Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Особенности геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных коллекторов терригенной толщи девонских отложений 9-37
1.1. Геолого-физическая характеристика Акташской площади Ново-Елховского нефтяного месторождения 9-12
1.2. Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных коллекторов девонских отложений 12-14
1.3 Влияние геологического строения и ФЕС продуктивных пластов на особенности их разработки 15-26
1.4. Физико-химические свойства и состав углеводородного сырья продуктивных отложений 26-29
1.5. Состояние разработки продуктивных коллекторов девонских отложений 29-37
Глава 2 Технологическая эффективность современных методов интенсификации нефтедобычи 3 8-59
2.1 Причины выпадения АСПО и результаты применения различных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) по их удалению 38-48
2.2 Анализ возможности повышения эффективности термо-газобарического воздействия (ТГБВ) с целью повышения производительности скважин 48-59
Глава 3 Перспективы совершенствования методов воздействия на ПЗП и межскважинное пространство (МСП) 60-105
3.1 Исследование степени влияния геолого- промысловых фа кторов и ФЕС на эффективность ТГБВ 60-81
3.2 Изучение влияния качества крепления скважин на обводненность продукции после проведения ТГБВ 82-89
3.3 Перспективы и возможности оптимизации режима нестационарного заводнения для обеспечения эффективного воздействия на МСП с целью повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) 90-105
Глава 4 Разработка и внедрение эффективной технологии повышения нефтеотдачи пластов на завершающей стадии разработки месторождений 106-127
4.1 Анализ условий достижения максимального технико-экономического эффекта при применении технологии ТГБВ ... 106-115
4.2 Разработка комплексной технологии ТГБВ и результаты ее применения 115-127
Заключение 128-129
Список использованных источников 130-142
Приложения 143-158
Приложение 1. "Временная инструкция по применению усовершенствованной технологии очистки фильтра и декольматации призабойной зоны пласта на добывающих скважи нах с терригенными коллекторами" 144-154
Приложение 2. План работ на производство подземного ремонта (ПРС) скважины №2321 155-157
Приложение 3. Справка об технологическом эффекте от променения комплексной технологии термогазобарического воздействия на ПЗП с целью повышения производительности скважин на завершающей стадии разработки терригенных коллекторов девонских отложений в условиях НГДУ "Елхонефть" 158
- Геолого-физическая характеристика Акташской площади Ново-Елховского нефтяного месторождения
- Причины выпадения АСПО и результаты применения различных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) по их удалению
- Исследование степени влияния геолого- промысловых фа кторов и ФЕС на эффективность ТГБВ
- Анализ условий достижения максимального технико-экономического эффекта при применении технологии ТГБВ
Введение к работе
Актуальность проблемы. Ново-Елховское нефтяное месторождение, основным продуктивным объектом которого являются терригенные коллекторы девонских отложений, вступило в завершающую стадию разработки. Основными негативными признаками этой стадии являются неуклонный рост обводненности добываемой продукции и постепенное уменьшение производительности скважин, одной из причин которой является интенсивное отложение асфальто-смоло-парафиновые осадков (АСПО) в интервале перфорации и призабойной зоне пласта (ПЗП). Этот процесс носит прогрессирующий характер из-за интенсивного охлаждения пласта за счет закачки в него больших объемов холодной воды для поддержания пластового давления (ПОД).
Широко распространенные к настоящему времени методы борьбы с АСПО в существующих условиях оказались малоэффективными.
В последние годы появились методы, основанные на использовании твердых ракетных топлив с высокой теплотворной способностью, регулируемым временем горения. Положительные качества этих изделий, связанные с их относительной дешевизной и компактностью, возможностью создания на их основе специализированных мобильных устройств, доставляемых в скважины на каротажном кабеле, относительно непродолжительный процесс обработки с их помощью ПЗП позволили создать целое направление в области технологии интенсификации притока нефти.
Однако было установлено, что они имеют относительно узкую область применения, ограниченную величиной обводненности, величиной перемычки до ближайшего водоносного пласта и допустимой величиной качества изоляции заколонного пространства в скважинах, выбранных для обработки [22,71,78].
