Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние изученности проблемы, постановка задачи и выбор объекта исследования 7
1.1 Обоснование выбора объекта исследования 7
1.2 Характеристика исследуемых эксплуатационных объектов 9
1.3. Краткий анализ текущего состояния разработки 9
1.3.1. Анализ гидродинамических исследований скважин на нестационарных режимах фильтрации 16
1.3.2. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации 17
1.4. Пластовое давление в зонах отбора и закачки 27
1.5. Анализ выработки запасов нефти из пластов 30
1.6. Современные представления о формировании остаточной нефти в девонских отложениях Ромашкинского месторождения 33
1.7. Выводы и рекомендации по постановке задачи исследования 40
ГЛАВА 2 . Систематизация и обобщение результатов вытеснения нефти физико-химическими методами по лабораторным данным 42
2.1. Современные представления о коэффициенте нефтеотдачи пластов и вытеснения 42
2.2. Обобщение результатов экспериментальных исследований вытеснения нефти 50
водой и растворами химреагентов.., 49
ГЛАВА 3 . Исследования фактической эффективности потоко отклоняющих технологий по промысловым данным 60
3.1. 0 возможности использования характеристик вытеснения 61
3.2. Анализ эффективности применяемых потокоотклоняющих технологий по характеристика вытеснения 67
3.3.Исследование влияния особенностей геологического строения и состояния разработки участков на эффективность применения потокоотклоняющих технологий 77
3.4. Исследование причин низкой эффективности технологии ПОТ и мероприятия по их повышению 85
ГЛАВА 4 STRONG . Выбор участков и реализация технологий пот в промысловых условиях 97
4.1.Существующие критерии выбора участков и технологий МУН STRONG 97
4.2. Метод уточнения фильтрационных характеристик пластов для выбора участков МУН 105
4.3. Методические основы расчета и построения карт плотностей начальных и текущих недренируемых подвижных запасов нефти 111
4.4. Технико-экономический анализ и сопоставление эффективностей потокоотклоняющих технологий, применяемых на площадях НГДУ «Джалильнефть» 121
Заключение 135
Список литературы 137
Акт на внедрение рекомендаций по диссертационной работе 145
- Обоснование выбора объекта исследования
- Анализ гидродинамических исследований скважин на нестационарных режимах фильтрации
- Современные представления о коэффициенте нефтеотдачи пластов и вытеснения
- 0 возможности использования характеристик вытеснения
Введение к работе
Актуальность проблемы.
Изменение структуры запасов нефти в сторону их ухудшения, вызванное в связи с их истощением, наиболее интенсивно проявившиеся на месторождениях Урало-Поволжья, выдвинули ряд проблем по повышению технологии нефтеотдачи. Актуальность их значительно возросла для месторождений с неоднородными коллекторами, имеющих значительную послойную и зональную неоднородность вытеснение нефти из которых осуществляется заводнением. Отмечается закономерный переход части запасов в категорию трудноизвлекаемых в связи с постепенной выработкой из высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторов, что способствовало образованию переслаивающихся нефтяных и водонефтяных пропластков с тупиковыми и застойными зонами и слабодренируемыми участками. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы и разработке рекомендаций по интенсификации отборов нефти.
Цель работы.
Совершенствование технологий выработки остаточных запасов из неоднородных по проницаемости коллекторов многопластовых объектов на основе уточнения методики выбора участков и обоснования применения потоко-отклоняющих технологий.
Основные задачи работы.
Анализ состояния выработки остаточных запасов нефти на Ташлиярской площади Ромашкинского нефтяного месторождения с целью определения эффективности существующих технологий выработки запасов,
Изучение эффективности нефтевытеснения с применением потоко-отклоняющих технологий (ПОТ).
Систематизация и обобщение результатов вытеснения нефти физико-химическими методами по лабораторным данным.
Исследование фактической эффективности потоко-отклоняющих технологий по промысловым данным.
Разработка методики выбора участков для внедрения ПОТ и реализация их в промысловых условиях.
Методы исследований.
Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации по истории разработки Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, использования методов математической обработки промысловых данных с применением современных вычислительных методов и
обобщения результатов численных исследований для создания методик выбора участков для ПОТ.
Научная новизна.
