Повышение эффективности нефтеизвлечения с применением комплексных методов увеличения нефтеотдачи (на примере месторождений когалымского региона)

УДК 622.276.6

На правах рукописи

Галимов Шамиль Салихович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПЛЕКСНЫХ МЕТОДОВ

УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

(на примере месторождений Когалымского региона)

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2010

Работа выполнена в Государственном автономном научном учреждении «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов»

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Котенёв Юрий Алексеевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Ямалетдинова Клара Шаиховна кандидат технических наук Куликов Александр Николаевич

Ведущее предприятие

НПО «Нефтегазтехнология», г. Уфа

Защита диссертации состоится 2 ноября 2010 г. в 1030 часов
на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 1 октября 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

На современном этапе развития нефтегазодобывающего комплекса России большинство крупнейших месторождений вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся падением добычи нефти, ростом обводненности продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов и фонда неработающих скважин.

Для снижения многих негативных последствий заводнения продуктивных пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов нефтяные компании применяют разнообразные физико-химические и гидродинамические методы воздействия на пласт. Технологии позволяют выровнить профили приемистости нагнетательных скважин, осуществить изоляцию притока вод к добывающим скважинам, и в целом направлены на изменение направления сложившихся фильтрационных потоков.

Проблемы увеличения нефтеотдачи в настоящее время весьма актуальны и для месторождений Западной Сибири, где удельный вес трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) составляет порядка 60 %. Большая часть ТрИЗ приурочена к низкопроницаемым, неоднородным и частично заводненным продуктивным пластам. Одним из перспективных направлений в освоении этой категории запасов является применение комплексного воздействия на пласт осадкогелеобразующими технологиями с последующим использованием нестационарного заводнения.

Применение комплексного воздействия в условиях месторождений Западной Сибири требует проведения широкого спектра научных исследований теоретических и экспериментальных.

Цель работы разработка комплексного воздействия на трудноизвлекаемые и остаточные запасы нефти в условиях месторождений Когалымского региона.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Систематизировать данные о геолого-физических и физико-химических параметрах продуктивных пластов объектов разработки и проанализировать текущее состояние выработки их запасов;
2. Разработать методику выбора объектов и обоснования нестационарного воздействия, учитывающую особенности геологического строения и степень выработки запасов залежей нефти;
3. Разработать новые составы для гелеобразующего воздействия на пласт с учетом температурного режима продуктивных пластов;
4. Провести геолого-промысловый анализ эффективности применения термотропной гелеобразующей композиции в комплексе с нестационарным заводнением на Вать-Ёганском месторождении.

Методы решения поставленных задач основаны на использовании современного математического аппарата, лабораторных и промысловых исследованиях, применении современных статистических методов обработки геолого-промысловых материалов и анализе результатов промысловых испытаний.

Научная новизна результатов работы:

1. Разработаны методические основы выбора объектов и обоснования циклического воздействия с учётом особенностей геологического строения и степени выработанности запасов нефти;
2. Построены геолого-математические модели процесса вытеснения нефти из продуктивных пластов с использованием циклического заводнения для условий Вать-Ёганского месторождения;
3. Разработаны рецептуры гелеобразующего состава с использованием термотропных компонентов и учетом особенностей теплового режима продуктивных объектов рассматриваемого месторождения.

На защиту выносятся:

1. Методика выбора объектов и обоснования проведения циклического воздействия, учитывающая особенности строения продуктивных отложений и степень выработки их запасов;
2. Геолого-математические модели процесса вытеснения нефти из продуктивных пластов с использованием нестационарного заводнения для Вать-Ёганского месторождения;
3. Результаты лабораторных и промысловых исследований гелеобразующего состава с использованием термотропных компонентов.

Практическая ценность и реализация работы

1. Представленные методические подходы позволяют обосновать параметры нестационарного заводнения в зависимости от особенностей текущего состояния пористой среды продуктивного коллектора.

2. Результаты диссертационной работы использованы при проектировании нестационарного воздействия на остаточные запасы низкопроницаемых и слабодренируемых зон продуктивных пластов месторождений Когалымского региона.

