Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние проблеммы разработки карбонатных коллекторов и применения методов увеличения нефтеотдачи
1.1 Особенности геологического строения нефтяных залежей в карбонатных коллекторах 7
1.2 Особенности геологического строения и разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах Башкирии 11
1.3 Основные методы увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов 20
1.4 Технология разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами системой горизонтальных скважин 24
1.5 Проводимые исследования с целью проведения эффективной разработки карбонатных коллекторов 26
2. Особенности геологического строения и разработки залежей нефти с кабонатными коллекторами краснохолмской группы месторождений
2.1 Тектоника 29
2.2 Стратиграфия. 32
2.3 Характеристика месторождений и динамика показателей разработки карбонатных отложений 37
2.4 Ресурсная база залежей нефти в карбонатных коллекторах 49
3. Исследование скважин, дренирующих трещиновато-пористый коллектор, при неустановившемся режиме фильтрации
3.1 Метод касательных 57
3.2 Определения времени запаздывания восстановления давления в скважине после ее установки при неустановившейся фильтрации в упругом трещиновато-пористом пласте
3.3 Гидродинамическое исследование горизонтальных скважин 68
3.4 Многомерный статистический анализ при оптимизации и прогнозе эффективности комплексных обработок очистки ПЗП скважин НГДУ «Краснохолмскнефть» совместно с анализом данных нестационарных исследований скважин 88
4. Совершенствование технологий разработки залежей с карбонатными коллекторами нгду «краснохолмскнефть»
4.1 Закачка воды 104
4.2 Совершенствование циклического (нестационарного) заводнения 106
4.3 Технология изоляции продуктивных пластов для сохранения естественной продуктивности при строительстве новых скважин 114
4.4 Технология регулирования заводнения на основе латексов 116
4.5 Применение гелеобразующих составов на основе алюмосиликатов 117
4.6 Физико-химические методы интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов 117
4.6.1 Применение кислоты замедленного действия 118
4.6.2 Внедрение технологии глубокой обработки добывающих скважин в карбонатных коллекторах кислотной композицией ДН-9010 125
4.6.3 Технология дилатационно-волнового воздействия на нефтяные пласты 129
4.6.4 Технология обработки призабойной зоны скважин электрогидровоздействием 135
4.6.5 Методы многоцикловых кислотных обработок и создание кавернонакопителей 137
4.6.6 Технология закачки оторочек сырой нефти в добывающие скважины месторождений с карбонатным коллектором 139
4.6.7 Повышение продуктивности скважин методом гидроразрыва в карбонатных пластах с применением виброволнового воздействия на ПЗП 142
4.7 Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин 151
Заключение 159
Список использованной литературы 161
- Особенности геологического строения и разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах Башкирии
- Характеристика месторождений и динамика показателей разработки карбонатных отложений
- Гидродинамическое исследование горизонтальных скважин
- Совершенствование циклического (нестационарного) заводнения
Введение к работе
Актуальность темы исследований. С карбонатными коллекторами связано более 40% мировых запасов нефти и около 60% мировой добычи нефти. Нефтяные месторождения, приуроченные к карбонатным коллекторам, широко распространены в России, на Ближнем и среднем востоке, США, Канаде и в странах Латинской Америки. В последнее время на территории Урало-Поволжья наблюдается устойчивая тенденция к снижению добычи нефти, ухудшается структура извлекаемых запасов, что проявляется в увеличении объема трудно-извлекаемых углеводородов (ТРИЗ), возрастает удельный вес карбонатных коллекторов, основные запасы нефти, в которых приурочены к турнейским и каширо-верей-башкирским отложениям.
Исключительная неоднородность карбонатных коллекторов, связанная с широким развитием в них вторичных процессов приводит к необходимости изучать не только данные по керну, но и применять комплексный подход. Помимо изучения геологических и литолого-петрофизических особенностей пород и классификации трещинных коллекторов нужно исследовать влияние горных пород на фильтрацию в них жидкости, изменение геофизических параметров, трещин оватость отложений и ряд других факторов. Так как карбонатные коллектора характеризуются высокой степенью расчлененности и прерывистостью продуктивных пластов, наличием и широким развитием густой сети трещин и каверн самых разнообразных размеров и протяженности выбор оптимальной технологии весьма затруднен.