Систематизированы и обобщены результаты вытеснения нефти водой от проницаемости коллектора по нефтяным месторождениям Урало-Поволжья и Западной Сибири, которые разбиты на пять групп, характеризующих области слабо и высокодренируемых запасов в потокоотклоняющих технологиях извлечения нефти.
Исследована аналитическая связь удельного эффекта от применения потокоотклоняющих технологий между категориальными и количественными параметрами объекта в результате которого установлена значимая связь от обводненности добываемой продукции, абсолютной величины текущих извлекаемых запасов, объемом отобранных начальных извлекаемых запасов и накопленной компенсацией отборов закачкой.
Разработана методика уточнения фильтрационных характеристик пласта для выбора участков МУН путем построения по данным ГИС и ГДИС разделенных на группы коллекторов по нефтевытесняющему пределу водой карт результирующей неоднородности и определения зон (участков) повышенной остаточной нефтенасыщенности последовательным наложением их на карты недренируемых подвижных запасов.
Основные защищаемые положения.
Методика разделения нефтенасыщенных слабо и высокодренируемых коллекторов на группы по коэффициенту вытеснения нефти водой.
Зависимость аналитической связи удельного эффекта ПОТ от обводненности продукции, абсолютных величин текущих и извлекаемых запасов, объема отобранных начальных извлекаемых запасов и накопленной компенсации отборов закачкой,
Методика выбора участков для внедрения технологии МУН по картам результирующей неоднородности и недренируемых подвижных запасов.
Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов численного исследования на промысловых объектах.
Практическая ценность.
1. На основании проведенного анализа состояния разработки остаточных запасов, обобщения гидродинамических исследований, режима работы добывающих и
нагнетательных скважин, а также технологии нефтевытеснения выявлены зоны повышенной нефтенасыщенности и слабой дренируемости, в которых предложено образование новых участков для внедрения ПОТ с целью интенсификации отбора остаточных запасов. 2. Разработана, исследована и прошла промышленную апробацию методика выбора участков для ПОТ на Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения. За счет использования методики построения карт недренируемых подвижных запасов для разработки комплексных геолого-технических мероприятий с ПОТ достигнут экономический эффект в сумме 208,0 тыс.руб Апробация работы.
Результаты диссертационной работы и основные ее положения докладывались и обсуждались на научно-технических совещаниях НПО «Союзнефтеотдача» (1990 г.), институте «НИИнефтеотдача» АН РБ (2003-2004 г.г.), на научно-технических Советах НГДУ «Джалильнефть» (2004 г.). Публикации.
По теме диссертации опубликовано 7 научных работ, в том числе 3 обзора, 4 научные статьи, две из которых опубликовано самостоятельно. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Союзнефтеотдача», ПО «Юганснефтегаз», ПО «Пермнефть», ОАО «Татнефть» и НПО «Нефтегазтехнология» в 1990-2004 гг. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследования и обобщения данных, апробация и авторский надзор за внедрением методик выбора участков.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, изложена на 146 страницах машинописного текста и содержит 61 рисунок, 26 таблиц, список использованных источников из 96 наименований.
Обоснование выбора объекта исследования
В настоящее время для месторождений, вступивших в завершающую стадию разработки, актуальным являются поиск и использование нетрадиционных технологий вытеснения остаточных извлекаемых запасов нефти. Наиболее приемлемым на завершающем этапе разработки может быть развитие работ с использованием существующего фонда скважин за счет применения комбинированных технологий в сочетании гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов[ 4,29, 42,43,49, 60,75, 90].
Хорошо известно, что в условиях интенсивного отбора нефти, когда основные запасы месторождения уже извлечены с применением в качестве нефтевытесняющего агента воды, в застойных зонах и недренируемых интервалах продуктивного пласта, не охваченных воздействием вытесняющих агентов, формируются остаточные запасы нефти. При этом даже достаточно однородное ранее поле нефтенасыщенности становится крайне неоднородным как по простиранию пластов, так и по вертикальному их разрезу, так как во времени никогда не удается обеспечить равномерную стационарную работу скважин.