3. Результаты комлексирования физико-химического и гидродинамического воздействия использовались при составлении программ повышения эффективности доизвлечения трудноизвлекаемых и остаточных запасов.

4. Проведены промысловые испытания комплексного воздействия на трудноизвлекаемые и остаточные запасы продуктивных объектов Вать-Ёганского месторождения, показавшие их высокую технологическую эффективность девять тысяч четыреста шестьдесят тонн дополнительно добытой нефти.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и геолого-промысловой информации, сопоставления результатов аналитических, теоретических, экспериментальных исследований, и сходимостью результатов, полученных на различных этапах.

Апробация результатов работы. Материалы диссертационной работы докладывались и представлялись на: II международной научно-практической конференции «Интенсификация добычи нефти» (Томск, 2006 г.), II научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Когалым, 2006 г.), IV научно-практической конференции «Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах» (г. Уфа, 2010 г.), научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2010 г.), на научно-технических советах ТПП «Когалымнефтегаз» (г. Когалым, 2008-2010 гг.) и ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» (г. Уфа, 2009-2010 гг.).

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 научных трудах, в т.ч. в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 94 наименования. Работа изложена на 142 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков, 11 таблиц.

Автор искренне благодарит за помощь, ценные советы и консультации д-ра техн. наук, профессора В.Е. Андреева, д-ра техн. наук, профессора Ю.А. Котенёва, а также д-ра физ.-мат. наук, профессора К.М. Федорова, плодотворная работа с которыми способствовала становлению, развитию идей и их практической реализации.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна, достоверность полученных результатов, практическая ценность и реализация работы.

В первой главе рассматривается современное представление о геологическом строении рассматриваемых объектов разработки, текущем состоянии системы разработки и степени выработки запасов углеводородного сырья.

Полигоном для отработки методических основ выбора объектов под воздействие и обоснования параметров комплексных методов увеличения нефтеотдачи был выбран основной продуктивный пласт АВ1-2 Вать-Ёганского нефтяного месторождения.

Вать-Ёганское месторождение приурочено к куполовидному поднятию на склоне Вартовского свода. Верхней границе продуктивных отложений соответствует подошва кошайских глин. Основная доля запасов (ок. 90 %) месторождения приходится на пласты АВ1-3, представляющие собой единый резервуар. Степень гидродинамической связи коллекторов пласта АВ2 с коллекторами нижележащего пласта АВ3 хуже, чем с коллекторами пласта АВ1. На основной части площади продуктивными являются коллекторы пластов АВ1-2 и в сводовой части коллекторы АВ3. Водонефтяной контакт вскрыт преимущественно в сводовой части структуры на абсолютных отметках минус 1885 … минус 1887 м.

Продуктивные пласты неоднородны по коллекторским свойствам, проводимости, продуктивности. Пласт АВ2 характеризуется более высокими емкостно-фильтрационными показателями в сравнении с пластом АВ1. Объект АВ1-2 расчленен в среднем на два зональных интервала к северу залежи, расчленяющихся на серии пропластков.

На месторождении применялась блоковая, трехрядная система заводнения. При этом по участкам со сложным геологическим строением проводились уплотнение сетки скважин и ввод дополнительных разрезающих нагнетательных скважин. В результате применяемых систем воздействия по пласту АВ1-2 отобрано более 77 % от извлекаемых запасов, текущая обводненность составила 80 %, накопленный водонефтяной фактор достиг 1,3 м3/т. По основным эксплуатационным объектам Вать-Ёганского месторождения пластам АВ1-2 и АВ3 выработка геологических запасов достигла 11 % и 9 % соответственно. Опережающими темпами вырабатываются запасы высокой проводимости, которые лучше охвачены влиянием закачки в нагнетательные скважины. Запасы пласта АВ1 вырабатываются в основном в зоне слияния с коллектором АВ2 и на площади, прилегающей к этой зоне.

Причинами неравномерной выработки запасов и снижения эффективности воздействия при высокой геологической неоднородности явились нерационально применяемая система заводнения, высокие уровни отборов жидкости и большие объемы закачки. Создание больших перепадов давлений между зонами отборов и закачки при низкой жесткости заводнения и существующих пластовых характеристиках привело к преждевременному образованию прорывов воды и быстрому росту обводненности. Применяемая система разработки не обеспечивает одновременной выработки запасов двух пластов. Фактически запасы вырабатываются снизу вверх, после обводнения и изоляции коллекторов пласта АВ2 в активную разработку будут вовлекаться запасы пласта АВ1.