Коэффициент успешности проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта составляет лишь 30-80% по различным объектам, а в половине скважин, затраты, связанные с проведением воздействия, не окупаются дополнительно добытой нефтью. Это связано со следующими причинами:
1) разработанные технологии проведения обработок не учитывают всех
особенностей механизма воздействия на карбонатный коллектор;
2) низкий уровень геолого-технологического сопровождения технологий.
В настоящее время на большинстве объектов разработки АНК "Башнефть" ставится задача стабилизации добычи нефти. При наличии у компании месторождений нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам, разработка данного типа залежей становится весьма актуальной. Накоплен и значительный опыт,
как отдельных промысловых экспериментов, так и промышленной разработки подобных объектов при различных режимах и в НГДУ "Краснохолмскнефть.
Цель работы: Повышение эффективности разработки запасов нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам месторождений НГДУ "Краснохолмскнефть" на основе комплексного применения физических и химических методов. Создание обоснованной системы, определяющей комплекс геолого-технологических критериев выбора технологий для освоения запасов углеводородного сырья, приуроченных к карбонатным коллекторам.
Задачи и методы исследования:
1. Провести структуризацию и дифференциацию залежей нефти, приуро
ченных к карбонатным коллекторам НГДУ "Краснохолмскнефть".
Выполнить множественную классификацию и идентификацию очагов воздействия с помощью статистических методов с включением в анализ гидродинамических параметров, полученных по данным нестационарных исследований скважин. Сравнить результаты классификации по группам и установить наиболее эффективные применяемые МУН по выделенным группам очагов воздействия.
Провести оценку изменения емкостно-фильтрационных свойств пласта в результате физико-химического воздействия на пласт по данным исследования скважин на нестационарных режимах работы.
Разработать методики обоснования и прогнозирования эффективности технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам.
На основе разработанных методик рекомендовать конкретные методы воздействия на карбонатные коллекторы провести опытно-промышленные работы и выполнить геолого-промысловый анализ их эффективности.
Научная новизна результатов, полученных в работе:
Впервые проведены сравнительная классификация очагов воздействия месторождений НГДУ «Краснохолмскнефть» методами ГК с включением в анализ данных гидродинамических исследований.
Проведен сравнительный геолого-промысловый анализ разработки выделенных групп очагов воздействия.
Определены геологические факторы, влияющие на эффективность использования в данном регионе физических и химических методов увеличения нефтеотдачи.
6 4. Определены геологические критерии применимости методов увеличения
нефтеотдачи и подбора оптимальной технологии для конкретной залежи нефти на основе гидродинамических исследований скважин и статистического анализа исходных геолого-промысловых данных.
Основные защищаемые положения:
Классификация объектов воздействия НГДУ "Краснохолмскнефть" статистическими методами с использованием данных гидродинамических исследований скважин и анализ эффективности технологий ПНП по выделенным группам объектов.
Методика выбора методов воздействия на продуктивные пласты, приуроченные к карбонатным коллекторам.
Новые технологии воздействия на карбонатные коллекторы с применением химических и физических методов интенсификации процесса нефтеизвлечения.
Практическая ценность и внедрение результатов работы: Результаты проведенных исследований позволяют:
существенно поднять уровень технико-экономической эффективности технологий доразработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам;
повысить степень использования недр, снизить обводненность добываемой продукции и энергозатраты на добычу углеводородного сырья;
значительно повысить степень достоверности и надежности геолого-технологического обоснования и прогнозирования мероприятий по повышению эффективности разработки месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам в НГДУ "Краснохолмскнефть";
данные проведенных исследований могут использоваться в качестве инженерных методик для выбора и прогнозирования технологической эффективности химических и физических методов воздействия на пласт в НГДУ, в которых ведется активная разработка карбонатных коллекторов.
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано девять печатных работ и три патента.
Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Список литературы включает 65 наименований. Текст на 166 страницах, содержит 10 рисунков и 33 таблицы.
