Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние изученности и применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи, пластов 8
1.1 Общие положения 8
1.2 Краткий обзор о формировании остаточной нефти в поздней стадии разработки 9
1.3 Технологии повышения нефтеотдачи пластов на базе поверхностно-активных веществ 12
1.4 Технологии на базе загущающих растворов 16
1.5 Комбинированные технологии многофункционального действия 22
1.6 Анализ эффективности технологий увеличения нефтеотдачи пластов горизонта Абдрахмановской площади 26
2 Исследование причин низкой выработки разрабатываемых залежей и методы повышения их эффективности разукрупнением 35
2.1 Краткая характеристика изучаемого объекте 36
2.2 Алгоритмы разукрупнения объекта и выделения гидродинамически несвязанных участков 41
2.3 Анализ взаимосвязи геолого-физических свойств коллектора и показателей разработки с состоянием выработки запасов нефти участков Абдрахмановской площади 44
2.4 Группирование объектов. Кластерный анализ 60
2.5 Построение правил выбора объектов. Дискриминантами анализ 65
2.6 Метод выбора ячеек в системе «нагнетание-отбор» для планирования технологий воздействия на пласт 88
3 Прогнозирование приемистости нагнетательных и моделирование фильтрационных характеристик добывающих скважин в ячейке перед технологиями МУН 102
3.1 Прогнозирование приемистости нагнетательных скважин при формировании технологий МУН в ячейке 102
3.2 Моделирование работы добывающей скважины в режиме установившейся фильтрации в пространственно-неоднородном пласте 108
3.2.1 Общие положения 108
3.2.2 Однородный пласт , 114
3.2.3 Зонально-неоднородный пласт 117
4 Результаты испытания разработанных рекомендаций в промысловых условиях 123
4. 1 Технология нефтеотдачи пластов закачкой загущенных растворов на базе ПДС (Патент РФ № 2108451) 123
4.2 Технология повьппения коэффициента вытеснения закачкой оторочки ПАВ (Афр-12) - растворителя (дистиллат) - ПАВ (Патент РФ № 2103492) 131
4.3 Технология уплотнения сетки с равным соотношением количества добывающих и нагнетательных скважин (Патент РФ №2105871) 133
Заключение 137
Список литературы 139
Приложения 149
- Технологии повышения нефтеотдачи пластов на базе поверхностно-активных веществ
- Алгоритмы разукрупнения объекта и выделения гидродинамически несвязанных участков
- Прогнозирование приемистости нагнетательных скважин при формировании технологий МУН в ячейке
- Технология нефтеотдачи пластов закачкой загущенных растворов на базе ПДС (Патент РФ № 2108451)
Введение к работе
Интенсивная выработка запасов заводнением большинства нефтяных
месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири (Ромашкинское, Туймазинское, Ново-Елховское, Шкаповское, Арланское, Первомайское, Мамонтовское, Самотлорское) привели к опережающему отбору нефти из высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторов и как следствие, произошло ухудшение структуры запасов нефти в сторону резкого увеличения доли трудноизвлекаемых. Этому способствовали характерные для перечисленных месторождений высокая расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, их прерывистость и проницаемостная неоднородность, которые и повлияли на неравномерность выработки; запасов. Постоянное пополнение информации путем исследования и анализа состояния разработки объектов расширяет возможность оценки текущих параметров, разработки нефтяной залежи и позволяет совершенствовать технологии выработки запасов. В первую очередь это относится к месторождениям с высокой накопленной информацией, находящимся в эксплуатацию более 40 лет. Непрерывный анализ состояния выработки запасов, например, для площадей Ромашкинского месторождения с многопластовыми. объектами, показывает, что рациональное применение информации об объекте путем гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт с целью повьшіения нефтеотдачи пластов может значительно повысить эффективность разработки объекта. Однако эффективность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов в особенности для низкопроницаемых и низкопродуктивных коллекторов: недостаточно высока из-за отсутствия эффективных методик оценки степени выработанности пласта. Поэтому в большей степени эффективность технологии МУН определяется степенью достоверности выбора участков с соответствующими геологическими; и гидродинамическими характеристиками, величиной остаточных запасов и планируемой технологии: МУН. Поэтому дальнейшее совершенствование технологии повышения нефтеотдачи пластов как гидродинамических, так и физико-химических методов, путем применения для месторождений в поздней стадии разработки обоснованных методик выбора участков является крайне актуальной задачей.
Цель работы.