В сложившихся условиях по объектам рекомендуется проведение работ, направленных на вовлечение в разработку запасов, образовавшихся в процессе эксплуатации застойных зон, с применением комплексных потокоотклоняющих и гидродинамических методов. Данные мероприятия позволят изменить создавшиеся в пласте направления движения флюидов и увеличить эффективность применяемой системы заводнения. По объектам с высокой степенью неоднородности регулирование процесса разработки с применением потокоотклоняющих и гидродинамических методов необходимо проводить на более ранних стадиях, что позволит значительно увеличить коэффициент охвата вытеснением.

Во второй главе разработаны методические основы выбора объектов и обоснования применения циклического заводнения.

Исследования проводились в два этапа. Первый этап был направлен на создание модели процесса нефтевытеснения с использованием нестационарного заводнения. Модель позволяет, с одной стороны, оптимизировать процесс циклического заводнения, с другой, получить граничные значения критериев применимости и прогноз эффективности циклического заводнения в конкретных условиях.

Второй этап был направлен на выбор участков и зон эксплуатационного объекта АВ1-2 Вать-Ёганского месторождения и обоснование применения циклического заводнения. Методика выбора базируется на современных представлениях о теории нечетких множеств.

Использование нечетких множеств в условиях неточных данных и геолого-физической информации позволяет, с одной стороны, подобрать участки под воздействие и обосновать степень приоритетности планируемых мероприятий, а с другой, предоставить информацию (в вероятностной форме) для оптимизации параметров циклического воздействия и прогнозирования его результатов.

При выборе какой-либо скважины под геолого-техническое мероприятие необходимо учесть большое количество всевозможных критериев, например, таких как техническое состояние скважины; герметичность обсадной колонны; кривизна ствола; забойное давление; текущий коэффициент нефтеотдачи; начальные запасы, приходящиеся на скважину; комплекс геологических параметров (проницаемость, расчлененность, песчанистость, глинистость и т.д.); координаты забоя скважины; степень контактности с подошвенными водами; близость к контуру нефтеносности; тип коллектора и так далее. Кроме большого количества критериев приходится иметь дело с некачественной исходной информацией, содержащей всевозможные неточности, ошибки и т.п. Для работы с подобным классом нетривиальных задач в последнее время применяется теория нечетких множеств, многомерная статистика, различные алгоритмические методы, системный анализ, теория информации, некоторые методологии структурного анализа и проектирования сложных систем.

Существуют два подхода к решению подобных задач:

• первый заключается в том, что в условиях нечетких исходных данных решение ищется также в нечеткой форме, и результат решения тоже представляется в нечеткой (вероятностной) форме;
• второй подход основан на борьбе с исходными нечеткими и/или недопределенными (разряженными) данными и на сегодняшний момент сводится к применению различных методов аппроксимаций, интерполяций, осреднений, построений полей распределения, статистического анализа; сюда же относятся различные алгоритмические методы фильтрации и преобразования исходной информации для ее представления на различных условиях абстракции.

В основе теории нечетких множеств лежит математический аппарат описания и оперирования нечеткими, недоопределенными или зашумленными данными, понятиями, знаниями, с помощью которого можно делать вполне четкие выводы и принимать соответствующие решения.

В нефтегазодобывающей отрасли практически все исходные данные и знания являются нечеткими. Наши представления о геологическом строении залежи мы формируем исходя из скудного набора зашумленных данных, получаемых из сейсмического профилирования, геофизического интерпретирования каротажных кривых, аэроснимков, петрофизического анализа добываемого из недр керна и т. п. Представления о гидродинамическом состоянии разрабатываемой залежи формируются из анализа промысловой информации, в которой также содержится большое количество неточностей, нерегулярностей и неопределенностей. Много неточностей в геолого-промысловой информации связано с человеческим фактором, сезонными явлениями, несовершенством замерного оборудования и методик интерпретирования. О некоторых причинах мы не имеем четкого представления. Кроме нечеткости исходной информации приходится также иметь дело с ее нехваткой. Действительно, разработчик как бы формирует свое «полное» представление о пласте, анализируя и аппроксимируя информацию по ограниченному набору точек-скважин.

