Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 КОМПЛЕСНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 7
1.1 Комплексные микробиологические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи 7
1.2 Комплексные волновые и физико-химические технологии воздействия на пласт 11
1.3 Комплексные волновые и термические методы воздействия на пласт 14
1.4 Комплексные термические и газовые технологии водействия на пласт 18
1.5 Комплексные термические и физико-химические методы воздействия на пласт 21
Глава 2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ГРУППИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗОНЫ СОЧЛЕНИЯ СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ПЕРИФЕРИИ БАШКИРСКОГО СВОДА И ВЕРХНЕ-КАМСКОЙ ВПАДИНЫ 27
2.1 Геолого-физическая характеристика 27
2.1.1 Тектоническая приуроченость 27
2.1.2 Стратиграфическая характеристика разрезров месторождений 32
2.1.3 Краткая характеристика и нефтегазоносные комлексы основных месторождений «Краснохолмской группы» 38
2.1.4 Геолого-физические параметры пластовых систем 50
2.2 Группирование объектов разработки по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластовых систем 58
2.2.1 Цели и методы группирования и идентификация объектов 58
2.2.2 Смысловая интепретация результатов группирования и выделение груп п объектов 58
2.2.3 Характеристика и особенности групп объектов 67
Глава 3 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТОВ ВЫДЕЛЕННХ ГРУПП И ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ 70
3.1 Анализ структуры запасов нефти 70
3.1.1 Общая характеристика запасов 70
3.1.2 Анализ структуры запасов по выделенным группам объектов 80
3.1.3 Анализ выработки запасов 87
3.2 Геолого-промысловый анализ разработки объектов выделенных групп 94
3.2.1 Объекты в терригенных коллекторах 97
3.2.2 Объекты в карбонатных коллекторах 101
Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые с заводнением 101
Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые без заводнения 105
3.3 Геолого-статистическое моделирование процесса нефтеизвлечения.Л08
Глава 4 ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСНЫХ МУН НА ОБЪЕКТАХ РАЗРАБОТКИ ВЫДЕЛЕННЫХ ГРУПП 117
4.1 Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи пластов 117
4.2 Физические методы повышения нефтеотдачи пластов 119
4.3 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов 126
4.4 Комплексные технологии увеличения нефтеотдачи пластов 133
4.5 Рекомендации по применению комплексных технологий МУН для различных классов трудноизвлекаемых запасов 149
5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ 153
6. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 155
- Комплексные микробиологические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи
- Геолого-физическая характеристика
- Анализ структуры запасов нефти
Введение к работе
Актуальность темы исследований: Исследуемая в представленной работе проблема в какой-то мере решает остро стоящий перед мировым сообществом вопрос обеспечения энергоресурсами в связи с тем, что сегодня имеет место тенденция ухудшения структуры запасов нефти и в балансе увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов. В настоящее время, когда открытие новых крупных нефтяных месторождений связано с возрастающими затратами, а многие разрабатываемые в Башкирском нефтедобывающем регионе нефтяные месторождения истощены, вопросы повышения нефтеотдачи продуктивных пород приобретают особо важное значение. С учётом того, что немалая часть нефтяных месторождений здесь характеризуется низкой проницаемостью, актуальным является детальное изучение ряда наиболее эффективных способов освоения трудноизвлекаемых запасов - комплексных технологий. Традиционные подходы в решении проблем поддержания добычи становятся все менее значимы. Успешная доразработка действующих объектов возможна только с использованием наиболее прогрессивных и высоко-эффективных методов воздействия на пласт. Нефтяные месторождения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины характеризуются широким спектром геолого-промысловых условий, разной степенью выработки запасов нефти и эффективностью применения методов воздействия на пласт. Оперативный контроль полноты и качества геолого-промысловой информации, выбор комплекса технологических моделей позволил оценить состояние разработки отдельных участков нефтяных залежей и обосновать применение наиболее эффективных комплексных методов воздействия на пласт.
Целью работы является обобщение и анализ опыта использования комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов и разработка геолого-технологических критериев выбора этих технологий для освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.
Основные задачи и методы исследований:
1. На основе анализа научно-технической и патентной литературы установить основные тенденции в разработке и промышленном использовании
комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов.
Провести классификацию объектов разработки месторождений зоны сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины по комплексу контролируемых геолого-физических и технологических параметров методом главных компонент (МГК) и проанализировать структуру запасов выделенных групп.
Выполнить геолого-промысловый и геолого-статистический анализ разработки объектов выделенных групп и определить основные факторы, влияющие на эффективность процесса нефтеизвлечения.
Установить геолого-технологические особенности применения комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов на типичных объектах выделенных групп и дать рекомендации по выбору комплексных технологий для освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.