Подобные условия, особенно на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений, существенно ограничивают применение метода ТГБВ
на ПЗП и не позволяют максимально использовать его высокие потенциальные возможности для повышения производительности скважин.
Цель диссертационной работы
Разработка комплексной технологии повышения производительности добывающих скважин на основе термогазобарического воздействия (ТГБВ) путем исследования и оптимизации условий его применения при эксплуатации терригенных коллекторов девонских отложений на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений.
Основные задачи исследования
1. Анализ эффективности различных методов повышения коэффициента продуктивности скважин, осложненных АСПО в интервале перфорации и продуктами кольматации ПЗП.
2. Исследование влияния геолого-промысловых условий в скважинах
(таких как обводненность, текущий дебит по нефти, величина перемычки,
величина зумпфа) к моменту воздействия, а также фильтрационно-
емкостных свойств (ФЕС) терригенных коллекторов на результат примене
ния регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ и обоснование
выбора критериев для его применения в условиях Акташской площади.
3. Оценка степени неопределенности и уровня технологического риска
использования этих критериев.
Изучение особенностей протекания теплофизических процессов в продуктивном пласте при ТГБВ, при повторной перфорации на депрессии и с применением поверхностно-активных веществ, а также возможность их ком-плексирования с другими технологиями с целью расширения области ее применения.
Разработка комплексной технологии ТГБВ с целью повышения коэффициента продуктивности скважин, осложненных АСПО в интервале перфорации и продуктами кольматации ПЗП, эксплуатирующих высокообводнен-ные терригенные коллекторы на завершающей стадии их разработки.
Методы исследования
Использование корреляционно-статистических методов обработки промыслового и экспериментального материала, построения геологических и гидродинамических компьютерных моделей продуктивных отложений.
Научная новизна
1. Установлено влияние геолого-промысловых факторов объекта обработки (проницаемости, нефтенасыщенности, начальной обводненности продукции, величины дебита нефти до обработки, величины перемычки до водоносного пласта, плотности повторной перфорации, депрессии на пласт, величины зумпфа) на результат применения технологии ТГБВ и обоснованы критерии выбора объектов для ее эффективного применения.
2. Показано, что применение водоизолирующих гидрофобизирующих составов до проведения ТГБВ позволило за счет контакта составов с пластовыми системами гидрофобизировать поверхность каналов фильтрации и увеличить фильтрационное сопротивление в обводненной части пласта, что создает условия для применения предлагаемой комплексной технологии ТГБВ в высокообводненных скважинах.
На защиту выносятся
1. Результаты исследования влияния геолого-промысловых условий и ФЕС продуктивных объектов на технико-экономическую эффективность применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ.
Критерии выбора объектов для обработки ТГБВ с целью повышения коэффициента продуктивности скважин при обводненности до 80-90 %.
Комплексная технология ТГБВ в скважинах, коэффициент продуктивности которых снижен отложениями АСПО в интервале перфорации и продуктами кольматации в ПЗП и эксплуатирующих высокообводненные терригенные коллекторы на завершающей стадии их разработки.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Разработанная комплексная технология ТГБВ за счет применения до воздействия водоизолирующих гидрофобизирующих составов на месторождении с высокообводненными терригенными коллекторами позволяет расширить возможности выбора объектов и увеличить потенциальный фонд скважин для обработки в 1,5-2 раза по сравнению с технологией ТГБВ, применяемой в ОАО "Татнефть", где выбор объектов для обработки в условиях Акташской площади составляет не более 20-25% фонда скважин.
Внедрение на двух опытных участках Акташской площади Ново-Елховского нефтяного месторождения разработанной автором комплексной технологии позволило получить технологический эффект в 4200 тонн дополнительно добытой нефти и одновременно уменьшить объемы попутно добываемой воды.
Разработанная "Временная инструкция по применению усовершенствованной технологии очистки фильтра и декольматации призабойной зоны пласта на добывающих скважинах с терригенными коллекторами" используется в НГДУ "Елховнефть" ОАО "Татнефть" в качестве нормативного документа в области повышения нефтеотдачи пластов при проведении текущего ремонта скважин.