Под нечетким множеством А, являющимся подмножеством некоторого универсального множества U, понимается такое множество пар вида
{u; µА(u)}, где u Є U, а µА(u) функция принадлежности нечеткого множества А, принимающая значения во всем диапазоне [0, 1]. Близость функции µА(u) к 1 является количественной мерой уверенности в том, что некоторый объект, характеризующийся значением u, принадлежит множеству А. Под множеством А чаще понимают некоторую лингвистическую переменную высказывание. Например, нечетким множеством А могут быть следующие высказывания: «высокая обводненность скважины», «высокая неоднородность разреза», «скважина подходит для перевода под нагнетание» и т.п. Причем к нечеткому множеству вышеперечисленные высказывания могут относиться как по отдельности, так и все сразу это зависит от свойств самого множества.

Применяя методику выбора участков под нестационарное воздействие с учётом расчетов остаточных извлекаемых запасов нефти, были рекомендованы пять участков (№№ 1, 2, 3, 4, 5) пласта АВ1-2 Вать-Ёганского месторождения под проведение циклического воздействия.

Проблематикой применения нестационарных технологий в условиях неоднородных продуктивных пластов в разные годы занимались Н.З. Ахметов, Б.Т. Баишев, Ю.П. Борисов, О.И. Буторин, И.В. Владимиров, Р.Х. Гильманова, И.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, М.Ш. Каюмов, Л.М. Копылов, Р.Х. Муслимов, М.М. Салихов, Е.И. Семин, М.Л. Сургучев, Н.И. Хисамутдинов и многие другие.

В основе предлагаемой методики обоснования применения циклического воздействия лежит математическая модель процесса, позволяющая оценить перетоки жидкости в многослойном пласте в предположении квазиодномерности движения при заданном переменном расходе нагнетаемой жидкости (или давления нагнетания) и сохранении среднего отбора жидкости при циклическом воздействии на уровне обычного заводнения.

Эффективность циклического заводнения определяется несколькими показателями процесса воздействия. Одним из главных является относительная амплитуда циклического воздействия. С определением относительной амплитуды связан частотный показатель смены циклов, который характеризует длительность фаз повышения и понижения объемов нагнетания. От него же зависит интенсивность распределения амплитуд перетоков и пластового давления по длине пласта.

Для выбора относительной (рабочей) частоты исследовалось влияние частотного показателя смены циклов на распределение амплитуды перетоков и давления по длине пласта. Чем хуже упругая характеристика пласта, тем больше должна быть частота (то есть меньше период цикла). По мере продвижения фронта вытеснения частота должна уменьшаться. Подсчитано, что для пласта АВ1-2 Вать-Ёганского месторождения, разрабатываемого блочной системой заводнения, необходимо вначале организовать циклическое заводнение с периодом 7 суток, а по мере продвижения фронта вытеснения, с целью охвата воздействием второго и третьего эксплуатационных рядов, возникает необходимость увеличить период сначала до 24, а затем до 52 суток.

Исследованиями влияния амплитуды расхода воды на показатели процесса установлено, что эффективность метода почти пропорциональна увеличению амплитуды. Однако на практике величина этих колебаний ограничена возможностями оборудования, устанавливаемого в системе поддержания пластового давления.

Разработанная методика позволяет определять относительные амплитуды колебаний расхода нагнетаемой воды с учетом фактической характеристики устанавливаемых насосов, режима работы добывающих скважин и технического состояния фонда.

Расчеты показали, что в зависимости от марки насоса при симметричном цикле, когда длительности полуциклов равны, а уровень закачки на всем этапе разработки месторождения остается неизменным, можно рекомендовать три способа реализации процесса:

• первый способ при относительной амплитуде циклического воздействия, равной 1 (b = 1), предполагает наличие высоконапорных насосов, обеспечивающих на устье нагнетательной скважины давление 22…25 МПа;
• при втором способе b = 0,8…0,9 закачка воды осуществляется насосами, развивающими на устье максимальное давление в 20 МПа;
• при третьем способе b = 0,6…0,7 циклическая закачка воды реализуется насосами, которыми в основном оборудованы существующие кустовые насосные станции (давление на устье 15 МПа).