Такому состоянию дел способствовали и ряд ошибок в разработке месторождений, когда, например, одновременно вскрывалось несколько пластов, сильно отличающихся по своим емкостно-фильтрационным характеристикам, что неизбежно приводило к росту послойной неоднородности вовлекаемых в разработку коллекторов и, как результат этого, к резкому снижению эффективности процесса вытеснения. Яркий пример этому показал анализ фонда скважин Абдрахмановской площади, перебывавших в эксплуатации. Установлено, что в более чем в 400 скважинах одновременно перфорировано 4 и более пропластка (рисунок 1.1). Исследования, проведенные на основе геологической модели площади (разработана в НПО «Нефтегазтехнология»), показали, что в большинстве скважин при одновременном вскрытии нескольких пластов проницаемости коллекторов отличаются в 10 и более раз! В таких условиях большая часть технологий и их разновидностей заводнения, а также физико-химических и химических методов повышения нефтеотдачи пластов направлены, прежде всего, на устранение ошибок разработки месторождения, на выравнивание фильтрационных полей вытеснением.
Данная работа направлена на повышение эффективности нефтевытеснения путем анализа применения физико-химических методов и выбора наиболее эффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов на примере разработки горизонта ДО и Д1 Схема распределения интервалов перфорации и технологической жидкости шестого блока Абдрахмановской площади Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, как показавшая высокую эффективность результатов внедрения различных технологий заводнения. Однако без подробного анализа состояния разработки исследуемого объекта, динамики изменения показателей разработки и разбора эффективности применяемых технологий вытеснения нефти постановка задачи исследования была бы не полной.
Отметим, что в ходе нагнетания значительного количества воды на площадях Ромашкинского месторождения, имеющей различные физико-химические и микробиологические составы и свойства, нефть претерпевает изменения различного характера свойств, которые могут существенным образом сказываться на процессе ее извлечения (водозаборы Тумутук, Карабаш, Кама с различными физико-химическими свойствами). Понимание характера и механизмов метаморфоз, происходящих с нефтью в процессе истощения запасов, позволяет предсказывать возможные последствия проводимых на месторождении геолого-технических мероприятий и свести до минимума негативные побочные эффекты. Однако не зная геологического строения объекта, состояния его разработки, механизма формирования остаточной нефти, не могут быть разработаны эффективные технологии их нефтевытеснения. Рассмотрим последовательно все возникшие вопросы на примере выбранного объекта исследования.
Ташлиярская площадь является краевой площадью северной части Ромашкинского нефтяного месторождения и обладает высокой исследованностью и информативностью [39, 46,60,90]. Продуктивными на площади по данным института «ТатНИПИнефть» и отчетов НГДУ «Джалильнефть» [6] являются пласт Д-0 кыновского горизонта и пласты Д1-«а», Д1-«бі», Д1-«бг», Д1- «бз», Д1-«в», Д1- «гд»- пашийского горизонта. Краткие сведения о каждом из продуктивных пластов разреза, с учетом проведенных уточнений геологического строения объекта, даются на 01.01.2000г. по данным отчета «ТатНИПИнефть», что не внесет значительных ошибок при проведении гидродинамических расчетов и построении карт разработки объекта для того, чтобы более полнее представить состояние разработки объекта с целью дальнейшего принятия решения о повышении эффективности выработки остаточных запасов, но на базе известной геологической модели. О необходимости построения подробнейшей геологической модели для анализа состояния разработки объекта указывается и в работах Баймухаметова К.С., Лозина В.Е., Хайрединова Н.Ш., Баишева Б.Т., Муслимова Р.Х., Хисамова Р.С., Андреева В.Е., Мухаметшина В.Ш., Орлинского Б.М. и других [3, 13, 16, 17,18,52,62,66,87,90]. Пласт До. Надо отметить, что детальному изучению геологической модели объекта исследования наибольшее внимание стали уделять для месторождений вступивших в позднюю стадию разработки, так как рассеянность остаточных запасов по объекту из-за неравномерной выработки и неоднородности пласта явились причиной образования многочисленных целиков, тупиковых зон, зон слабовырабатываемых участков [14, 18, 34,48]. Общее представление о продуктивных коллекторах с уточненной корреляцией разрезов и интервалами перфорации приведены на рисунках 1.2 и 1.3. Кыновские отложения на площади вскрыты 861 скважиной, а в 176 скважинах пласт Д-0 является коллектором, в 208 прослоях из них является нефтенасыщенным коллектором.