Автор выражает благодарность за оказанную помощь и ценные советы при выполнении настоящей работы своему научному руководителю- профессору, д.г.-м.н. В.Ш.Мухаметшину, следующим сотрудникам и коллегам по работе в НГДУ "Елховнефть": главному инженеру НГДУ- Р.И.Шафигуллину и главному геологу И.З.Чупиковой, а также заведующему лабораторией стимуляции скважин института "ТатНИПИнефть"- д.т.н. М.Х.Мусабирову за помощь и консультации при проведении опытно- методических работ.
Апробация работы.
Основные результаты работы докладывались и обсуждались на геологической конференции НГДУ "Заинскнефть" в марте 2004 года, научно-практической конференции НГДУ "Заинскнефть" в мае 2005 года, научно-технической конференции ОАО "Татнефть" в г. Альметьевске в июне 2007 года, а также на научно-практических конференциях при УГНТУ (филиал в г. Октябрьский) в 2001, 2004, 2005, 2006 и в 2007г.г.
Публикации.
По результатам работы опубликовано 12 научных трудов, в том числе 6 статей в рецензируемых изданиях; опубликована также одна монография в соавторстве.
Геолого-физическая характеристика Акташской площади Ново-Елховского нефтяного месторождения
Разрез осадочной толщи Актащской площади, представлен образованиями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем, залегающими на гранито-гнейсовых породах кристаллического фундамента [1]. Тектонически площадь расположена в пределах структуры второго порядка, осложняющей западный склон Южного купола Татарского свода. От центральной части купола она отделяется достаточно узким (до трех километров) и сравнительно глубоким (до 60 м) Алтунино - Шунакским прогибом меридионального простирания протяженностью до 100 км. Поэтому для нее характерна ассиметричность и различие углов падения (восточное крыло имеет углы падения 2А , а западное - 12-15 ). Основными эксплуатационными объектами площади являются отложения кыновского (пласт До) и па-шийского горизонта (Ді) нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевритовых и аргиллитовых пород . Коллекторами в них являются хорошо отсортрированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Для корреляции отложений осадочной толщи в этой части разреза используются почти те же самые, что и на соседнем Ромашкинском местрождении, реперы [2,61,75]. В кровле глин кыновского горизонта в разрезах всех скважин четко выделяется репер "аяксы", к основным может быть отнесен и репер "аргиллит", залегающий над пластом "е" и выделяющийся почти во всех скважинах. Особенностью разреза является то, что не во всех случаях уверенно может быть выделена подошва пашийского горизонта, ввиду того, что репер "глина", представленный аргиллитами, довольно часто замещается глинистыми алевролитами. Кроме того, в большом количестве скважин бурение прекращалось именно в этой части разреза во избежание вскрытия водонасыщенных коллекторов. Необходимо также отметить, что один из основных реперов "верхний известняк" в пределах Ново-Елховского месторождения имеет значение вспомогательного, поскольку в значительном количестве разрезов он замещен глинистыми породами. В этих условиях граница между кыновским и паший-ским горизонтами достаточно четко проводится по смене нижнекыновских глин песчано-алевролитовыми пашийскими отложениями. Площадь может быть отнесена к числу многообъектных и многопластовых, характеризующихся особенностями площадного распространения и залегания по разрезу различных типов коллекторов. Если отложения кыновского горизонта представлены в основном одним (реже двумя) пропластками пласта Д0, то паший-ский горизонт Ді является многопластовым объектом в пределах которого в настоящее время выделяются пласты "а", "бі", "б2+з"3 "в", "г" и "д".