Научная новизна выполненной работы:
1. На основе классификации объектов разработки зоны сочленения
Башкирского свода и Верхне-Камской впадины выделены характерные группы,
отличающиеся комплексом геолого-физических и физико-химических свойств
пластовых систем и технологическими параметрами систем разработки,
определены центры группирования (типичные объекты) и проведено
структурирование геологических и извлекаемых запасов дифференцированно по
выделенным группам.
2. В результате многоуровневого геолого-промыслового и геолого-
статистического анализа выявлены основные геолого-физические и техноло
гические факторы, влияющие на эффективность процесса нефтеизвлечения в
зависимости от типа коллектора и применяемой системы разработки.
3. Выявлены основные геолого-технологические особенности
применения комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов на
типичных объектах выделенных групп, проведен сравнительный анализ
технологической эффективности микробиологических, физических, физико-
химических и комплексных технологий увеличения нефтеотдачи,
интенсификации добычи нефти и снижения обводненности продукции.
4. Разработаны рекомендации по выбору комплексных технологий
повышения нефтеотдачи пластов для различных классов трудноизвлекаемых
запасов нефти.
Основные защищаемые положения:
1. Классификация эксплуатационных объектов в зоне сочленения
Башкирского свода и Верхне-Камской впадины методом главных компонент по
комплексу геолого-физических и физико-химических свойств пластовых
систем.
2. Научно обоснованные геолого-статистические модели эффективности
процесса нефтеизвлечения в выделенных группах объектов.
3. Рекомендации по выбору комплексных технологий повышения
нефтеотдачи пластов для различных классов трудноизвлекаемых запасов.
Практическая ценность и внедрение результатов работы:
Результаты проведенных исследований позволяют существенно повысить эффективность разработки нефтяных месторождений с ТрИЗ через применение комплексных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и снижения обводненности продукции. Рекомендации автора по обоснованию применения комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов использованы при составлении проекта разработки Красноярско-Куединского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ - Пермнефть».
Публикации: По теме диссертационной работы опубликовано девять печатных работ. Автор неоднократно докладывал материалы на вузовских, региональных и международных конференциях в Саратове, Уфе, Ижевске, Ухте, Янауле и др. в 2001 - 2006 гг.
Структура диссертации: Диссертация состоит из введения, 4-х глав и заключения. Список литературы включает 96 наименований. Текст на 163 страницях, содержит 59 рисунков и 33 таблицы.
Автор искренне благодарен за помощь, ценные советы и консультации научным руководителям д.т.н., профессору В.Е. Андрееву, д.г.-м.н., профессору А.В. Сидневу, а также д.г.-м.н., профессору Н.Ш. Хайрединову, д.т.н. Ю.А. Котеневу, к.г-м.н., доценту Ш.Х. Султанову, к.т.н. И.И. Абызбаеву, к.т.н. P.M. Каримову, к.т.н. А.В. Чибисову, сотрудникам ЦХИМН АН РБ, коллективу кафедры геологии УГНТУ, начальнику проиводственного управления ОАО «АНК «Башнефть» к.т.н. Ю.В Лукьянову, генеральному директору ДООО «Башгеопроект» к.т.н. Е.Н. Сафонову и многим другим, плодотворная работа с которыми способствовала становлению, развитию идей и практической их реализации.
Комплексные микробиологические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи
Экологически безопасные микробиологические методы увеличения нефтедобычи применяются в основном на месторождениях, разрабатываемых с помощью заводнения. Присутствие водной фазы создает условия для развития богатой и разнообразной пластовой микрофлорой.
На поздней стадии разработки обводненных месторождений с возрастающей долей трудноизвлекаемых запасов остаточных нефтей применение микробиологического метода может быть единственным реально увеличивающим нефтеотдачу. Влияние пластового биоценоза на закрепленную малоподвижную нефть носит характер десорбции, которая осуществляется за счет накопленных продуктов метаболизма при биоокислении углеводородов нефти.
Биотехнология увеличения нефтеотдачи разработана для низкопроницаемых обводнённых пластов месторождения Белый Тигр, расположенного на шельфе в 130 км от береговой линии Вьетнама. Разрабатывается с помощью заводнения морской водой Южно Китайского моря.
Среднегодовая температура морской воды + 26 С, минерализация 35 - 37 г/дм, рН - 7,2 единиц. Общее содержание гетеротрофной микрофлоры в морской воде насчитывает до 8 млн.клеток/см3, углеводород-окисляющей микрофлоры до 3-5 млн. клеток/см3.
Морская вода с постоянной положительной температурой является основным поставщиком микроорганизмов в нефтяной пласт. Общее содержание гетеротрофной микрофлоры в пластовой воде от 1,6 до 3,0 млн. клеток/см3.