Выбранная амплитуда определяет технологию процесса. В первом случае нестационарное поле пластового давления будет создаваться увеличением объема нагнетания в 2 раза в один полуцикл и полным отключением нагнетательных скважин в другой полуцикл. Во втором и третьем случаях циклическая закачка воды должна осуществляться без отключения нагнетательных скважин путем увеличения и ограничения закачки в соответствующее число раз.

Предлагаемая методика позволяет прогнозировать показатели циклического заводнения с учетом влияния обводненности скважин, которая в расчеты вводится неявно в виде длительности эксплуатации скважин при обычном заводнении.

Расчеты по моделям позволили выбрать следующие полуциклы по участкам воздействия: 15…45 суток. При этом, чем меньше участок воздействия подходит под условия применения циклического воздействия, тем больше период полуцикла. Реализовываться технологический процесс будет увеличением объема нагнетания в 2 раза в один полуцикл и полным отключением нагнетательных скважин в другой полуцикл. В таблице 1 приведены параметры циклического воздействия на выбранных участках.

Прогноз результатов приближенной оценки изменения величины извлекаемых запасов нефти от циклического воздействия базируется на четырехслойной статистической модели продуктивного пласта. Данная модель позволяет выделить среднюю по участку долю гидродинамически связанных и неоднородных по проницаемости пропластков, в которых возможны вертикальные межслойные перетоки при нестационарном воздействии. Связанная пачка разделена на два среднестатистических слоя: один из которых высокопроницаемый, а другой низкопроницаемый. При построении модели учтено, что цель циклического воздействия подключение в разработку запасов, находящихся в низкопроницаемом связанном слое. Геологические запасы, приходящиеся на связанные пропластки, по четырехслойной статистической модели определяются как доля от геологических запасов участка.

Таблица 1 Параметры циклического воздействия на выбранных участках

№ уч.	Нагнетательные скважины	Объем закачки за цикл, м3	Полу- период цикла, сут.	Реагирующие скважины
1	5290, 5291	54200	45	1833, 1834, 1761, 169Р, 1835, 1908, 1763
2	5206, 5504	53500	45	474, 2121, 1534, 692, 4721, 2223, 662
3	5809, 5811, 5814, 5815, 5816	23422	25	2996, 2997, 2942, 2943, 2998, 6795, 2945, 4933, 2999, 5817
4	5319, 5324	27800	15	1851, 1852, 1780, 5323, 1854, 1855, 1782
5	5517	14100	15	2293, 2294, 2234

Результаты исследований с использованием данных о гипотетических и реальных пластах однозначно показали, что применение циклического заводнения на более ранних стадиях предопределяет более высокую эффективность процесса. Прогнозные расчеты позволяют предполагать, что в результате применения метода на первой стадии разработки месторождений нефтеотдача может возрасти на 6-10 пунктов, на второй на 3-6 пунктов, на завершающих на 1-3 пункта.

В третьей главе приведены результаты лабораторных исследований гелевых композиций и разработаны новые составы на основе термотропных реагентов для гелевого воздействия на пласт. Исследования предусматривали оптимизацию рецептуры композиций и адаптацию к условиям пластов АВ1-2 Вать-Ёганского месторождения.

Анализ литературных источников показывает перспективу применения композиций на основе хлорида алюминия и карбамида на месторождениях нефти Западной Сибири. При этом исследователи указывают, что температурным порогом, ограничивающим применение данных гелеобразующих композиций, является 70 °С, ниже которого время гелеобразования достигает более 6…7 суток. Пластовая температура основного объекта разработки пласта АВ1-2 составляет 64,5 °С. В этой связи возникает необходимость снижения температуры гелеобразования. Известно, что добавление уротропина в гелеобразующую композицию позволяет снизить температуру начала гелеобразования вплоть до 20 °С при приемлемом времени гелеобразования порядка 1,5…2,0 сут.