Общая толщина отложений горизонта Ді составляет в среднем 28,9 м, общая нефтенасыщенная толщина - 14,2 м, а средняя эффективная нефтена-сыщенная - 6,9 м. Общая толщина отложений кыновского горизонта составляет 16,4 м, а эффективная нефтенасыщенная - 3,1 м. Анализ толщин по отдельным пластам указывает на наличие различий средних нефтенасыщенных толщин как по пластам, так и группам коллекторов (таблица 1.1). Наименьшей средней нефтенасыщенной толщиной (около двух метров) характеризуются пласты "а" и "бі", а по другим пластам она составляет около трех метров. Сопоставление толщин по группам коллекторов указывает на то, что в целом нефтенасыщенная толщина пластов, представленных высокопродуктивными коллекторами выше, чем по группе высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных.
О степени гидродинамической связанности продуктивных пластов может свидетельствовать и толщина глинистых разделов между ними. Минимальная толщина раздела между всеми пластами составляет 0,4 м.
Породы-коллекторы согласно [3,76] подразделяются на два класса: высокопродуктивные (абсолютная проницаемость более 0,1 мкм2) и малопро-дуктивные (0,03-0,1 мкм"). В свою очередь, в высокопродуктивных выделено две подгруппы: первая - высокопродуктивные неглинистые коллекторы (объемная глинистость менее 2,0 %), вторая - высокопродуктивные глинистые коллекторы (объемная глинистость более 2,0 %). В группе малопродуктивных коллекторов глинистость более 2,0 %. Породы с проницаемостью менее 0,03 мкм2 отнесены к промышленно непродуктивным. Для характеристики коллекторских свойств выделяемых пластов в работе были использованы как данные интерпретации результатов проведенных геофизических исследований скважин, так и информация, полученная в процессе лабораторных исследований. Ввиду преобладающего количества данных средние величины параметров приняты по данным геофизических исследований. В ре зультате получено, что в целом по рассматриваемым отложениям средняя пористость по горизонту составляет 20,0 %, проницаемость - 0,657 мкм , а нефтенасыщенность - 0,798. В то же время установлено, что по параметрам, характеризующим их коллекторские свойства, они различаются как в среднем, так и по группам коллекторов (таблица 1.4). Так, пористость по пластам в среднем изменяется от 18,4 % до 21,1 %.
Причины выпадения АСПО и результаты применения различных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) по их удалению
Результаты длительного применения метода заводнения для большинства крупных месторождений России показали, что эта технология обладает существенными недостатками, выявленными в ходе многолетних исследований, а именно: - при разработке неоднородных, расчлененных объектов не обеспечивается полнота охвата заводнением пластов, в результате чего не вовлекаются в разработку значительные объемы трудно извлекаемых запасов нефти. Про исходит неравномерная выработка пластов, преждевременное обводнение высокопроницаемых и оставление нефти в малопроницаемых пластах или в так называемых целиках; - выработка оставшихся заводненных пластов осложняется тем, что остаточная нефть "запечатывается" закаченной водой, а в призабойной и близлежащих зонах пласта выпадают асфальто-смоло- парафиновые осадки (АСПО); - ухудшаются свойства остаточной нефти, т.е. происходит ее деструкция, приводящая к образованию в пласте окисленной, малоподвижной или даже неподвижной нефти, что еще более усугубляет проблему извлечения ТИЗ.
Проблемы извлечения оставшихся извлекаемых запасов из невыра-ботанных пластов по причине выпадения парафина, смол и других компонентов усугубляются снижением температуры (переохлаждением) пласта в результате закачки холодных вод и ухудшения свойств нефти (повышение ее вязкости, плотности и сернистости). При достаточно глубоком снижении температуры растворимость парафина и асфальтенов в углеводородной среде снижается и достигает уровня равновесного насыщения.
В особенности это стало ясно, когда началось широкое применение термических методов воздействия на пласт. Об этом в свое время писали и говорили Н.Н.Непримеров, А.П.Крылов и другие [14, 36, 65,87].
При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения в результате вышеописанных процессов происходит ухудшение геолого-физических условий выработки пластов, связанное с ухудшением свойств остаточных нефтей, кристаллизацией парафина и выпадением АСПО в пласте и призабойной зоне добывающих скважин.