В качестве питательного субстрата для стимуляции микрофлоры применяли высокоэффективную нефтевытесняющую композиции ИХН-КА. В состав композиции входят азотистые компоненты, которые под действием пластовой температуры разлагаются на более простые, легко усваиваемые микроорганизмами соединения. Численность микрофлоры при этом увеличивается на 4-6 порядков. Активный рост и размножение микробных клеток резко повышает оксигеназную активность; углеводородокисляющей группы микроорганизмов.
Метод газожидкостной хроматографии биоокисленных нефтей подтвердил высокую дегидрогеназную активность микрофлоры при стимуляции азотистыми компонентами композиции ИХН-КА. Применение раствора нефтевытесняющей композиции ИХН-КА в качестве стимулирующего субстрата обеспечивает двойной эффект. Вытеснение нефти происходит за счет моющих средств самой композиции ИХН-КА и за счет микробиологического фактора.
Реализация разработанной биотехнологии повышения нефтеотдачи в промысловых условиях экологически безопасна, проста, не требует специального скважинного обустройства.
Предварительные эксперименты по определению питательных свойств нефтевытесняющей композиции ИХН-КА для пластовой микрофлоры показали положительный эффект гидролизованных растворов композиции.
Азотсодержащие компоненты композиции под действием температуры выше 90 С гидролизуются, образуя соединения, которые легко усваиваются пластовой микрофлорой. Максимальный рост и увеличение численности микрофлоры на 4 - 6 порядков получено при содержании в пластовой воде 0,2-1,0% раствора нефтевытесняющей композиции [66]. При этом по отношению к углеводородам нефти микроорганизмы проявили высокую оксигеназную активность. Хромматографический анализ насыщенных углеводородов сырых и биодеградированных нефтей показал высокую степень их биоокисления на 68-93%.
Следовательно, введение раствора композиции ИХН-КА в пласт стимулирует не только рост и размножение микрофлоры, но и значительно повышает их ферментативную активность в процессах окисления углеводородов и накопления продуктов метаболизма, влияющих на вытеснение нефти. На Лас-Еганском месторождении Западной Сибири проведено промышленное испытание комплексной технологии на трёх участках пласта Юі с нагнетательными скважинами 9329, 9066 и 9063.
Геолого-физическая характеристика
Расположенные в северо-западной части Респиблики Баскортостан месторождения «Краснохолмской группы» приурочены к пограничной зоне двух структур первого порядка: Башкирского свода и Верхнє - Камской впадины (рис. 2.1).
По кровле терригенных отложенний нижнего карбона здесь выделено более 60-ти локаных поднятий. Обе эти структуры, как многие другие в пределах Удмуртской и Татарской Республик, Пермской, Оренбургской и другие областей входят в состав значительной по площади Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В общегеологическом аспекте исследуемая территория Республики Башкортостан относится к Восточной окраине Русской платформы. Развитые здесь месторождения - проимущественно осадочного происхождения. В их числе горючие полезные ископаемые - нефть, природный газ, каменный уголь, торф; агрономические руды (торф, сапропель), строительные материалы (строительный камень, песчано-гравийные смеси, глины и суглинки) и др.
Главной же составляющей минерально-сырьевой базы Башкортостана являются топливные ресурсы, в первую очередь, нефть. Начиная с 1932 года, за период промышленной разработки нефтяных месторждений добыто свыше 1,5 млрд. т нефти и 70 млрд. м природного и попутного газа, открыто более 250 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Наиболее крупными из них на северо-западе республики являются Орьебашское, Четырманское, Югомашевское, Татышлинское и др. Нефтедобыча в республике достигла максимума в 1967 году - 47,8 млн. т. В настоящее время по объективным причинам добыча нефти постепенно снижается и состоявляет около 12 млн. т.
Разрабатываются 150 нефтяных и нефтегазовых месторождений, 17 законсервировано и на 5 проводятся геолого-разведочных работ. Большинство месторождений перешагнуло пик своей максимальной добычи и находятся в поздней стадии разработки с высокой степенью обводненности добываемой продукции. На завершающей стадии разработки находится 26 месторождений. Степень освоения начальных суммарных ресурсов нефти составляет 78,9 %, газа 27,5 % (Хамитов, 2000 г). В сренесрочной перспективе нефтедобыча будет
Разрабатываются 150 нефтяных и нефтегазовых месторождений, 17 законсервировано и на 5 проводятся геолого-разведочных работ. Большинство месторождений перешагнуло пик своей максимальной добычи и находятся в поздней стадии разработки с высокой степенью обводненности добываемой продукции. На заверщающей стадии разработки находится 26 месторождений. Степень освоения начальных суммарных ресурсов нефти составляет 78,9 %, газа 27,5 % (Хамитов, 2000 г). В сренесрочной перспективе нефтедобыча будет оставаться приоритетным направлением в добывающей промышленности Башкортостана.