Особенности геологического строения и разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах Башкирии
Целенаправленное изучение карбонатных пород-коллекторов палеозоя платформенной части Башкортостана проводится с 1957 года, когда на Бишин-динской площади была открыта нефтяная залежь в отложениях средне-фаменского подъяруса. Последующие открытия новых нефтяных залежей в карбонатном разрезе послужили основанием для постановки исследовательских работ изучения закономерностей распространения, условий образования и перспектив нефтеносности карбонатных коллекторов, в которых содержится почти половина всех прогнозных ресурсов республики. Результаты этих исследований изложены в работах А.Р. Кинзикеева (1957), А.Я. Виарионовой (1963), A.M. Тюрихина (1962), К.К. Тимергазина (1971), В.М. Лайкам (1966), Ю.И. Шатова (1970), А.И. Крикунова (1985), В.Д. Казаковой (1987) и других геологов.
Анализ обширной информации, накопленной за более чем сорокалетний период исследования карбонатного разреза, дал возможность изучить структурно-фациальные условия развития коллекторов, литологическую их неоднородность, изменение мощностей по разрезу и по площади, числовые характеристики емкостных свойств и их взаимозависимости, степень продуктивности различного типа коллекторов. В контексте с эволюцией формирование и преобразование палеозойского осадочного чехла проведенный анализ позволил отметить следующее. На всех этапах развития палеозойского осадочного чехла на формирование рассматриваемых пород-коллекторов оказывали наибольшее влияние два фактора: литолого-фациальный и тектонический, которые действовали в тесной взаимосвязи, дополняя друг друга, причем степень влияния каждого из них менялась во времени.
Обычно выделяют три основные генетические группы карбонатных пород: хемогенные, органогенные, обломочные. На территории Волго-Уральской провинции промышленно-нефтеносные породы наиболее часто встречаются в отложениях турнейского и башкирского ярусов. Турнейские отложения представлены преимущественно сгустковыми, органогенно-детритовыми и хемо-генными известняками.
Башкирский ярус представлен толщей известняков обычно с небольшим содержанием нерастворимого остатка. Породы неравномерно-трещиноватые, пористые. По структуре карбонатные коллекторы разделяются на биоморфные, органогенно-детритовые, сгустковые, кристаллические известняки и известковые песчаники. Обломочные породы и доломиты отмечены в редких случаях.
Установлено, что целый ряд карбонатных залежей Башкортостана характеризуются одинаковыми и даже лучшими показателями разработки, чем крупные объекты одновозрастных пластов Самарской, Оренбургской областей и Татарстана. Однако, наблюдается заметное отставание в темпах отбора нефти и жидкости в месторождениях среднего карбона Башкортостана. В Татарстане, где карбонатные породы характеризуются более худшими коллекторскими свойствами пласта и пластовой нефти, чем на остальных регионах Урало-Поволжья, в настоящее время проводятся обширные опытно-промышленные работы по изучению влияния плотности сетки (4,8,16 га/скв) на технологические показатели разработки верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов.
Разработка продуктивных горизонтов среднего карбона Башкортостана. Первая промышленная нефть, связанная с рассматриваемым комплексом пород, была приурочена в 1956 году скв. 311, пробуренной в центральной части Арланской площади. Здесь на открытой площади ствола в интервале 795 - 823 м, сложенного известняками каширского и подольского горизонтов, получен приток нефти с водой дебитом 2,56 т/сут. Плотность нефти 0,873 г/см3. Каши-ро-подольские отложения Арланской площади были испытаны на 8 разведочных скважинах Арланской площади в 1957 г. Было установлено, что промышленная нефть связана с нижней частью подольского и кровлей каширского горизонтов и отмечена фациальная изменчивость фациальная изменчивость пород по вертикали и горизонтали. В отдельных обломках известняков имеются каверны размером 8-Ю мм [13]. Установлено, что по Арланской общая толщина каширо-подольских отложений достигает 60 м и эффективная - 4,3 м. Средняя проницаемость эффективной части разреза 0,035 мкм2. Следует отметить, что темпы закачки в начальный период эксплуатации значительно превышали отбор жидкости на добывающих скважин. В течении первого года объём закачанной воды в пласт более чем в 2 раза превысил суммарный отбор жидкости по участку. В это время в пласт нагнеталась в основном сточная вода, представляющая собой разбавленную пресной водой пластовую воду из терригенных отложений нижнего карбона удельного веса 1,14 г/см3. При давлении нагнетания выше 12 МПа резко возрастала обводненность продукции, что видимо, объяснятся образованием трещин, размеры которых соизмеримы с расстояниями между нагнетательными и добывающими скважинами. Залежи нефти в карбонатных отложениях верейского горизонта. Общая нефтенасыщенная толщина пород верейского горизонта колеблется от 4 м (Бураевское месторождение) до 18 м (Орьебашевское и Игровское месторождения), эффективная от 0,7 м (Ис-кринское месторождение) до 0,590 мкм2 (Вениаминское местрождение). Значительный интерес представляют результаты разработки верейского горизонта Игровского месторождения. Средняя проницаемость коллекторов этой залежи -0.100 мкм2, пористость - 18%, вязкость пластовой нефти - 4 мПа с, газонасыщенность - 48 м3/т. Средняя нефтенасыщенная толщина - 3,3 м.