Все вышеизложенное приводит к необратимым изменениям проницаемости, коэффициента продуктивности скважин, снижению темпов отбора и конечной нефтеотдачи. Причем, все эти факторы, действуя в комплексе, суммарно снижают добывные возможности скважин.
Акташская площадь Ново-Елховского нефтяного месторождения разрабатывается с применением систем поддержания пластового давления (ППД), поэтому перечисленные выше проблемы проявляют себя здесь в полной мере. Породами- коллекторами в горизонтах До и Ді являются, в основном, мелко и разнозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Глинистый цемент, большей частью, приурочен к пластам разнозернистых алевролитов небольшой толщины. В коллекторах глинистого материала содержится не более 3-5 %. В терригенных отложениях девона преобладают высокоемкие коллекторы с пористостью 20- 22 %, коэффициентом прони-цаемости 0,30- 1,00 мкм" и нефтенасыщенностью 86 % [16].
Особенности механизма формирования АСПО и кольматации ПЗП продуктами выноса пластового флюида изучены достаточно глубоко и подробно. Большой вклад в исследование этой проблемы внесли Н.Г.Ибрагимов, З.А.Хабибулин, Ю.В.Антипин, В.П.Тронов, М.К.Рогачев, В.В.Шайдаков и др.
Исследованиями указанных авторов было установлено, что на образование АСПО оказывают существенное влияние следующие факторы: - снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы; - интенсивное газовыделение; - уменьшение температуры в пласте и стволе скважины ниже температуры кристаллизации парафина (для девонских пластов эта температура составляет 26- ЗОградусов по Цельсию [104]); - изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов в ПЗП и фильтре колонны и вызванное этим нарушение термодинамического равновесия (эффект Джоуля-Томпсона); - состав углеводородов в каждой фазе смеси; - соотношение объема фаз.
Исследованиями указанных авторов было установлено, что интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными. Состав и свойства АСПО со временем также меняются [99]. Наблюдается повышенное содержание окисленных высокоактивных компонентов, поэтому АСПО отличаются трудноудаляемостью и высокими адгезионно-когезионными силами взаимодействия. Содержание в них механических примесей и связанной воды также повышается. На поздней стадии разработки при повышенной обводненности продукции (см. рис. 1.11 в) и охлаждения продуктивных пластов происходят существенные изменения в механизме образования АСПО, составе и свойствах отложений . На основе анализа и статистической обработки промыслового материала установлено, что чем больше обводненность, тем больше в них содержание смолистых и асфальтеновых компонентов. С уве личением массового содержания воды и нефти в составе отложений при увеличении обводненности изменяется консистентность отложений: они становятся более пластичными и мазеподобными с более плотной упаковкой. Процесс выпадения АСПО постепенно сдвигается вниз по глубине скважины, и к настоящему времени отложения наблюдаются в самом насосе и непосредственно в призабойной зоне пласта [101].
Анализ состава АСПО, отобранных на различных глубинах из скважин Акташской площади показал, что на глубине более 1000м содержится больше АСВ, чем парафинов [102]. Механические примеси (содержание не превышает 4-5 % массовой) на таких глубинах практически не участвуют в формировании отложений. С уменьшением глубины наблюдается снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО (см.рис. 2.1) 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 Глубина отбора проб АСПО, м Условные обозначения: 1-парафины; 2-АСВ Рис. 2.1 Отложение АСВ и парафинов по глубине скважины С учетом вышеизложенного существенно должны меняться основные подходы в борьбе с отложениями промыслового парафина. В промысловой практике борьбы с АСПО существуют различные способы очистки от них фильтра колонны и ПЗП. Способ № 1. - К нему можно отнести , в первую очередь, так называемые, химические методы, когда в интервал фильтра закачивают определенный объем раство рителя углеводородов ("МИА-пром", РМД-1, КРК) и выдерживают его на за бое некоторое время (сутки и более), пока не завершится процесс очистки ПЗП от АСПО [17], (объем внедрения этой технологии составляет 12% от всех проведенных на Акташской площади мероприятий). Способ № 2. - Для ускорения процесса очистки в некоторых случаях закачивают в сква жину растворитель, прогретый до определенной температуры [17]. Способ № 3. - Применяют также комбинированный вариант очистки от АСПО, когда его ускоряют, обрабатывая объем растворителя, закаченный в ПЗП, с помощью источника вибрационных колебаний (АХВ)[18,74], (объем внедрения со ставляет 2,7% от всех проведенных мероприятий).