Анализ гидродинамических исследований скважин на нестационарных режимах фильтрации
Гидродинамические исследования скважин являются одним из наиглавнейших методов получения достоверной информации о текущей коллекторской характеристике пластов, взаимовлиянии скважин и энергетическом состоянии нефтяных объектов [24, 31, 60, 90]. По результатам гидродинамических исследований скважин и пластов определяются различные коэффициенты, характеризующие коллектор (скин-эффект, пьезопроводность, упругость, гндропроводность) н строятся соответствующие карты, позволяющие оптимизировать процесс разработки, обосновать применение гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов и наметить скважины для проведения обработок призабойных зон и ограничения водопритока [25,32,38,44,55, 56,72, 90].
В связи с этим, гидродинамическим исследованиям скважин всегда уделяется большое внимание несмотря на потери в добыче нефти при их проведении. На рисунке 1.4 приведена динамика охвата действующего фонда добывающих скважин Ташлиярской площади гидродинамическими исследованиями скважин. Хорошо заметно, что число гидродинамических исследований скважин поддерживается примерно на постоянном уровне. Охват гидродинамическими исследованиями составляет около или выше 50 % действующего фонда скважино/год. Отметим, что важность охвата скважин гидродинамическими исследованиями и информация по ним является наиважнейшим условием для определения текущего коэффиициента гидропроводности (Kj/ц), удельного сопротивления (u/Кь) и пьезопроводности пласта (у). Эти данные являются основой для оценки продуктивности призабойной зоны добывающих и приемистости нагнетательных скважин и характеристики пласта.
Анализ и обобщение данных гидродинамических исследований показывает, что в 2003 году по результатам гидродинамических исследований выявлено наличие положительного скин-эффекта в 41 скважине. Проведение соответствующих обработок призабойных зон добывающих скважин со снижением скин-эффекта до нулевых значений как подготовительный к выбору участков под технологии МУН может дать значительный прирост добычи нефти, который в несколько раз выше потерь в добыче нефти, полученных от остановки скважин при проведении гидродинамических исследований. Восстановление продуктивности и приемистости добывающих и нагнетательных скважин рассматривается и в дальнейшем как составная часть комплексных технологий повышения нефтеотдачи, в том числе и физико-химическими методами.
Динамика охвата действующего фонда добывающих скважин гидродинамическими исследованиями Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации Продолжительность промышленной разработки Ташлиярской площади составляет 39 лет, за этот период начальные извлекаемые запасы нефти, введенные в разработку, выработаны на 89,4 %. Динамика текущих и накопленных показателей разработки приведены на рисунке 1.5. Максимальная добыча нефти 7488 тыс. т на Ташлиярской площади была достигнута в 1976 г. при обводненности добываемой продукции равной 30,67 % и отборе 45,6 % от введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти. Максимальный годовой отбор жидкости составлял 12107 тыс.т (1978 г.). Максимальный объем закачки воды - 14159 тыс.м (1977 г.). Динамика фонда скважин и динамика ввода начальных извлекаемых запасов нефти представлена на рисунке 1.6.
Динамика действующего фонда добывающих скважин, НИЗ, вовлеченных в разработку и показателя отбора от НИЗ На конец 2003 года на Ташлиярской площади фонд действующих добывающих скважин составил 410 шт., нагнетательных - 191 шт., при этом соотношение действующих добывающих введенных в разработку скважин к нагнетательным составлял 2,15 доли ед. В настоящее время эксплуатация площади осуществляется в период четвертой (завершающей) стадии разработки, характеризующейся медленным снижением годовых отборов нефти при стабильной добыче жидкости. В последние 11 лет обводненность добываемой продукции изменялась в интервале от 87,0 до 89,5 %, что обусловлено проведением эффективных ГТМ по стабилизации уровней добычи нефти и снижением объемов попутнодобываемой с нефтью воды, за счет внедрения высоко эффективных геолого-технических мероприятий. С 1985 года на Ташлиярской площади применяется технология нестационарного заводнения в сочетании с технологией смены направлений фильтрационных потоков. На рисунке 1.7 представлены зависимости, характеризующие действующую систему ППД. Видно, что в последние 15-17 лет, т.е. в период активного применения технологий нестационарного заводнения, снижение объемов закачиваемой воды привело к значительному сокращению объемов попутно - добываемой воды при стабилизации уровней добычи нефти. На рисунке 1.8 представлена динамика суммарной дополнительной добычи нефти за счет применения технологий
Динамика дополнительной добычи нефти за счет применения технологий нестационарного заводнения, месторождения {например, Восточно-Сулеевская площадь). Хорошо известно, что увеличение эффективности метода можно достигнуть при перестроении действующей системы ПДЦ (перенос очагов нагнетания, освоение новых участков, применения новых методов физико-химического воздействия и т.д.) или при внедрении новых прогрессивных нестационарных технологий нефтеизвлечения за счет ввода в разработку запасов нефти находящихся в низкопроницаемой части нефтеносного коллектора, например в сочетании нестационарного заводнения с физико-химическими методами в частности потокоотклоняющими технологиями (ПОТ) воздействия на пласт. Однако такой метод перестройки системы заводнения и массовое внедрение новых технологий достаточно капиталоемкий процесс и реализация его за короткие сроки не выполнима.