В начальной стадии эксплуатации залежи нефти разрабатывались небольшим числом скважин на режиме истощения пластовой энергии. Несмотря на невысокий темп разработки, в процессе эксплуатации наблюдалось резкое падение пластовых давлений и дебитов скважин. Проведенные прогнозные расчеты добычи на режимах растворенного газа показали, что конечная нефтеотдача при этих условиях не превысит 14-16%. Поэтому было решено начать закачку воды. Для выбора наиболее эффективной системы были организованы очаги нагнетания воды с учетом применения различных видов внутриконтурного и законтурного заводнения.
Первый участок с нагнетанием воды в пласты верейского горизонта был организован в 1967 г. на втором куполе месторождения. Схема размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин представляет собой два элемента четырехточечной схемы площадного заводнения. Расстояние между добывающими скважинами 550 м, а между добывающими и нагнетательными - 320 м. До начала закачки воды средний дебит одной скважины составлял 21 т/сут. Приемистость нагнетательных скважин в период освоения составила 300 -500 м3/сут при давлениях на устье 9,0-10,0 МПа. Несмотря на неоднородность приемистости по отдельным пропласткам, наблюдается сравнительно высокий коэффициент охвата пласта по толщине (до 0,75). При повышении давления нагнетания наблюдалось увеличение охвата по толщине за счет вовлечения в работу новых пропластков. Опыт закачки воды на Игровском нефтяном месторождении показал, что метод заводнения для разработки низкопроницаемых карбонатных отложений верейского горизонта позволяет в значительной степени увеличить темпы разработки и нефтеотдачу. Залежи нефти в карбонатных отложениях башкирского яруса связаны с органогенными, органно-обломочными, пористыми и пористо-кавернозными породами впервые были открыты в 1958 г., скважиной 24-Югомаш. На этой скважине из интервала 983-993 м при снижении уровня на глубину 680 м тартанием получен приток жидкости дебитом 5,5 т/сут, из них за счет нефти 1 т/сут
Характеристика месторождений и динамика показателей разработки карбонатных отложений
Месторождения приурочены к месторождениям Башкирского свода и Бым-ско-Кунгурской впадины. Татышлинская нефтяное открыто в 1960 г. Введено в разработку в 1969 г. Приурочено к серии валообразных и куполовидных поднятий (до 15) небольшого размера, разделенных прогибами. В Башкирском ярусе мощность нефтенасыщенной части пористых известняков составляет от 0 до 6,2 м . Пористость невысокая (12% в среднем), проницаемость их низкая (0,07 мкм2 в среднем). Выявлено 8 залежей различного размера, в основном не крупных. ВНК от -835 до - 874 м. Залежи пластово-сводового типа с этажом нефтеностности до 22 м. Начальное пластовое давление 10,9 МПа. Серпухов-ский горизонт (известняки) нефтеносен на двух куполах. Залежи пластво-сводовые. Мощность продуктивной части до 4,4 м. ВНК от -875 до -879 м. Начальное пластовое давление 10 МПа. Коллекторами Турнейского яруса являются низкопроницаемые (в среднем 0,006 мкм2) известняки мощностью в отдельных разрезах до 40 м. Наибольшие их размеры составляют по длинной оси - до 5, по ширине до 2 км. Начальное пластовое давление 15,2 МПа. Фаменский ярус изучен довольно слабо, что связаносо сложностью структурных и литологиче-ских особенностей его строения. Карбонатные отложения фамена плотные и только в отдельных случаях представлены поровыми и порово-кавернозными разностями.