Исследование степени влияния геолого- промысловых фа кторов и ФЕС на эффективность ТГБВ
Приведенные автором ранее результаты анализа эффективности термо-газобарической обработки скважин в условиях Акташской площади Ново-Елховского месторождения ОАО "Татнефть" [23] показали, что имеются определенные ограничения, обусловленные влиянием существующих геолого-физических условий, которые существенно сужают область применения этой технологии, особенно в условиях завершающей стадии разработки, когда многие критерии выбора объектов [22] (начальная обводненность, текущая нефтенасыщенность, глинистость, расстояние до ближайших обводненных пластов и т.д. и т.п.) оказываются применимыми только к скважинам составляющим, как правило, не более 20- 25 % от общего эксплуатационного фонда.
Очевидно, что такое положение нельзя признать приемлемым поскольку аналогичная геолого-промысловая ситуация свойственна большинству месторождений ОАО "Татнефть", вступившим в завершающую стадию разработки терригенных коллекторов девонских отложений.
Учитывая изложенное, а также с целью поиска возможных путей повышения геолого-технической эффективности указанной технологии за счет расширения области ее применения, нами было проведено более детальное изучение степени влияния геолого-промысловых и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов терригенного девона. Исследования проводились на геолого-промысловых материалах полученных в результате применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ при очистке фильтра колонны и ПЗП от АСПО и продуктов кольматации на 16 скважинах, эксплуатирующих продуктивные коллекторы пашийского горизонта девонских отложений Акташской площади Но-во-Елховского нефтяного месторождения за период с 2000 по 2007 годы.
При выборе объектов для обработки ТГБВ учитывались критерии, указанные в соответствующих РД, которые рекомендовали выбирать для воздействия пласты с пористостью не менее 15%, с глинистостью менее 2%, обводненностью не более 40%, расстоянием до ближайшего водоносного пласта не менее 5 м и величиной зумпфа не менее 10 м.
При этом перед воздействием согласно РД рекомендовалось провести дополнительную (повторную) перфорацию с плотностью от 10 до 20 отв./м. Результаты выполненного автором анализа промысловых результатов применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ на 16 скважинах Акташской площади приведены в таблице 3.1.
Особенность выполненного автором анализа заключалась в том, что технологический эффект от воздействия оценивался по трем основным показателям, а именно:
- средней величине суммарного прироста (убыли) добычи нефти относительно начального (базового) уровня сразу после воздействия и до момента ее выхода на начальный (базовый) уровень;
? средней величине суммарного прироста (убыли) добычи воды относительно начального (базового) уровня сразу после воздействия и до момента ее выхода на начальный (базовый) уровень;
? величине продолжительности эффекта, определяемой от момента отклонения величины добычи нефти (воды) от начального (базового) уровня после воздействия и до момента ее выхода на начальный (базовый) уровень. Кроме этого оценивалась величина изменения коэффициента продуктивности, полученная по данным гидродинамических исследований (ГДИ), проведенных до и после воздействия.
Для исключения влияния на измерения случайных флюктуации значений суточных дебитов нефти и воды в расчетах использовалась величина среднемесячной дополнительной добычи нефти и воды (см. таблицу 3.1). Таблица 3.1
Условные обозначенияAQH, т/мес, AQB, т/мес. - средняя величина суммарного прироста добычи нефти, воды;AT, мес. - величина продолжительности эффекта; АКпр, т/сут-МПа - изменение коэффициента продуктивности;К„, % - коэффициент начальной нефтенасыщенности; к, мкм2 - коэффициент проницаемости;qB, % - обводненность продукции до обработки; qH, т/сут - дебит по нефти до обработки;h, м - перфорированная толщина пласта; Рзаб, МПа - забойное давление до обработки;Нпер, м -величина перемычки - расстояние от нижних перфорационных отверстий до кровли водоносного пласта;Пф, м/отв. - среднее расстояние между отверстиями при повторной перфорации ;АРП/АРД - отношение величины депрессии на пласт после и до обработки;НЗПф,м - величина зумпфа скважины.