Современные представления о коэффициенте нефтеотдачи пластов и вытеснения
Начальное пластовое давление в горизонте Ді Ташлиярской площади составляло 16,8 МПа. В настоящий момент времени средневзвешенное пластовое давление составляет 16,6 МПа. С текущим пластовым давлением выше первоначального работают 50 % действующего фонда нагнетательных скважин (рисунок 1.12). В процессе анализа установлено, что в данные нагнетательные скважины возможность закачки высоковязких потокоотклоняющих оторочек вытесняющего агента в сочетании с циклической закачкой воды имеется. При снижении текущего пластового давления в зонах дренажа добывающих скважин, испьпъгвающих влияние от закачки воды в эти нагнетательные скважины, по добывающим скважинам может быть снижено забойное давление с целью исключения снижения их дебитов по нефти. В остальных нагнетательных скважинах ( с текущим пластовым давлением 15—17 МПа) также возможно применение физико-химических и гидродинамических МУН при условии обеспечения поддержания текущего пластового давления на соответствующих уровнях. В добывающих скважинах с высокими значениями пластовых и забойных давлений возможно снижение забойных давлений и проведение различных ОПЗ пластов, в случае если это целесообразно с точки зрения ускорения выработки запасов нефти в зонах их дренажа. По добывающим скважинам с высоким пластовым и низким забойным давлениями и высокой обводненностью добываемой продукции желательно проведение Пластовое давление атм 9 - Действующие добывающие скважины - Действующие нагнетательные скважины О - Скважины добывающие с данного горизонта -: - Скважины закачивающие на данный горизонт - КНС, БКНС, ДНС ВРБ Рисунок. 1.12. Карта пластовых давлений со схемой расположения КНС и наземного оборудования. зо применения физико-химических и совершенствованию гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов, проведению комплексных ОПЗ пластов по стимуляции добычи нефти и водоограничению. Анализ взаимодействия нагнетательных скважин в системе заводнения Ташлиярской площади с соседними площадями, выполненный на 1.12.2003 г. показывает, что вдоль границ Сармановской и Чишминской площадей отмечались значения пластовых давлений значительно превышающие среднее критическое (11,0 МПа) и составляли на границе с Чишминской 15-18 МПа, Сармановской 16-18 МПа (рисунок 1.12). Поэтому можно утверждать, что в граничных областях значительных перетоков нефти с Ташлиярской площади на другие и наоборот не происходило.