Югомашское нефтяное месторождение открыто в 1958 году. Введено в разработку в 1966 году. Расположено в краевой, северной части Башкирского свода. Приурочено к серии структур, связанных с биогермами верхнедевонского возраста. Структурный план нижележащих отложений, в частности, терри-генного девона в корне отличается от строения вышележащих. Нефтеносны отложения среднего карбона (в частности турнейский ярус), верхнего и среднего девона (фаменский ярус, кыновский, пашийский, муллинский горизонты).
В каширском горизонте нефтеносны пористо-трещиноватые известняки и доломиты мощностью до 4,4 м . Мощность нефтенасыщенных прослоев 0,8-2,4, пористость 14%, проницаемость 0,01 мкм . Установлено 6 залежей пластово-сводового типа с ВНК от -781 до -792 м и высотой этажа 5-26 м.
В известняках верейского горизонта продуктивны три пласта (сверху вниз): В, В2 и В3. В пласте В і выявлено 9 самостоятельных залежей пластово-сводового структурно-литологического типа с ВНК на отметках -789 до -804 м и высотой продуктивной части от 1,2 до 22 м. Мощность известняков до 3,2 м, пористость 15%. В пласте Вг установлено 8 залежей пластово-сводового типа с ВНК на отметках от -817 до -832 и высотой от 4 до 23 м. Мощность пласта до 5,8 м, пористость 16%, проницаемость 0,06 мкм . В пласте В3 выявлено 23 пла-стово-сводовые, структурно-литологические и литологические залежи. Известняки маломощные - не более 2 м. Высота залежей до 17 м. Пористость их составляет в среднем 11%.
В башкирском ярусе нефтенасыщеные пористые прослои с суммарной мощностью до 10,5 м и пористостью 0-13%. Их проницаемость в среднем около 0,05 мкм2. В этом объекте установлено 3 залежи массивного типа с ВНК на отметках от -845 до -857 м и высотой нефтенасыщения от 5 до 31 м.
Четырманское нефтяное месторождение открыто в 1959 году. Введено в разработку в 1964 г. Расположено на северо-западной окраине Башкирского свода, в зоне его сочленения с Верхне-Камской впадиной. Залежи нефти при 39 уронены к серии куполовидных поднятий. Два из них - основные, разделены прогибом. Кроме того, выявлено 6 небольших куполов. Поднятия различаются по размерам и контрастности. Каширский горизонт представлен переслаиванием известняков и доломитов. Мощность продуктивной пористой части 5-8 м. Мощность нефтенасыщенных прослоев 0,8-4,2 м. Пористость 13%, проницаемость 0,017 мкм2. В этом горизонте установлено 6 залежей пластово-сводового типа. ВНК от -794 до -802 м. В верейском горизонте нефтеносны 2 пласта - В і и В2. В верхнем из них - Bi - выявлено 6 залежей пластово-сводового типа. Мощность нефтенасыщенных известняков 0,8 - 2,8 м Пористость коллекторов 14%, проницаемость (в среднем) 0,015 мкм2. ВНК от -804 до -812 м. В пласте Вг содержится 5 залежей. Продуктивные известняки зачастую расслоены на 2-4 пропластка с общей мощностью от 0,8 до 5,6 м. Средние значения пористости по залежам от 12 до 17%, проницаемость 0,066 мкм2. ВНК от -835 до -840 м. В башкирском ярусе нефтеносны пористо-кавернозные прослои известняков в верхней части толщи (до 8 прослоев) с общей мощностью от 0,4 до 9,8 м. Пористость 12%, проницаемость 0,08 мкм2. Нижняя часть отложений яруса водоносна. ВНК от -856 до -860 м. Залежи турнейского яруса приурочены к пористо-кавернозным прослоям известняком кизеловского горизонта. В них выделяются 4 массивно-пластовых залежи, полностью подстилаемые подошвенной водой. ВНК залежей от -1214 до -1255 м. Залежи частично литологически ограничены. Мощность пористых прослоев достигает 4,0 м. Пористость 12%, пористость (по керну) 0,008 мкм . В известняках фаменского яруса нефтеносны 2 интервала - в нижнем и среднем подъярусах. В среднем подъярусе выявлено 5 залежей, в нижнем - 8. Залежи массивные. Мощность нефтенасыщенной части составляет 4 м. Они занимают примерно 20-60% общей мощности. Пористость как в среднем, так и в нижнем фамене всего 5%, проницаемость низкая - 0,002 мкм (матрицы породы). ВНК от -1325 до - 1366 м. Орьебашевское нефтяное месторождение открыто в 1954 г. Введено в разработку в 1958 