Повышение эффективности применения технологий нефтевытеснения физико-химическими методами в неоднородных по проницаемости коллекторах на основе систематизации объектов разработки.
Основные задачи исследования.
1. Разработать методику систематизации объектов и оценить эффективность. применяемых технологий выработки остаточных запасов.
2. Выбрать метод математического анализа для разукрупнения объекта и оценки; степени выработанности запасов.
3. Исследовать возможность дальнейшей интенсификации выработки запасов разукрупненных участков (ячеек) методами гидродинамического и физико-химического воздействия на пласт.
4. Организовать испытание вновь созданных технологий в промысловых условиях..
5. Оценить технологическую и экономическую эффективность и дать предложения, по их внедрению на объектах ОАО «Татнефть».
Научная новизна выполненной работы.
1. Предложена методика систематизации участков- по геолого-технологическим параметрам, характеризующим текущее состояние разработки объекта.
2. Разработана методика выбора участков для технологий МУН путем сопоставления фактических текущих и прогнозных значений КИН, полученных определением уровня взаимосвязи независимых параметров геолого-физических характеристик пласта по регрессионной модели.
3. Установлена корреляция: между величиной остаточных извлекаемых запасов, обводненности по значению водонефтяного фактора и гидродинамических характеристик ПЗП, определяющих МУН.
4. Разработана математическая модель работы добывающей скважины в режиме установившейся фильтрации в период физико-химического воздействия на пласт в пространственно-неоднородном пласте, с учетом зависимости коэффициента продуктивности и проницаемости при нелинейном законе фильтрации жидкости.
Основные защищаемые положения.
1. Методика систематизации разукрупненных участков: залежи по степени их выработанности.
2. Методика выбора участков для технологий МУН путем сопоставления проектного и текущего КИН по независимым параметрам геолого-физических характеристик пласта.
3. Методика определения фильтрационных характеристик призабойной зоны добывающей скважины в режиме установившейся фильтрации в период физико- химического воздействия в пространственно-неоднородном пласте.
4. Результаты промышленных испытаний разработанных рекомендаций по п.1,2,3, в промысловых условиях (Патенты РФ №№2105871,2108451,2103492).
Достоверность полученных данных обеспечена путем применения современных методов математического моделирования численного исследования и апробации результатов на данных показателей разработки объектов.
Практическая ценность и реализация работы.
1. Разработан метод выбора участков, обеспечивающий эффективное применение МУН.
2. Предложен новый способ разработки нефтяных залежей защищенных четырьмя патентами (Патенты РФ №№ 2063936,2103492,2105871, 2108451)..
3. По результатам исследований разработана программа -\ расчета параметров: закачки нефтевытесняющего агента в пласт и инструкция на производство работ при внедрении технологии физико-химического воздействия на пласт.
4. Выполненные разработки и рекомендации внедрены на объектах НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть» что позволило в 1997-2000 г.г. дополнительно добыть 14,092 тыс.т нефти с экономическим эффектом 1070,14 тыс.руб.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались и обсуждались на Технических Советах НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть», НПО «Нефтегазтехнология» (1996 - 2002 г.г.) на ученом Совете института «ТатНИПИнефть» (2000-2003 г.г.) на Всероссийских и региональных конференциях, семинарах, школах передового опыта (1999-2002 г.г.) в городах Уфа, Казань, Самара.
Публикации. ,
По теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе 6 научных статей и 5 патентов РФ; В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Нефтегазтехнология» ( 1999-2003 гг.), специалистами НГДУ «Иркеннефть» и ОАО «Татнефть» (1995-2003 г.г.). В работах, выполненных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач исследований, обоснования методики выбора участков для испытания технологий в промысловых условиях и авторский надзор за внедрением рекомендации.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и заключения. Изложена на 148 страницах машинописного текста, в числе которых 41 рисунок, 32 таблицы. Содержит список литературы из 123 наименований и приложения.
Автор выражает глубокую благодарность научному консультанту д.т.н. Хисамутдинову Н.И., а также к.т.н. Буторину О.И., к.ф-м.н. Владимирову И.В., к.т.н. Гильмановой Р.Х., к.т.н. Ахметову Н.З., к.т.н. Абдулмазитову Р.Г., к.т.н. Галимову Р.Х., главному геологу НГДУ «Иркеннефть» Файзуллину И.Н., научному руководителю д.г-м.н. Хисамову Р.С. и работникам института ТатНИПИнефть за помощь в подготовке диссертационной работы.