Анализ выработки запасов нефти из пластов Используя данные ГИС и ГДИС, а также обобщенные геолого-физические характеристики объекта была построена геологическая модель площади, которая в сочетании с гидродинамическим моделированием процессов фильтрации позволило построить основные карты состояния разработки по методикам НПО «Нефтегазтехнология» - карты начальных балансовых, извлекаемых и текущих извлекаемых запасов нефти. Ниже проводится анализ выработки запасов нефти на примере пласта "а". Используя подходы и методики, разработанные в НПО "Нефтегазтехнология" была уточнена геологическая модель пласта "а", на базе которой на рисунке 1.13 представлена карта плотности начальных балансовых запасов нефти с накопленными отборами и закачкой. Видно, что пласт "а" характеризуется неравномерным по площади распространением плотности начальных балансовых запасов. Области с наибольшей плотностью балансовых запасов сосредоточены в северных и центрально-восточной частях площади. Последовательно была построена карта плотности начальных извлекаемых запасов нефти, которая приведена на рисунке 1.14. Анализ расположения рядов нагнетательных и добывающих скважин показывает, что система разработки не оптимизирована по отношению к площадному распространению плотности извлекаемых запасов нефти, что говорит с одной стороны о невысокой эффекивности системы заводнения, а с другой объясняет причину неравномерности выработки запасов нефти. На основе гидродинамического моделирования процессов фильтрации двухфазной жидкости (нефть-вода) также были построены карты текущих нефтенасыщенных толщин и текущих извлекаемых запасов нефти пласта "а" по методике [90]. Они приведены на МП - скважина действующего добывающего фонда -#- - скважина действующего нагнетательного фонда Плотность балансовых запасов нефти, тыс.т/га - скважина действующего добывающего фонда -у- - скважина действующего нагнетательного фонда Плотность начальных извлекаемьк запасов нефти, тью.т/га 0.1 0.5 Рисунок. 1.14. Горизонт Д1, пласт "А". Карта плотности начальных извлекаемых запасов нефти. рисунках 1.15 и 1.16. Анализ распространения текущих извлекаемых запасов подчеркивает степень неравномерной выработки запасов нефти. При этом достаточно однородное поле начальной нефтенасыщенности разрезано обводившимися "коридорами" на небольшие участки с повышенными значениями остаточных запасов нефти не вовлеченных в разработку. Этим самым установлен один из важнейших этапов оценки зон распространения остаточных запасов для интенсификации их выработки по объекту. 1.6-Современные представления о формировании остаточной нефти в девонских отложениях Ромашкинского месторождения Факт неравномерной выработки запасов (рисунок 1.16) естественно привел к изменению свойств пластовой нефти [89]. Результаты исследований, проведенных разными исследователями [4, 7, 12, 20, 32, 36, 38, 47, 81, 85, 91], свидетельствуют о неоднозначности происходящих в пласте процессов преобразования нефти и коллекторских свойств пласта во времени (таблицы 1.5, 1.6. Данные ТатНИПИнефть). В свою очередь, изменение свойств нефти следует принимать во внимание при выборе способов и методов выработки остаточных запасов [89]. На основании анализа раздела 1.3-1.5 попытаемся разобраться, что же происходило в процессе длительной эксплуатации на Ташлиярской площади и какие изменения в свойствах нефти были обнаружены. Пояснения будут даны на базе работы [89]. Ряд исследователей отмечают значительные изменения состава и свойств остаточной нефти на естественных образцах и в ходе модельных исследований. С другой стороны, например А.Г. Ковалев характеризует эти процессы как незначительные и протяженные во времени, но локализованные в определенном, ограниченном пространстве. Причем в части работ изменение свойств остаточных нефтей оценивается как негативное - отмечается увеличение в составе углеводородов доли тяжелых и окисленных компонентов, а, следовательно, рост плотности, вязкости. С другой стороны, С.Н. Головко, применяя метод ЯМР, обнаруживает "облегчение" состава остаточной после вытеснения в лабораторных условиях нефти, а Р.Н. Фахретдинов с соавторами [85] отмечает, что в углеводородах остаточной нефти повышено содержание нормальных парафинов, а в добываемой "отбензиненной" (освобожденной от легких фракций) нефти -изо-парафинов. Ковалева О.В., напротив, полагает, что изопроизводные задерживаются на поверхности коллектора.
0 возможности использования характеристик вытеснения
Общие положения. По общепринятому мнению, и на основании результатов лабораторных исследований (раздел 2) можно сказать о том, что потокоотклоняющие технологии МУН для неоднородных коллекторов обладают рядом следующих признаков. 1. Потоотклоняющие технологии (ПОТ) или методы связаны с закачкой химических реагентов в нагнетательные скважины с целью избирательного изменения фильтрационных свойств коллектора [ формулы (2.2) ,(2.3)]. 2. В результате этого, изменяется направление потока пластовых флюидов в межскважинном пространстве, обладающими послойной и зональной неоднородностью. 3. В процессе изменения потока меняется соотношение в долях пластовых флюидов в продукции реагирующих добывающих скважин за счет вовлечения запасов нефти, заключенных в низкопроницаемой и высокопроницаемой части пласта. Данные признаки характерны для всех потокоотклоняющих технологий МУН. Необходимо так же отметить, что изменения, привносимые потокоотклоняющими технологиями, направлены на долговременный эффект и воздействуют на значительный объем участка залежи и эффективность их тем выше, чем больше остаточных запасов содержится на объекте разработки связанных с послойной и зональной неоднородностью коллектора.