г. Расположено на крайнем северо-западе Башкирского свода в зоне сочленения в зоне сочленения с Верхнекаменской впадиной. Приурочено к серии куполовидных поднятий, разделенных прогибами и седловинами. Эти структуры связаны с франско-фаменскими рифами. В башкирском ярусе коллекторами являются пористые прослои органогенных известняков. Выделено 3 залежи массивного типа с ВНК -900 м. Залежи мелкие. Начальное пластовое давление 9,0. Режим упруговодонапорный. Коллекторами нефти в верейском горизонте среднего карбона являются известняки с нефтенасыщенной толщиной 1,6-5,6 м и проницаемостью до 0,15 мкм2. В пределах месторождения выявлено 7 залежей пластово-сводового типа различных размеров, в основном мелкие. ВНК на отметках от -839 до -857 м. В каширском горизонте продуктивны 3 пласта (К2, К3 и КД Известняки обладают низкими коллекторскими и фильтрационными свойствами. Они зачастую замещены непроницаемыми плотными породами. Установлено 8 небольших и низкопродуктивных залежей. Гидродинамический режим упругий. Проницаемость известняков составляет 0,001-0,04 мкм . Нефти объектов тяжелые, плотностью 0,870-0,991 г/см .
Гидродинамическое исследование горизонтальных скважин
В настоящее время состояние нефтедобывающей промышленности характеризуется ухудшением структуры разрабатываемых промышленных запасов. Это происходит вследствие вступления большинства высокопродуктивных месторождений в позднюю стадию разработки, ввода в разработку малоэффективных месторождений углеводородного сырья [42]. В текущих запасах доля трудноизвлекаемых, связанных с ухудшенными гидродинамическими характеристиками и повышенной вязкостью увеличивается.
Вовлечение в разработку таких запасов возможно при использовании горизонтальных технологий, получивших широкое распространение за последние 20 лет. Под термином горизонтальные технологии понимается бурение и эксплуатация горизонтальных скважин (ГС), многозабойных, разветвленных ГС и боковых ГС, проведенных из старых вертикальных скважин.
К преимуществам горизонтальных технологий относятся значительное уменьшение количества скважин на месторождениях, существенное повышение дебита за счет увеличения области дренирования, увеличения степени нефтеизвлечения, вовлечение в разработку запасов под труднодоступными участками земной поверхности, разработку залежей высоковязкой нефти и битумов, тонких нефтяных пластов, имеющих обширную газовую шапку и подошвенную воду и.т.д. К настоящему времени вопросами притока нефти-газа к горизонтальной скважине, исследованию таких скважин, определению их производительности, эксплуатации горизонтальных скважин, разработке месторождений системой добывающих и нагнетательных скважин, а также экономическим показателям бурения и использования горизонтальных скважин при освоении нефтяных и газовых месторождений посвящены многочисленные научные публикации. Несмотря на это, степень изученности особенностей эксплуатации ГС по перечисленным направлениям далека от уровня имеющегося материала для вертикальных скважин.
Опыт горизонтальных технологий показывает, что около 35% пробуренных в мире ГС оказались нерентабельными. В качестве показателя эффективности горизонтальных технологий применяют коэффициент увеличения продуктивности (КУП), представляющий собой отношение продуктивности ГС к продуктивности вертикальных скважин (ВС). Анализ, проведенный компанией SHELL по 1300 ГС, показал, что 50% из них оказались эффективными, а вторая половина распределилась между эффективными и теми, по которым "еще рано давать оценку". По республике Татарстан ГС со значением КУП более единицы лишь 40,5%, остальные имеют значение КУП, равное единице (33,3%) или менее единицы (26,3%). Экономически неэффективными являются и ГС, проведенные в высокопроницаемых пластах с большой эффективной толщиной, в тонких слабопроницаемых трещиноватых пластах, подстилаемых подошвенной водой, в пластах сильно анизотропных по проницаемости. Полный анализ по ГС на месторождениях АНК "Башнефть" приведен в отчете Тимашева Э.М.