Технологии повышения нефтеотдачи пластов на базе поверхностно-активных веществ
В работе Н.И.Хисамутдинова с соавторами [112] рассматриваются общие вопросы устойчивости, дисперсных систем. Все процессы в нефтяном пласте, по мнению авторов, следует рассматривать исходя из представлений коллоидной химии, так как нефть и большинство составов, закачиваемых в пласт, в основе своей представляют дисперсные системы.
В настоящее время представления по извлечению остаточной нефти сводятся к следующему [87, 121]. При вытеснении нефти из пор водным раствором активного агента действуют силы трения между жидкой и твердой фазами, капиллярные. силы, вязкие силы трения двух жидкостей при их течении и гравитационные силы, вызывающие различия в гидростатическом давлении.
Значительное снижение остаточной нефтенасыщенности может быть достигнуто либо резким снижением поверхностного натяжения на границах раздела нефть-вода, либо резким увеличением скорости фильтрации или за счет увеличения вязкости вытесняющих растворов. Имея представление о распределении пор по размерам, смачиваемости и нефтенасыщенности пород можно в первом приближении прогнозировать эффективность новых методов увеличения нефтеотдачи для извлечения остаточной нефти [87, 112]. Многочисленными работами [87, 90] показано, что основными факторами, определяющими повышение нефтеотдачи при щелочном заводнении, являются снижение межфазного натяжения, эмульгирование нефти, изменение смачиваемости породы.
Щелочные растворы взаимодействуют с породой пласта, при этом происходят сложные физико-химические процессы, влияющие на проницаемость и набухаемость глин [50,68].
В работах [118,119,128] рассматриваются особенности вытеснения остаточной нефти из пласта оторочками водной дисперсии ПАВ, а в работах [125, 126,127] приведены результаты применения мицеллярных растворов при доразработке нефтяных месторождений.
На месторождениях Татарстана в 70-80 -е годы наиболее распространенными методами увеличения нефтеотдачи пластов были технологии с использованием АСК, ПАВ, ТНФ [43]. Наиболее распространенным на месторождениях Татарстана было применение промышленных отходов серной кислоты. Алкилированная серная кислота (АСК), которая является отходом нефтепереработки обладающим свойствами ПАВ, а метод применения АСК является первым; отечественным методом увеличения; нефтеотдачи (МУН), обеспечившим наибольшую долю дополнительной добычи нефти в» 70-80 г.г. [71]. Существенное увеличение нефтеотдачи: пористых: сред за; счет применения оторочки серной г кислоты бьшо обнаружено в, 1962 году в лаборатории физики пласта ТатНИИ Глумовым И.Ф. иЧенцовой Г.К. Были проведены опыты по определению коэффициента вытеснения! из несцементированных, пористых сред с применением; оторочек серной І кислоты [28]. Увеличение нефтеотдачи происходит в результате генерации ПАВ = при: химическойв реакции - серной кислоты с; больши нством ,v углеводородных компонентов нефти и многофункциональности процесса, в частности,, образования кристаллов солей,,частично закупоривающих промытые водой поры и трещины, выделения теплоты разбавления при смешении кислоты с пластовой водой и реакции кислоты с карбонатными составляющими горной породы. Перед внедрением технологии на промыслах Сидоровым И.А. и др. были проведены экспериментальные -исследования по изучению влияния серной кислоты на: прочностные свойства цементного камня.
Впервые промысловое опробование серной кислоты в качестве реагента бьшо проведено в-1968 году на опытном участке Первомайского месторождения ТАССР [28]. В ходе испытаний - отрабатывались вопросы организации . и, технического обеспечения \ технологии, методики расчетов объема оторочки и оценки эффективности МУН.
С 1971 года началось промышленное внедрение технологии на месторождениях Татарии, в первую очередь, на Ромашкинском месторождении. При: общем объеме закачки серной кислоты около 0,7 млн.т за период 1971-1995 г.г. дополнительно было добыто около 10 млн.т нефти [71]..
Обобщение результатов применения серной кислоты и композиций на ее основе на месторождениях ТАССР позволило уточнить механизм воздействия серной кислоты на пористую среду и содержащиеся в ней нефть и воду, оценить эффективность метода:, в промысловых условиях, отработать технику и технологию АСК [28];
Сущность метода АСК состоит в химической реакции кислоты с углеводородами, входящими в состав нефти, в.результате чего образуются продукты, близкие по своим свойствам к ПАВ. Вместе с тем при взаимодействии кислоты с породой образуются малорастворимые сульфаты и сульфонаты; кальция. Кристаллы этих солей частично закупоривают поры, промытые водой, что приводит к повышению охвата пласта вытеснением. Тепло,. выделяемое: при смешивании концентрированной: серной кислоты с водой, дополняет эффект от применения технологии.