На время гелеобразования, кроме температуры, влияет соотношение карбамида и солей алюминия. Критическим соотношением «карбамид – соль алюминия», ниже которого наблюдается резкое увеличение времени гелеобразования, является 2 : 1. В целом скорость процесса гелеобразования определяется скоростью гидролиза карбамида. Энергия активации процесса гидролиза карбамида снижается в присутствии солей алюминия и некоторых других добавок (рисунок 1).

Реологические исследования гелей показывают, что присутствие поверхностно-активных веществ (ПАВ) в концентрации 5…7 % повышает вязкость, другие реологические свойства, увеличивается прочность получаемых гелей и устойчивость их к высоким перепадам давлений. Последнее свойство особенно актуально при комплексировании гелевых обработок нагнетательных скважин с цикликой, так как предполагается закачка удвоенного объема нагнетаемой воды под высоким давлением в период полуцикла закачки. Дальнейшее синергетическое повышение реологических свойств гелей наблюдается в присутствии неионогенного и анионактивного ПАВ в отношении 2 : 1.

концентрация равна 3,5 %;

концентрацию варьировали от 3,5 до 25,0 %

Рисунок 1 Зависимость времени гелеобразования от соотношения и

На основании результатов лабораторных исследований для проведения потокорегулирующих мероприятий в условиях продуктивных пластов АВ1-2 Вать-Ёганского месторождения рекомендуется следующий состав гелеобразующей композиции «РВ-3П-1»: 3,5 масс. %; 25 масс. %, ПАВ (неионогенное «АФ9-6» : анионактивное «Неофор-55» в отношении 2 : 1) 1 масс. %, уротропин 6,0 масс. %.

Фильтрационными экспериментами показано, что влияние гелей, образующихся из композиции «алюмохлорид – карбамид – ПАВ – уротропин – вода», проявляется в снижении проницаемости моделей по воде, причем степень снижения проницаемости тем больше, чем выше водонасыщенность и проницаемость модели до формирования в ней геля. Возможность использования композиции «РВ-3П-1» для повышения нефтеотдачи на продуктивных пластах подтверждается опытами на керновых моделях с проницаемостью 0,02…0,61 мкм2. Таким образом, при использовании неорганических гелеобразующих составов на основе системы «соль алюминия – карбамид – ПАВ – вода» увеличивается охват неоднородного пласта заводнением, выравнивается профиль приемистости и, как следствие, повышается нефтеотдача неоднородных пластов. В условиях, моделирующих пластовые, определены реологические параметры гелей предельный градиент давления и предел текучести, которые могут быть использованы в расчетах при проектировании технологий ограничения водопритока, увеличения охвата пласта заводнением и комплексировании физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Фильтрационные исследования термотропной гелеобразующей системы «РВ-3П-1» на образцах керна пласта АВ1-2 Вать-Ёганского месторождения показали, что применение композиции позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти на 18 %, что дает основание предположить увеличение коэффициента извлечения нефти (прирост извлекаемых запасов) в реальных условиях продуктивных пластов на 2-3 пункта. Композиции могут быть использованы как на ранней, так и на поздней стадиях разработки месторождений, но их эффективность выше на ранней стадии.

В четвертой главе приведены результаты применения мероприятий по повышению эффективности комплексных методов увеличения нефтеотдачи на основе нестационарного заводнения и гелеобразующей композиции.

Программа комплексных испытаний включала два этапа, а её реализация осуществлялась в 2006-2007 гг. В 2006 году проходили испытания потокорегулирующей технологии на основе термотропных гелеобразующих композиций (модифицированный реагент «РВ-3П-1») и циклического заводнения на различных участках пласта АВ1-2 Вать-Ёганского месторождения, т.е. апробирование этих двух методов проводилось раздельно. Задачами данного этапа исследований были опробование методики подбора участков под циклическое воздействие; опробование и адаптация к геолого-промысловым условиям потокорегулирующей технологии; оценка результатов проводимых работ как основы при определении эффективности комплексной технологии.