В начале была исследована зависимость величины дополнительной добычи нефти (воды) от коллекторских свойств и характера насыщения объекта воздействия (см. рис. 3.1- 3.7). Из графика на рис. 3.1 следует, что величина дополнительной добычи нефти интенсивно растет с ростом коэффициента проницаемости коллектора, однако при значениях к 0,2мкм этот рост замедляется и наступает стабилизация. Что касается зависимости дополнительной добычи воды от к, то она также имеет тенденцию к росту, однако стабилизации ее прироста при этом не наблюдается (см. рис. 3.2). Что касается зависимости величины продолжительности эффекта от к, то она проявляет практически прямую, линейную связь с этим параметром (см. рис. 3.3).
Величины дополнительной добычи по нефти и воде также имеют достаточно высокую корреляционную связь с характером насыщения коллектора, степенью обводненности продукции до начала обработки ПЗП и величиной текущего дебита по нефти на момент обработки (см. рис. 3.4- 3.7). При этом обращает на себя внимание теснота связи дополнительной добычи нефти с величиной начальной нефтенасыщенности коллектора (см. рис. 3.4), из которой следует, что чем выше начальная нефтенасыщенность, тем выше теснота связи и, наоборот.
Практически тоже самое можно сказать, но с точностью, наоборот, о зависимости величины дополнительной добычи нефти от начальной обводненности продукции до обработки: чем выше начальная обводненность, тем слабее теснота ее связи с дополнительной добычей нефти и чем ниже обводненность- тем выше теснота связи (см. рис. 3.5). Более высокая теснота связи между аргументом и функцией просматривается также в случае зависимости дополнительной добычи воды от начальной обводненности продукции (см. рис. 3.6).
Анализ условий достижения максимального технико-экономического эффекта при применении технологии ТГБВ
На основе анализа полученных автором в п. 3.1 корреляционных связей между технологическими факторами и ФЕС пластов (Кп, Кн, к и др.), а также их геолого-промысловыми характеристиками (обводненность, QnaKoiui. " (ЗнакоплЛ Рпл 5 Рзаб и др.) возможно не только установить диагностические критерии для применения метода ТГБВ, но также оценить степень риска их использования при выборе объекта воздействия [106].
Поскольку все приведенные на рис. 3.1- 3.19 зависимости имеют вероятностный или стохастический характер, отсюда следует, что каждый из ранее названных критериев имеет свой диапазон неопределенности, обусловленный соответствующей корреляционной (недетерминированной) связью с такими определяющими технологический эффект от термогазобарической обработки показателями, как дополнительная добыча нефти (AQ„), дополнительная добыча воды (AQB), продолжительность положительного эффекта (AT) и величина изменения коэффициента продуктивности (АКпр).
Самая большая неопределенность и, соответственно, самый большой фактор риска (65 %) возможен при использовании критерия среднего расстояния между отверстиями при повторной перфорации (Пф) для оценки его влияния на дополнительную добычу воды после воздействия (AQB).
Данные, приведенные в таблице 4.1 можно представить в графической форме (см. рис. 4.1), которая дает наглядное представление о соотношении между видом корреляционных связей показателей технологического эффекта (AQ„, AQB, AT, АК1ф) с ФЕС коллектора и степенью (уровнем) риска использования полученных на их основе диагностических (количественных) критериев выбора объектов воздействия для метода ТГБВ.
Подводя итог вышеизложенному можно сделать, по мнению автора, очень важный для практики вывод о том, что при использовании для выбора объектов обработки установленных диагностических критериев необходимо принимать во внимание величину фактора неопределенности или возможный риск от последствий такого выбора.