Однако были выявлены и отрицательные стороны применения концентрированной; серной кислоты:; возможность образования и выпадения\ гипса; в скважине, и промысловом оборудовании, коррозионного разрушения отдельных, узлов; оборудования и цементного камня при длительном воздействии кислоты [18, 43,48].
В ходе дальнейшей работы по усовершенствованию технологии, проведенной Глумовым И.Ф.,, Кочетковым В.Д:, Мирсаяповой Л.И. и другими были отработаны вопросы безопасного применения и расширения возможностей закачки АСК [28,57,58]; В НПО «Союзнефтепромхим» сернокислотное заводнение получило дальнейшее усовершенствование в. виде технологии СНПХ-91 и СНПХ-92. Всего на базе сернокислотного заводнения объединением «Татнефть» в течение 1973-1987 г.г. разработано 6- технологических схем; по испытанию и внедрению кислотных микроэмульсий [71].
На втором месте по объемам внедрения в Татарии находится метод заводнения с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Идея применения ПАВ в качестве добавок к закачиваемой в пласт воде возникла в США в 1930 году, когда Де Торт зарегистрировал патент с описанием применения поверхностно-активных веществ в\ добыче: нефти. В последующие: годы появились, новые патенты на технологии ПАВ [116].
Сущность метода заводнения с применением ПАВ заключается в повышении нефтевытесняющих свойств воды, и активации капиллярных и диффузионных процессов,вытеснения за счет снижения межфазного натяжения нефти на контакте с. закачиваемой водой и уменьшения краевых углов смачивания. - Применение, ПАВ: способствует отмыву пленочной; нефти,, гидрофилизации, породы,, снижению набухаемости глинистых минералов, ускорению капиллярной: пропитки, увеличению фазовой проницаемости для нефти [1,6].
Алгоритмы разукрупнения объекта и выделения гидродинамически несвязанных участков
Полученные выводы и рекомендации в разделе 1 (пункт 3) явились основой для изучения и детализации выработанности объекта путем разукрупнения и создания методики подбора отдельных участков, ячеек для совершенствования и применения технологии интенсификации вытеснения остаточной нефти [106,107].
Кроме перечисленных выше (раздел 1) причин низкой эффективности выработки пластов идет интенсивный рост обводненности добываемой продукции, увеличение энергетических затрат на нефтеизвлечение и, как результат, этого, снижение экономической эффективности нефтедобычи - поэтому эти проблемы на данном этапе являются определяющими. Важнейшими направлениями решения указанных проблем являются работы по увеличению охвата запасов нефти вытеснением путем оптимизации системы заводнения, полномасштабного внедрения новых технологий нестационарного нефтеизвлечения, гидродинамических и физико-химических МУН, разработка и внедрение различного рода эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ). Результативность планируемых и проводимых ГТМ все в большей мере для поздней стадии зависит от той информации, которая имеется в распоряжении производственных предприятий. Вместе с тем, выбор правильного решения во многом зависит от объективной оценки степени выработанности объекта по отдельным участкам, ячейкам [97] ввиду неравномерного отбора из-за неоднородности коллектора по пористости и проницаемости и от методов обработки информации разукрупненных участков. Стремительно развивающиеся современные технологии обработки данных - например, "интеллектуальный анализ данных" (Data Mining) и другие - позволяют обнаруживать новые закономерности в огромной массе "сырых" данных [12, 24, 39] для.принятия более достоверного решения.
Многие задачи современной нефтедобычи сводятся к задачам классификации и являются объектами множественного регрессионного и дискриминантного анализа. При выборе геолого-технических мероприятий всегда возникают следующие вопросы. Какими критериями руководствоваться при выборе конкретного ГТМ на конкретном участке По каким признакам можно объединить .ряд объектов для успешного применения на них выбранных методов увеличения нефтеотдачи Ряд вопросов можно продолжить, однако все они затрагивают проблемы группирования, классификации и прогноза [13,17,19,86,113].
Покажем методы решения наиболее необходимых инженерных задач для принятия: решения на примере объектов разработки горизонта. Ді Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.