Второй этап испытаний проводился в весенне-летний период 2007 г. Этот этап подразумевал на участках, характеризовавшихся высокими показателями эффективности, проведение повторных обработок нагнетательных скважин гелевой композицией или циклического режима эксплуатации фонда. На участках с невысокими показателями эффективности работ либо циклики, либо гелевых обработок скважин предполагалось проведение комплексной технологии воздействия на остаточные запасы слабодренируемых зон пласта.

Необходимо отметить, что реагирующие добывающие скважины участков опытно-промышленных работ (ОПР) определялись на основе геолого-гидродинамического моделирования в программном комплексе «ТРИАС» и корреляции разрезов. Более точное определение реагирующих скважин возможно благодаря применению индикаторных или трассерных исследований, хорошо себя зарекомендовавших на пластах со сложным строением. Положительным примером могут служить результаты работ, проведенных на скважинах пласта ЮВ1 соседнего Повховского месторождения. Дополнительная добыча рассчитывалась по характеристикам вытеснения в программном комплексе «EOR-Analyst».

Результаты проведения первого этапа промысловых испытаний

Проводившееся в 2006 г. циклическое воздействие характеризуется в целом высокими показателями. Наибольшая эффективность воздействия отмечается в скважинах, вскрывших слоисто-неоднородные пласты с литологически связанными высоко- и низкопроницаемыми пропластками достаточно большой толщины (10 м и более).

После определения технологической эффективности проведенных мероприятий был оценен прирост коэффициента извлечения нефти (извлекаемых запасов). Прирост от проведенных мероприятий по циклическому воздействию составил в среднем 0,24 пункта.

В условиях высокорасчлененных пластов с небольшими толщинами литологически связанных пропластков эффективность циклического воздействия заметно снижается.

Потокорегулирующие технологии на основе термотропных гелеобразующих композиций (ГОК), наоборот, характеризуются высокой эффективностью в высокорасчлененных пластах и низкой в литологически связанных. Промысловые эксперименты показали высокую эффективность применяемой ГОК. Прирост извлекаемых запасов от применения потокорегулирующей технологии с использованием термотропной ГОК «РВ-3П-1» определялся только по характеристикам вытеснения. В среднем прирост составил 0,253 % при диапазоне изменения 0,196…0,327 %.

Результаты проведения второго этапа промысловых испытаний

Выполнение второго этапа промысловых испытаний начали с проведения мероприятий по регулированию фильтрационных потоков путем обработки нагнетательных скважин термотропной гелевой композицией –реагентом «РВ-3П-1». Объемы реагента и порядок проведения технологических операций соответствовали объемам и технологическим операциям первого этапа.

Кроме повторных обработок нагнетательных скважин потокорегулирующую технологию на основе использования реагента «РВ-3П-1» реализовали на нагнетательных скважинах № 5319 и №5324 (участок № 4 ОПР по опробованию циклического воздействия), т.е. начали реализацию программы комплексной технологии на опытных участках.

Затем приступили к реализации циклического воздействия. На участках повторного внедрения циклического воздействия параметры циклики были выбраны те же, что и на первом этапе. Кроме повторных испытаний циклическое воздействие применялось и на очаге нагнетательной скважины № 5517. Параметры воздействия на этом участке были рассчитаны по методике. Циклическое заводнение проводилось в течение всего летнего периода.

В целом мероприятия характеризуются высокими показателями эффективности. Расчеты показали, что технологическая эффективность повторных работ примерно соответствует уровню технологического эффекта первого этапа промысловых испытаний. Анализируя результаты расчетов технологического эффекта можно сказать, что по всем участкам отмечается снижение технологической эффективности повторно проводимых мероприятий. Величина снижения составляет 5,6…11,1 %.

По опытным участкам проведения комплексной технологии воздействия на остаточные запасы отмечается существенное увеличение технологической эффективности от проведенных мероприятий. Анализ результатов показал, что технологическая эффективность выше средних показателей работ по обоим видам воздействия.

Прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) от применения комплексной технологии воздействия на остаточные запасы определялся по характеристикам вытеснения. Прирост составил: по очагу нагнетательной скважины № 5517 0,563 пункта, по очагу нагнетательных скважин № 5319 и №5324 0,632 пункта. Расчеты показали, что применение предлагаемых мероприятий с текущего момента до окончания разработки (в среднем не менее 12…15 лет) позволит получить прирост КИН на 5-6 пунктов.