Обобщая вышесказанное можно утверждать, что одним из направлений улучшения использования ГС является определение фильтрационно-емкостных параметров в продуктивном интервале ГС, т.е. необходимо проведение комплекса гидродинамических исследований. Проведение ГДИ в горизонтальной части ствола ГС связано с определенными трудностями: отсутствием технологии проведения ГДИ ГС, отсутствием специально разработанных для этих целей контрольно-измерительных комплексов, несовершенством методик обработки результатов ГДИ, отсутствием программных средств по обработке результатов.
Для ГС необходимо знать характер распределения по длине ствола физических и гидродинамических величин, характеризующих вскрытый коллектор.
К основным теоретическим факторам, влияющим на дебит ГС, относятся: горизонтальная и вертикальная проницаемости, границы пласта, расположение скважины по пласту, длина горизонтального ствола.
Решению задачи определения производительности ГС посвятили свои работы авторы: Полубаринова-Кочина, Меркулов, Табаков, Борисов, Пилатовский, Джоши, Экономидас, Жигер, Бабу-Одех, Рагхаван, Батлер, Цупрунович и др.
Вопросы фильтрации многофазной смеси к ГС могут быть изучены в приближенной и точной постановке.
Приближенное решение поставленной задачи требует ее схематизации, так же, как при решении подобных задач фильтрации к вертикальным скважинам. Однако схематизация притока жидкости к вертикальной скважине не вызывала особой трудности для плоскорадиальной фильтрации и была близка к "истинной" фильтрации. Такая же схема справедлива и для ГС только в радиусе, равном половине толщины пласта, если при этом ствол скважины вскрывает однородный пласт, или же он расположен симметрично по отношению к пропласт-кам с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
К настоящему времени имеются решения задачи фильтрации нефти к горизонтальной скважине, вскрывшей однородный круговой, эллиптический и по-лосообразные пласты. Эти решения отличаются заданной геометрией зон дренирования, учетом некоторых факторов, связанных со свойством флюида и пористой среды.
Точное решение задач фильтрации многофазной среды к скважине не зависит от расположения ее ствола в пористой среде (вертикальный или горизонтальный ствол). Для решения задач многофазной многомерной фильтрации требуется только задание необходимых граничных условий. К сожалению, "точное" решение подобной задачи возможно только численным методом. Такие решения имеются. Однако они, будучи собственностью разработчиков недоступны, т.к. на их разработку требуется несколько лет.
Отсутствие возможности получить для ГС простые аналитические зависимости между давлением, дебитом и параметрами пласта из-за трудностей, возникающих при схематизации задачи с сохранением физической сущности при фильтрации в неоднородной пористой среде, является основной причиной того, что в настоящее время не имеется методики для интерпретации результатов исследования ГС, вскрывших неоднородные многослойные пласты.
Совершенствование циклического (нестационарного) заводнения
Циклическое (нестационарное) заводнение является одним из наиболее доступных и малозатратных среди методов повышения нефтеотдачи и выработки запасов нефтяных месторождений. По многочисленным теоретическим и лабораторным исследованиям положительный эффект достигается проявлением капиллярных эффектов в неоднородных пластах и изменением направления фильтрационных потоков [48]. Практика осуществления циклического заводнения в Татарии [49], Западной Сибири [50], а также в Башкирии [51] свидетельствует о снижении обводненности реагирующих добывающих скважин, повышении нефтеотдачи. Учитывая позднюю стадию разработки основных разрабатываемых месторождений ООО "НГДУ Краснохолмскнефть", сопровождаемую добычей больших объемов попутной воды, а также переход на рыночную экономику, особенно актуальными становятся вопросы минимизации затрат при добыче нефти (снижение энергозатрат, объемов добычи и подготовки жидкости, закачки воды и т.п.). С этих позиций циклическое (нестационарное) заводнение имеет неоспоримые преимущества, т.к. не требуется дополнительных капвложений, снижаются эксплуатационные затраты. Поэтому целесообразно рассмотреть возможность расширения масштабов его применения. С этой целью безусловно необходимо совершенствование технологии циклического заводнения в направлении учета многообразия геолого-промысловых условий и состояния разработки, а также основных параметров процесса (продолжительность полу циклов, группирование нагнетательных и/или добывающих скважин по полуциклам и др.). По технологиям циклического заводнения (изменения направления фильтрационных потоков) предложено множество способов, в т.ч. Сургучевым М.Л., Горбуновым А.Т., из которых следует указать способ по патенту РФ №2130116, кл. Е 21В 43/20 (Бюл. №13, 1999г.). По этому способу производят закачку агентов в нагнетательные скважины и отбор нефти, воды и газа из добывающих скважин и деление рядов нагнетательных и добывающих скважин на участки для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков. Объем закачки изменяют по участкам нагнетательного ряда так, что все скважины одного участка работают, с максимальным объемом закачки, в то время как все скважины соседних участков этого ряда работают с минимальным объемом закачки. В это время скважины соответствующих участков добывающего ряда работают на режимах, противоположных режимам работы нагнетательных скважин. В следующий полупериод цикла режимы работы участков нагнетательного и добывающего рядов изменяют на противоположные. После этого участки месторождения разбивают рядами нагнетательных скважин на замкнутые блоки, в каждом из которых обеспечивают круговое или близкое к нему перемещение векторов фильтрационных потоков сначала в одном направлении, а потом в другом.