Эксплуатационный объект Ді Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения приурочен к отложениям пашийского горизонта терригенного девона и сложен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Продуктивные породы представлены хорошо отсортированными мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Горизонт Ді является многопластовым объектом, включающим до 10 пропластков, средний коэффициент расчлененности - 5.6. Общая толщина изменяется от 23 до 50 мив среднем составляет 40 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 4.0 до 32.0 м. Такой характер распределения толщин объясняется замещениями коллекторов глинами.. В результате многолетних исследований в ходе разработки в настоящее время в горизонте Ді выделяются 8 продуктивных пластов: А, Бь Б2, Бз, В, Гь- Г2, ГзД [ПО]. Средняя толщина высокопродуктивных неглинистых коллекторов практически всех пластов колеблется от 3 до 4м. Исключение составляет ГзД, где она в среднем выше. 5 м. Глинистые высоко-продуктивные пласты имеют толщины от 2.0 до 3.0 м. Малопродуктивные коллекторы имеют толщину не выше 2 м, за исключением ГзД. По характеру строения пласты объединены в две укрупненные пачки: верхнепашийскую9 включающую пять верхних линзовидных пластов (А, Бі, Б2, Б3, В) и нижнепашийскую, включающую три нижних пласта (Гь Гг, ГзД) [ПО]. В таблице 2.1 приведены геолого-физические параметры горизонта Ді в целом и верхней и нижней пачек. По фильтрационным свойствам выделяются три группы пород [110]: первая группа - высокопродуктивные неглинистые, с проницаемостью выше 0.1 мкм2 и пористостью более 12.5 %, в которых содержание глин менее 2 %; вторая группа - высокопродуктивные глинистые с проницаемостью выше 0.1 мкм2 и пористостью более 12.5 %, в которых содержание глин более 2 %; третья группа - малопродуктивные, с проницаемостью от 0.03 до 0.10 мкм2, нефтенасыщенностью более 50 % и глинистостью, как правило, выше 2 %. Пласты верхней пачки характеризуются линзовидным и полосообразным распространением коллекторов, что хорошо видно из карты начальных нефтенасыщенных толщин и разрезов [110,113]. Суммарная средняя нефтенасыщенная толщина равна 7.9 м при изменении в пределах от 0.6 до 24 м. Коллектора этой пачки часто представлены отдельными чисто нефтяными линзами, вскрытыми 1-3 скважинами. К таким линзам приурочены около 9 млн.т. балансовых запасов нефти. Коллекторские свойства пластов верхней пачки характеризуются сравнительно низкими проницаемостями и повышенной неоднородностью. Анализ данных ГИС по скважинам показывает, что средневзвешенная проницаемость нефтенасыщенной части пластов А, Бь Б2, Бз распределена следующим образом: более 80 % скважин имеют средіпою проницаемость до 0.600 мкм (интегральная кривая); 27.5 % скважин имеют проницаемость 0.100 мкм (дифференциальная кривая) при среднем значении 0.260 мкм . По пласту В распределение проницаемости по скважинам несколько отличается, но ближе к вышележащим пластам. Зональное строение характеризуется тем, что зоны наибольших значений проницаемости, начальных нефтенасыщенных толщин, частого слияния пластов А, Бі, Бг, Бз и наибольших запасов имеют форму двух узких полос, продольно пересекающих. площадь, и одной поперечной обширной полосы в северной части. В северной части, кроме того, отмечается площадное распространение коллекторов, приуроченных к отложениям пласта А.. В коллекторах верхней пачки сосредоточено 43.5 % балансовых запасов и 40.9 % НИЗ, при этом наибольшая доля НИЗ сосредоточена в пласте А (11.1 %), наименьшая (4.5 %) - в пласте Бі [Дополнение к уточненному проекту разработки]. Коллектора нижней пачки пластов имеют площадное распространение, однако, без ярко выраженной структуры и почти повсеместно подстилаются подошвенной водой. Наибольшие, нефтенасьпценные толщины и наибольшие запасы сосредоточены в центральной и южной частях залежи. Суммарная средняя начальная нефтенасыщенная толщина равна 10,3 м, при изменении в пределах от 0.6 до 33 м.
Проницаемость коллекторов распределена достаточно сложно, отмечаются повышенные ее значения в восточной части, увеличивающиеся с юга на север. В центральной части отмечается полоса вдоль продольной оси структуры с преобладанием пониженной проницаемости, расширяющаяся в северной части. Распределение скважин по величине средневзвешенной проницаемости показывает, что более 40 % скважин имеют среднюю проницаемость выше 0.400 мкм (интегральная кривая) и более 50 % скважин имеют проницаемость в пределах от 0.100 до 0.500 мкм2, при среднем значении 0.415 мкм2.