В этой плоскости и стоит основная задача нашего исследования: научно обосновать возможность необходимость, и достаточность современных технологических приёмов и методологий для стабилизации нефтедобычи на продолжительный период (два-три десятилетия) экономического саморазвития республики. Богатство природных ресурсов, экологический и научно-интеллектуальный потенциал республики и впередь должны служить во имя процветания её многонационального народа и всей России. Рассматрим кратко строение интересующих нас структурно-тектонических элементов.
Башкирский свод. По карте поверхности кристаллического фундамента (Тайц, 1968; Ованесов, 1962 и др.) Башкирский свод видится как существенно сглаженный экзогенными процессами в продолжении значительного (порядка 150 млн. лет) этапа геологического времени, отвечающего раннему палеозою (кембрию, ордовику и силуру). По горизонтам девона и карбона на Башкирском своде отчетливо выделяется «Кушкульская» вершина и пологий продолжительный склон в сторону Верхне-Камской впадины. В своем развитии свод «асимметричен». В восточной части почти полностью отсутствуют терригенные коллектора девона, сокращены также мощности вендских и увеличены толщины рифейских отложений. В северозападном направлении напротив, мощности терригеного девона и венда возрастают, а рифея - уменьшаются. Башкирский палеосвод, в целом, имеет конусовидную фигуру северо-западной ориентации. На границе с Верхне-Камской впадиной он осложнём многочисленными валами, выступами, уступами, брахикуполамии др. структурными элементами, в расположении которых, на наш взгляд, имеются некоторые закономерности. С рядом валов и зон поднятий связаны промышленные скопления нефти и газа. Е.В.Лозин (1997,2000) выделяет здесь две зоны нефтегазонакопления в палеозойском разрезе: Татышлинско - Югомашевскую и Казанчинскую. Так, на простирании Куединского вала расположено Югомашевское месторождение нефти, в контуре Дубовогорского вала - Татышлинское нефтяное месторождение. В Таушско-Бураевской зоне поднятий наиболее крупными являются Четырманское, Орьебашское и ряд других месторождений.
Анализ структуры запасов нефти
Нефтеносность исследуемых нами месторождений связана с отложениями палеозоя. Промышленно-нефтеносные пласты данной территории содержатся в пяти продуктивных комплексах, (терригенных и карбонатных отложениях девона, терригенных и карбонатных отложениях нижнего карбона, карбонатных отложениях среднего карбона). Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Распределение запасов и суммарных отборов нефти по продуктивным толщам палеозойского разреза Краснохолмской группе приведены в табл.3.1 и на рис.3.1.
Как видно, основная доля запасов приходится на залежи, приуроченные к бобриковскому горизонту и башкирскому ярусу. Кроме того, суммарные начальные геологические запасы (25,8 млн.т и 7,4 млн.т нефти) и начальные извлекаемые запасы (5,1 млн.т и 1,3 млн.т нефти) по вышеуказанным месторождениям существенно различаются. Рис. 3.1. Распределение долей запасов нефти по продуктивным толщам
Доля Тепляковского месторождения из всей группы перечисленных месторождений составляет 0,48 % начальных геологических и 1,03 % начальных извлекаемых запасов. По Гарному месторождению доля начальных геологических запасов составляет 0,74 %, а начальные извлекаемые запасы - 1,26 %.
Распределение запасов нефти по объектам и месторождению в целом приведено в табл. 3.2 и на рис. 3.2. Видно, что извлекаемые запасы в карбонах составляют 50 %. Они трудны к извлечению. Согласно существующей классификации, к месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) нефти относятся месторождения, содержащие нефти с вязкостью более 30 мПа с, при проницаемости коллектора менее 0,05 мкм и с нефтенасыщенной толщиной менее 1,5 м. Проведенная нами идентификация объектов по геолого-промысловым данным позволила определить долю запасов, приходящихся на каждую группу. Из 31 объекта приуроченных к терригенным коллекторам в группы распределилось 27 объект. По объектам в карбонатных коллекторах в три группы вошло 54 эксплуатационных объектов. Доля запасов каждого объекта от запасов в терригенных и карбонатных коллекторах (дифференцированно) показана в табл. 3.4. Объекты в терригенных коллекторах
На первую группу объектов приходится 11,7 % (см. рис. 3.4) начальных геологических запасов нефти рассматриваемых групп по терригенным коллекторам месторождений. Значительная часть запасов нефти содержится в эксплуатационных объектах Татышлинского, Югомашев-ского месторождений. Наиболее выработаны залежи нефти в девонском горизонте Татышлинского месторождения. По этому месторождению отобрано 4,2 % начальных извлекаемых запасов, при проектном 0,34. Залежи девонского горизонта Четырманского месторождения вносят низкую