Тогда можно утверждать о том, что основными показателями, определяющими эффективность применения технологии, являются динамика накопленных показателей разработки участка и нх сопоставление за периоды до и после применения технологии. Но в промысловой практике часто бывает наложение других мероприятий на рассматриваемый объект от применения МУН, которые трудно численно выделить. Поэтому вопрос более углубленного анализа и метода оценки эффективности физико-химических методов воздействия на пласт является крайне актуальным и требует постоянного совершенствования. Хотя надо отметить, что и при углубленном анализе по выявлению эффективности технологий, присутствие других мероприятий не исключается.
В качестве методов исследования используются методы характеристик вытеснения, основанные на анализе динамических зависимостей накопленных показателей с целью разукрупнения объектов разработки на участки и разделения запасов нефти и воды по объектам разработки. Надо отметить, что это достаточно трудоемкая работа и в пределах данной работы просто не выполнимая. Поэтому нами принят более упрощенный способ — это метод характеристик вытеснения. Метод характеристик вытеснения используется при оперативной оценке состояния и изменения показателей разработки с заводнением, широко используемые институтами ТатНИПИнефть [46], БашНИПИнефть [16], ЮганскНИПИнефть [72], НПО «Нефтегазтехнология» [90], например для оценки эффективности отдельных геолого-технических мероприятий.
С целью изучения состояния выработки запасов нефти по пластам и участкам Ташлиярской площади проанализированы работы, проведенные автором совместно с сотрудниками НПО «Нефтегазтехнология» все виды проводимых на месторождении промыслово-геофизических исследований, проведена оценка введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти статистическими методами, построены карты остаточных нефтенасьпценных толщин пластов, причем, для построения карт остаточных нефтенасьпценных толщин пластов, вначале на основе всей имеющейся информации по работам выполненным «ТатНИПИнефть» и отчетам НГДУ «Джалильнефть» (данные по исследованию керна, ГИС, гидродинамические исследования скважин и пластов и т.д.) была создана геолого-физическая модель расчлененных и неоднородных по проницаемости пластов, которая в дальнейшем корректировалась с учетом реальных процессов обводнения скважин закачиваемой или подошвенной водой с привлечением данных потокометрии и фактических показателей эксплуатации скважин. Построенная таким образом трехмерная геолого-математическая модель месторождения совместно с работниками НПО «Нефтегазтехнология» позволила оценить распределение остаточных нефтенасьпценных толщин по объему пластов с выявлением зон и участков ухудшенной выработки (рисунок 3.1). Однако, имея даже обобщенные технологические показатели по объектам разработки, оперативный анализ результатов выработки локальных участков с применением потокоотклоняющих технологий представляет значительную актуальность.
С целью оценки величин введенных в разработку извлекаемых запасов нефти по залежам и горизонтам Ташлиярской площади, были проанализированы 25 известных характеристик вытеснения (таблица 3.1). Из них наиболее приемлемыми для условий Ташлиярской площади оказались модели характеристик вытеснения Камбарова Г.С., Пирвердяна A.M., ТатНИПИнефть. Выбор именно этих характеристик вытеснения был осуществлен в соответствии со следующим положением. Как правило, прогнозные значения введенных в разработку извлекаемых запасов нефти, полученные по характеристикам вытеснения, неустойчивы относительно ошибок замеров скважины в промысловых условиях и сильно зависят от объема накопленной информации к моменту прогнозирования . Для отбора наилучших моделей историю разработки объекта следует разделить на два неравных интервала времени: интервал обучения [Т„, Ті] (больший по величине), на котором определяются коэффициенты моделей характеристик вытеснения, и интервал экзамена [Ті, Т] (меньпшй), данные которого используются для оценки точности прогноза по этим характеристикам. Параметры характеристик вытеснения определяются из условия минимальности среднеквадратичного отклонения на этапе анализа представительности исходной информации