Прогнозирование приемистости нагнетательных скважин при формировании технологий МУН в ячейке
После выбора ячеек необходимо провести прогнозіїрование приемистости нагнетательной скважины в период закачки нефтевытесняющего агента в связи с тем, что переход от закачки воды к нагнетанию растворов химреагентов всегда сопровождается изменением приемистости [105]. При этом прогнозная приемистость нагнетательных скважин планируемых под перевод на закачку или возобновления закачки даже и после длительной остановки для расчета объема закачиваемой с воды (жидкости с технологиями МУН) часто бывает неопределенной. Метод основан на анализе результатов исследования кривых падения на устье нагнетательных скважин и профиля приемистости [105].
Были: проанализированы результаты промысловых исследований выполненных ЦНИПРом НГДУ "Иркеннефть" по определению профилей приемистости, замерам устьевых н забойных давлений, расходов по 259 скважинам Абдрахмановской площади, параметры части которых приведены в таблице ЗЛза период 1981 - 2001 пг.
Исходя из проведенного анализа, установление зависимости коэффициента приемистости от гидропроводности произведено по той; части скважин, в которых замеренные параметры имели одновременную фиксацию. Остальные скважины = исключены из расчетов из-за отсутствия или недостоверности необходимой информации.
Анализ зависимости коэффициента- приемистости от гидропроводности по выражению (3.3) показал, что для разных интервалов проницаемости пласта; изменение коэффициента приемистости от гадропроводности происходит не только по линейной, но и по логарифмической и полиномной: зависимостям (рисунок 31), что определяется величиной достоверности аппроксимации. Так для коллекторов с проницаемостью от 0,1 до 1 мкм2 изменение коэффициента: приемистости в зависимости от гидропроводности происходит по линейной зависимости, до 0,1 мкм - по логарифмической зависимости, для коллекторов с проницаемостью свыше 1 мкм2 - по полиному второй степени. В связи с чем изменяются традиционные понятия линейной зависимости і коэффициента -. продуктивности от гидропроводности. Данному явлению есть объяснение. Анализ состава закачиваемых вод показал, что в закачиваемой пресной воде содержатся КВЧ и бактерии, аі в сточной — мехпримеси, нефтепродукты и биозаражение; в количествах значительно превышающих нормативные пределы по ПДК, о чем свидетельствуют пробы отобранные со скважин при; изливе. За весь период закачки в пласты Абдрахмановской: площади закачано значительное количество окисленных и загущенных нефтепродуктов и мехпримесей, что и привело к нарушению линейной зависимости К,— f (kh/ц) в низко и высокопроницаемых коллекторах. С учетом полученных зависимостей; (рисунок 3.1) и прогнозной депрессии;на пласт, например.для і одного из вариантов, которая задается расчетом? например, порядка 8 МГГа определена потенциальная: приемистость каждой скважины, которая с учетом степени выработки пласта пересчитана в рекомендуемую при депрессии і на пласт например от 4 до 6 МГГа. Расчетные значения; приемистости рекомендованных для проведения I "I M отдельных нагнетательных скважин приведены в таблице 3.2J
Таким, образом; используя графическую или. эмпирическую зависимости коэффициента приемистости от гидропроводности можно оценить приемистость любой нагнетательной скважины, предварительно зная і величину гидропроводности, которая определяется по ГИС, ГДИС и результатам!! дистанционных измерений и депрессию на пласт, устанавливаемую из технологических соображений: В расчетах для оценки приемистости скважин приняты следующие существующие в промысловых условиях для
Не: имея аналитической связи между зоной нагнетания, и зоной отбора перед проведением работ по интенсификации; вытеснения с технологиями- МУН нельзя определить причины снижения продуктивности добывающих скважин в ячейке. Это связано также и с тем, что некоторые добывающие скважины могут не иметь? гидродинамической связи между зоной нагнетания; и зоной отбора, а? также добывающими скважинами между собой. Явление связано и с; тектоническими? нарушениями; в ячейке или і с наличием: слабопроницаемых или непроницаемых пропластков, например слоя глин; Для этого необходима оперативная информация о фильтрационных параметрах продуктивных пластов и их изменениях с течением времени. Из существующих методов исследования нефтяных пластов и скважин наибольшей: оперативностью обладают гидродинамические исследования скважин (ГДИС). Широкому распространению методов ГДИС способствовал также и тот факт, что они; отражают, непосредственный процесс фильтрации жидкости в пластовых условиях и позволяют получить некую усредненную информацию о значительной части пласта;
Хорошо известно, что сущностью ГДИС на неустановившихся режимах заключается і в проведении замеров основных гидродинамических параметров (дебитаї и забойного давления или депрессии) при изменении условий работы скважины [16,22,45]! Расчет параметров пласта в его призабойной и удаленной от скважины частях основан на решении обратных гидродинамических задач неустановившейся фильтрации пластовых флюидов.