Из приведенного сопоставления установленных на основании анализа конкретных геолого-промысловых данных критериев выбора объектов обработки с критериями, рекомендованными согласно РД, можно сделать вывод не только об их расхождении, но даже и серьезном противоречии, что исключает возможность практического применения последних (согласно РД) в условиях Акташской площади [22] в случае использования регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ.
Более того, установленные в результате выполненных автором исследований, критерии выбора объектов обработки позволяют сделать вывод о том, что регламентированная в ОАО "Татнефть" технология ТГБВ имеет существенные ограничения и может применяться с необходимой технологической и экономической эффективностью только на очень ограниченном числе объектов. Так, если использовать критерий предельной обводненности ( 20%), то скважин с таким уровнем обводненности (см. рис. 1.11 в) имеется не более 17%. Если использовать в качестве дополнительного критерия минимально допустимый дебит по нефти ( 3 т/сут), то скважин с таким уровнем дебита (см. рис. 1.11 б) имеется не более 26-27% от всего эксплуатационного фонда. А что касается критерия, связанного с допустимой величиной зумпфа, то согласно выполненных автором исследованиям, он может и должен быть менее 20 м; кстати доля скважин с таким зумпфом составляет 64-65%, а согласно РД - более 10 м (доля скважин соответственно меньше - 35-36%). Что касается требований к начальной нефтенасыщенности ( 84%о), то доля подходящих по этому критерию объектов не превышает 37%, а по предельной про-ницаемости (к 0,140 мкм") и того меньше - 16% (см. табл.3.1).
На основании результатов выполненного автором анализа следует, что выбор объектов для применения технологии ТГБВ в условиях Акташской площади крайне ограничен и составляет не более 20-25% от общего фонда скважин.
Главными ограничителями области его применения являются критерии по максимально допустимой обводненности ( 17%); минимально допустимому дебиту по нефти ( 26-27%), минимально допустимой проницаемости ( 16%), минимально допустимой начальной нефтенасыщенности ( 37%), что в совокупности дает только порядка 20-25%) объектов, подходящих для воздействия.
Также обнаружилось, что при ТГБВ происходит разрушение цементного камня и скелета горной породы в ПЗП и вынос их составляющих в скважину, что явилось причиной проведения повторных работ на трех скважинах (№. 1214, 1216, 1805) через 2-4 месяца после обработок из-за засорения клапанов штанговых насосов. Как было установлено, это связано с тем, что из-за постепенного во времени ухудшения структуры и прочности цементного камня в зоне фильтра, ударное высокотемпературное воздействие приводит к его значительному разрушению. Установлено, что при создании депрессий на забое после пуска скважины в работу штанговой насосной установкой процесс выноса частиц потерявшего свою прочность цементного камня может продолжаться достаточно длительное время.
Из всего вышеизложенного можно сделать вывод о том, что установленные ограничения области применения метода ТГБВ в условиях Акташской площади необходимо преодолеть путем совершенствования не только самого метода, что по-видимому нецелесообразно, поскольку требует несения дополнительных затрат и, что самое главное, выполнения специфических работ в области НИОКР, а только путем совершенствования методики (технологии) его применения за счет комплексирования с другими эффективными технологиями воздействия на ПЗП, расширяющими область его применения на больший класс объектов обработки.
Анализ результатов исследования корреляционно-статистических зависимостей, приведенных в главе 3 (см. таблицу 3.1) и данной главе (см. таблицу 4.1) диссертационной работы, может служить основой для понимания особенностей теплофизических процессов, протекающих в ПЗП при обработке ее методом ТГБВ.
В частности, очень важное и даже решающее значение на механизм термогазобарических процессов, протекающих в ПЗП при сжигании порохового заряда (ПЗ), оказывают, по мнению автора, три обстоятельства (при неизменности всех остальных: количества ПЗ, его теплотворной - WT И газо-творной- Wr способностей) - это ненаправленное, расфокусированное действие пороховых газов при сгорании ПЗ, совершенство повторного вскрытия пласта перфорацией и наличие близкорасположенного зумпфа.