Осуществление перемены направления фильтрационных потоков в данном способе позволяет в определенной степени обеспечить выравнивание фронта вытеснения нефти, активизировать выработку слабодренируемых и застойных зон.
Недостаток этого способа состоит в том, что группирование нагнетательных и добывающих скважин в один синхронный полуцикл производится лишь по признаку принадлежности к участку в ряду, без учета состояния выработки продуктивного пласта, остаточных запасов нефти, в частности, уровня нефте-или водосодержания продукции добывающих скважин. Известно, что по совокупности геологических, технических и других причин, а также стадийности разработки (например, организации дополнительных очагов или рядов нагнетания), не только абсолютные, но, что более важно с позиций равномерности выработки пласта, и относительные (относительно, например, подвижных запасов в дренируемой зоне) накопленные объемы добычи нефти по индивидуальным добывающим и объемы закачки рабочего агента по нагнетательным скважинам, существенно различаются. Как следствие, это приводит к неравномерному вытеснению нефти рабочим агентом к добывающим скважинам. Объективным подтверждением этого, а в определенной степени и показателем неравномерности вытеснения нефти, является различающийся уровень текущего нефтесодержания (обводненности) продукции (при закачке в качестве рабочего агента воды) в добывающих скважинах, в том числе в ближайшем окружении (первой орбите) нагнетательных. Недостатки способа, предусматривающего периодический перевод добывающих скважин, независимо от степени выработки пласта, их обводнения, на минимальные режимы отбора жидкости, усугубляются еще и тем обстоятельством, что при ограничении дебитов, а тем более остановке обводненных добывающих скважин, в их стволах происходит гравитационное разделение нефти и воды. В результате этого накапливается водяной столб и возрастает противодавление на забой. В последующем, в другом полуцикле, при пуске или переводе на максимальный отбор жидкости не только снижаются потенциальные добывные возможности скважины из-за повышения забойного давления от столба воды и уменьшения фазовой проницаемости по нефти в ПЗП, но и в течение периода, сравнимого для малодебитных скважин с продолжительностью полуциклов, обводненность добываемой продукции остается повышенной по отношению к стабильному (до ограничения отбора) уровню за счет дополнительного подтока воды непосредственно из ствола скважины (затрубья). Не учет отмеченных факторов при группировании скважин для периодической работы отрицательно сказывается на эффективности регулирования вытеснения нефти за счет перемены направления фильтрационных потоков и снижает нефтеотдачу. Кроме того, важное значение имеет регламентация продолжительности полуциклов, так как для эффективного регулирования вытеснения нефти переменой направления фильтрационных потоков основополагающим является не вообще периодическое изменение режимов работы скважин, а обеспечивающее, с одной стороны, значимую амплитуду перемены направления фильтрационных потоков от стационарного уровня на удалении, сравнимым с расстоянием между скважинами (рядами), т.е. продолжительность полуцикла должна быть достаточно длительной, а с другой стороны, - ограниченной, чтобы не допустить падения общего уровня пластового давления, при котором возможны снижения дебитов окружающих добывающих скважин, особенно при механизированных способах эксплуатации.
Актуальной задачей является повышение нефтеотдачи продуктивных пластов путем регулирования фронта вытеснения нефти с одновременным управлением движением фильтрационных потоков в оптимальном.режиме за счет предотвращения повторного нефтенасыщения промытых рабочим агентом зон пласта, ограничения продвижения рабочего агента по высоковыработанным каналам и трещинам, а также высокообводненным направлениям.