В отличие от ГДИС на неустановившихся режимах, исследования скважин при установішшейся. фильтрации основано на ступенчатом последовательном» и неоднократном изменении давления на забое скважины и получении при установившемся забойном давлении стабильного дебита. Полученная зависимость (индикаторная кривая - ИК) обрабатывается на основе уравнения: Дюпюи для случая притока жидкости и позволяет определить коэффициент продуктивности скважины. Однако отметим сразу,, что использование формулы Дюпюи не всегда отражает объективность ИК.
Анализ существующих методик обработки данных ГДИС и расчета фильтрационных параметров; пластов [16,45] показывает, что большинство из них основано на существующих аналитических решениях прямых задач подземной гидродинамики. В свою очередь, данные аналитические. решения получены. при ряде упрощающих допущений (однородность пласта, совершенство- вскрытия скважиной;, однородность пластовой; жидкости и т.д.), что: зачастую приводит к. существенным ошибкам в определении фильтрационных параметров; В настоящее время; появился ряд работ (например, [45]), в которых на основе численного решения обратной гидродинамической задачи (минимизация функционала, составленного из разности экспериментальных данных и данных, рассчитываемых на основе уравнения фильтрации) определяются необходимые параметры пласта. Однако, вопрос о соответствии модели пласта реальным условиям; фильтрации пластовых флюидов остается открытым; Многообразие параметров, описывающих состояние реальных. пластовых систем, не может быть учтено в модели пласта в полной: мере. Более того, даже при учете параметров, которые являются основными в определении поведения пластовой системы, возможно существование вырожденных состояний, т.е. ситуация, когда различным значениям наборов параметров соответствует одинаковые состояния системы.
В настоящей разделе на основе численного решения; уравнений фильтрации і однородной жидкости в пространственно-неоднородном, пласте; изучается соответствие модельных параметров пласта с параметрами, определенными с помощью методик обработки ГДИС, сопоставление и анализ которых позволит определить причины снижения продуктивности добывающих скважин в ячейке [22].
Основные положения модели. Для определения зависимости процессов установления стационарного режима работы скважины в зонально-неоднородном пласте от характеристик коллектора рассмотрим отдельно стоящую скважину в ячейке. Для упрощения задачи предположим; что залежь, запасы которой дренирует данная скважина, имеет- контур в виде квадрата. Залежь представлена одним пластом, параметры которого (пористость, проницаемость, толщина) зависят от пространственных координат (изменяются по простиранию пласта).
Технология нефтеотдачи пластов закачкой загущенных растворов на базе ПДС (Патент РФ № 2108451)
Технология воздействия на пласт по предложенному методу отличается тем, что закачку первого раствора ПАВ проводят при постепенном снижении давления закачки и сохранении приемистости скважины, а закачку ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) проводят на установившемся режиме. ШФЛУ обладает высокой совместимостью с нефтью и значительно снижает ее вязкость. Вторая порция раствора ПАВ способствует проталкиванию ШФЛУ, снижает пожароопасность процесса и готовит скважину к закачке рабочего агента (воды). Объемы закачки первого раствора ПАВ, ШФЛУ и второго раствора ПАВ по расчету составляли соответственно в соотношениях 0,2-0,6; 3,0 — 6,0 и 0,01 -0,05 порового объема пласта. Объемы были рассчитаны как наиболее оптимальные для обеспечения наибольшего вытеснения нефти из пласта, однако при эксперименте полностью выдержать объемы закачки не удалось.
В качестве раствора ПАВ были использованы, неонолы АФ9-12 8 % -ной концентрации. Применяемая широкая фракция легких углеводородов выпускается согласно ТУ 38.101524-93 и представляет собой смесь предельных углеводородов Сг-Сб и выше.
В качестве рабочего агента закачивали минерализованную воду с установок подготовки нефти. В нагнетательную скважину 23724 была закачана первая оторочка раствора АФ9-12 - Ют в виде 5 % раствора, затем последовательно 100 т ШФЛУ, последовательно 1 т АФ9-12 - 5 % раствора. Результаты испытания технологии показали следующее. Дополнительная добыча нефти составила 1250 т, а экономический эффект всего лишь 85,55 тыс.руб. Технология оказалась достаточно дорогостоящей. Индекс доходности составил всего лишь 1,08. Поэтому при принятых по ОАО «Татнефть» индексах доходности на технологии МУН не ниже 1,25 можно сказать о том, что при существующих ценах на реагенты данная технология широкого применения не найдет.
