пород при определении их пористости.// НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1988. -№11.- С.36-38.

19. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - 375 с.

20. Ковалев А.Г., Ковалева О.В., Козлов Г.А., Маслов С.А. Перспективы выделения промытых продуктивных пластов при внутри контурном заводнении по данным анализа керна // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1989.-№ 10.-С. 78-79.

21. Ковалев B.C. Определение трещиноватости карбонатного пласта A4 Кулешовского месторождения.// Тр. Гипровостокнефть. Вып.9. - М.: Недра, 1965. - С.95-102.

22. Ковалева О.В., Калери К.Б., Меренкова Н.В. Изучение характера вытеснения нефти по пласту С1 Мухановского месторождения / Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западного Казахстана. Куйбышев, 1988.-С. 99-112.

23. Колганов В.И., Югин Л.Г., Солдаткина М.И., Каштанова Г.М. Коллекторские свойства пласта A4 башкирского яруса Бобровского месторождения.// Тр. Гипровостокнефть.-Вып.17. М.: Недра, 1973. - С.61-68.

24. Котенев Ю.А., Нугайбеков P.A., Каптелинин О.В. Повышение эффективности эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.-М.: Недра,2004- 236 с.

25. Коцюбинский B.J1, Ошитко В.М., Суханов H.A. Условия залегания и состояние эксплуатации слабопроницаемых коллекторов (алевролитов) горизонта Д1 Ромашкинского месторождения // Тр. ТатНИПИнефть. Вып.12. -JL: Недра. - 1968.

26. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра. -1974.192 с.

27. Лозин Е.В., Пантелеев В.Г.: Экспериментальная оценка полноты извлечения нефти, донасытившей обводненный нефтяной пласт. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -№6. 1995. -С. 36-38.

28. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра. -1993.-312 с.

29. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д., Хамзин Р.Г. О неоднородности продуктивных пластов.// Тр. ТатНИИ. 1964.Вып.6.

30. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977. -214 с.

31. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. -Москва Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

32. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. М.: Недра, 1983. - 175 с.

33. Михайлов К.Н. Остаточное нефтенасьнцение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992.-270 с.

34. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань.: Таткнигоиздат. - 1985. - 176 с.

35. Муслимов Р.Х. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами на месторождениях Татарстана. М.: Недра. - 1983.

36. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2003. -596с.

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

38. Мухаметшин Р.З., Булыгина Н.Ф., Юдинцев Е.А. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов.// НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1988. - № 5. - С.34-38.

39. Обиход А.П., Папухин С.П., Пакшаев A.A., Сагитов Д.К., Поливанов С.А. Основные направления повышения эффективности разработки эксплуатационных объектов Якушкинского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2007,-№8. -С. 37-40.

40. Пересчет запасов нефти и газа Пронькинского месторождения Оренбургской области, Гипровостокнефть, Куйбышев, 1990.

41. Пересчет запасов нефти и ТЭО КИН Пронькинского месторождения Оренбургской области по состоянию на 01.01.2007 г, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, 2008.

42. Пияков Г.Н., Усенко В.Ф., Кудашев Р.И., Мазитова Н.И.: Изменение остаточной нефтенасьпценности при повторном насыщении нефтью заводненного пласта. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. № 4. - 1984. -С. 5-6.

43. Подсчет запасов нефти и газа Пронькинского месторождения Оренбургской области по состоянию геологической изученности на 01.04.1968 г. для утверждения кондиций, Оренбург, 1968.

44. Рабинович С.Г. Погрешности измерений. JL: Энергия. Ленинградское отделение. 1978.-261 с.

45. Сагитов Д.К. Накопление «визуального опыта» с целью дальнейшего прогнозирования поведения процесса обводнения скважин на основе статистического моделирования. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ. - 2005. - № 12. - С. 30-35.

46. Сагитов Д.К., Сафиуллин И.Р., Лепихин В.А., Аржиловский A.B. Оценка степени взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин методом распознаванияобразов по истории их эксплуатации. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М ВНИИОЭНГ. -2012.-№1.-С. 35-37.

47. Сагитов Д.К., Хальзов A.A., Лепихин В.А. Оперативная коррекция компенсации отборов закачкой на нефтяных месторождениях // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ. 2012. - №1. - С. 26-29.

48. Сагитов Д.К., Хальзов A.A., Лепихин В.А. Вовлечение в активную разработку запасов нефти на поздней стадии по зонам дренирования // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ. 2012. - №1. - С. 29-ЗД,. „ . :.iS,

49. Сазонов Б.Ф. Вытеснение нефти водою в трещиноватом пласте // Тр. Гипровостокнефть. Вып.9. - М.: Недра. - С. 169-174.

50. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991.-347 с.

51. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра, 1984. - 215 с.

52. Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1988. - №9. - С. 31-36.

53. Тазиев М.М., Казакова Т.Г., Сагитов Д.К. Проблемы и методы разработки водонефтяных зон. Тезис доклада VI Конгресса нефтепромышленников России. Научно-практическая конференция «Проблемы освоения трудноизвлекаемых углеводородов», Уфа

54. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З. и др. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 104 с.

55. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. -М.: Недра.- 1985. 216 с./

56. Титов В.И., Жданов CA. Особенности состава и ¿войств остаточных нефтей // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1989. -№ 4. - С. 28-31.

57. Хавкин А.Я. Гидродинамика многофазной фильтрации в пористой среде. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1991. - № 5. - С.23-27.

58. Хавкин А.Я. Физико-химические технологии повышения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1994. - № 8. - С.31-34.

59. Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде. // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений» Обзор информации. -М.: ВНИИОЭНГ. Вып.З. -1991.- 60 с.

60. Хавкин А.Я., Немченко Т.А., Никищенко А.Д. Исследование особенностей многофазной фильтрации на микромоделях пористых сред.// НТЖ «Нефтяное хозяйство». № 10. - 1995. - С.36-37.

61. Хайрединов Н.Ш. Вскрытие и освоение пластов, представленных карбонатными коллекторами / Тр. ТатНИИ. Вып.8. - Л.: Недра, 1965. - С.179-188.

62. Хайрединов Н.Ш. Классификация карбонатных коллекторов Татарии //Тр. ТатНИПИнефть. Вып.24. - Казань: Таткнигоиздат, 1973. - С. 77-84.

63. Хайрединов Н.Ш. Формирование залежей нефти в карбонатных отложениях // Тр. ТатНИПИнефть. Вып.24. - Казань: Таткнигоиздат, 1973. - С.84-92.

64. Хайретдинов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкирии // НТЖ «Нефтепромысловое дело». № 5. - 1996. - С. 4-6.

65. Хисамов P.C. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань. - 1996. - 288 с.

66. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Тазиев М.З., Нурмухаметов P.C. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». -2001. -184 с.

67. Шаймарданов М.Н., Антонов М.С., Шаисламов В.Ш. (НПО «Нефтегазтехнология»), Кузнецов М.А. (НГДУ «Сорочинскнефть») Изменение фильтрационных свойств пласта под действием внутренних напряжений в пласте.// НТЖ «Нефтепромысловое дело». №1. - 2012. - С.22-26.