Экспериментальный участок объединяет участки (рисунок 2.1), относящиеся ко второй группе по степени выработанности и коллекторских характеристик пласта. Характеристика участков приведена на рисунке 4.5 и таблице 4.5. На экспериментальном участке проверяется влияние соотношения добывающих и нагнетательных скважин, а также плотности сетки: скважин на эффективность выработки запасов. В данном; случае задача решается путем, разработки: нефтяной залежи, включающей размещение скважин по площадной системе заводнения, после бурения которых проводят закачку раствора поверхностно-активного вещества с целью очистки забоя и восстановления приемистости, а отбор нефти через добывающие скважины. Закачку через нагнетательные. скважины минерализованной \ воды производят, с нижнего водоносного горизонта. Согласно рекомендациям
На экспериментальном участке соотношение на залежи скважин по площадной системе заводнения с количеством 7 нагнетательных и 11 добывающих составило 0,65, то есть каждая нагнетательная скважина взаимодействует в среднем, с 1,6 добывающими- скважинами и, наоборот.; Фактическая плотность сетки скважин на опытном участке составила из условия пропорциональности потенциальной продуктивности коллектора 15,6; га/скв. На основании информации о геологическом строении, коллекторских свойствах пласта, полученных по результатам исследований пробуренных ранее рабочих скважин были построены карты равной потенциальной продуктивности пласта, а в качестве исходных данных были приняты такие показатели; как дебит, пластовое и забойное давления и гидропроводность.
Результаты испытания технологии на опытном участке показали следующее. Обработка и оценка эффективности технологии была проведена методом построения характеристик, методические положения которой широко известны [83], поэтому здесь не приводятся. В целом в результате использования технологии по патенту РФ № 2105871 за 1997 г. получен технологический эффект- 1,841 тыс.т, а экономический -347,17 тыс.руб. Эффект как технологический, так и экономический продолжается. Дополнительная добыча нефти за 1998 г. составила 1,993 тыс.т, а экономический. эффект 372,88 тыс.руб. Данная технология нефтевытеснения за счет уплотнения сетки скважин и выравнивания соотношения добывающих и нагнетательных скважин ближе к единице с последовательной разглинизацией забоев скважин оказалась в условиях ОАО; «Татнефть» одной из самых эффективных. Но несмотря на это бурение новых скважин для уплотнения достаточно затратное мероприятие и поэтому в большей; степени технология может быть применена на участках с низкой проницаемостью, высокой неоднородностью; коллекторов, а также с высокой остаточной нефтенасыщенностью применительно к объектам первой и второй групп.
На основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы. 1.Научно обоснована и предложена методика систематизации выбора участков для МУН путем исследования; степени выработанности нефтевытесняющего коллектора с применением множественного регрессионного и дискриминантного анализа.
На основе кластерного анализа установлены закономерности объединения, объектов в группы (кластеры) и исследованы расположение кластеров в пространстве параметров участков. С помощью.дискриминантного анализа на примере обдающей выборки установлены правила разбиения объектов на группы и формирование классифицирующих функций; для всей генеральной совокупности объектов. Для каждой из групп назначены характерные комплексы методов воздействия; на пласт с целью интенсификации нефтеизвлечения.
.Исследована зависимость показателя выработки запасов; нефти- от ряда геолого-физических параметров участков Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения и установлено, что основная доля в определении величины текущего КИН приходится на технологические показатели - плотность сетки скважины (19.9%) и долю использования пробуренного фонда в качестве добывающих (18.5%), а на показатель текущей обводненности участка приходится 15.1% всей изменчивости; Вклады средней проницаемости; зональной неоднородности, доли г пробуренного фонда, используемого в качестве нагнетательных скважин, и водожидкостного фактора приблизительно одинаковы и составляют 8-9%. На, доли толщины пласта и соотношения количества нагнетательных и добывающих скважин;приходится 4.4% и; 4.5%, соответственно. Остальные показатели (глинистость, коэффициент продуктивности, накопленная компенсация отборов закачкой воды) имеют малый вклад в общую изменчивость текущего КИН.
Получена формула зависимости текущего КИН от ряда параметров участка, которая позволяет установить возможность прогнозирования; величины, предельно достижимого КИН для данного участка и формирование МУН для увеличения нефтеизвлечения.