Таким образом, комплексирование двух методов позволяет повысить эффективность воздействия на остаточные запасы слабодренируемых зон пластов и предполагает применение комплексной технологии в различных типах разрезов.

Основные выводы и рекомендации

1. Вать-Ёганское месторождение характеризуется сложным строением. Основной объект разработки представлен пластами АВ1-2. При существующей системе нефтеизвлечения выработка запасов осуществляется в основном из высокопродуктиного пласта АВ2. Для вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов пласта АВ1 рекомендуется применять потокорегулирующие и нестационарные технологии.
2. Разработана методика выбора и обоснования участков под нестационарное воздействие с использованием теории нечетких множеств. Методика учитывает неоднородность строения пластов, степень их выработанности и параметры нестационарного воздействия в условиях неточных и нечетких геолого-промысловых данных. Выбраны и рекомендованы три участка пласта АВ1-2 Вать-Ёганского месторождения под циклическое воздействие с полупериодами: участок № 1 45 суток, участок № 6 15 суток, участок № 7 25 суток. Применение нестационарного воздействия обеспечит увеличение КИН по участкам на 2-3 пункта.
3. Особенности температурных условий продуктивных пластов АВ1-2 не позволяют использовать термотропные композиции на основе базового состава «РВ-3П-1». Введение в состав водных растворов уротропина позволят снизить температуру начала гелеобразования до 40 °С. Введение 6…7 % ПАВ позволит получить гели более устойчивые в условиях продуктивных пластов и высоких перепадов давлений. Кроме того, введение анионактивного ПАВ «Неофор-25» снижает коррозионную активность композиции к подземному оборудованию. Фильтрационные исследования модифицированной термотропной гелеобразующей системы «РВ-3П-1» на образцах керна пласта АВ1-2 Вать-Ёганского месторождения показали, что применение композиции позволяет увеличить КИН в реальных условиях продуктивных пластов на 2-3 пункта.
4. Геолого-промысловый анализ эффективности применения потокорегулирующей технологии с использованием термотропной композиции, циклического воздействия и комплексирующей оба этих метода технологии показал, что комплексная технология позволяет повысить эффективность воздействия, а применение комплексной технологии до завершения разработки залежи даст прирост КИН на 5-6 пунктов.

Основные результаты работы опубликованы в следующих
научных трудах:

1. Абызбаев И.И., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Котенев А.Ю., Андреев А.В., Абызбаев Н.И., Галимов Ш.С. Интерпретация исследований скважин при применении методов увеличения нефтеотдачи // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. Уфа, 2006. С. 195-197.
2. Абызбаев И.И., Галимов Ш.С. К вопросу обоснования выбора технологии воздействия на малопродуктивные пласты (на примере месторождений ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь») // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл.
   II научн.-практ. конф. г. Когалым, декабрь 2006 г. Уфа, 2006. С. 239-240.
3. Казакова Л.В., Миков А.И., Чабина Т.В., Галимов Ш.С., Черепанова Н.А. Опыт применения химических методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл.
   II научн.-практ. конф. г. Когалым, декабрь 2006 г. Уфа, 2006. С. 263-270.
4. Абызбаев И.И., Галимов Ш.С., Вагапов Р.Г. Интерпретация результатов исследований скважин для решения промысловых задач при применении методов увеличения нефтеотдачи и проведении геолого-технических мероприятий // Формирование профессиональной компетенции специалистов. Теория, диагностика, технологии. Тр. региональной научн.-метод. конф. Оренбург: ОГУ, 2006. С. 6-7.
5. Котенев Ю.А., Чижов А.П., Чибисов А.В., Попов С.А., Галимов Ш.С., Нугайбеков Р.А. Внедрение методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири // Интенсификация добычи нефти. Матер. II Междунар. научн.-практ. конф. 7-8 сентября 2006 г. Томск, 2006. С. 142-144.
6. Казакова Л.В., Миков А.И., Чабина Т.В., Галимов Ш.С., Черепанова Н.А. Результаты применения химических методов воздействия на призабойную зону пластов на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» // Научно-технический журнал «Технологии ТЭК». М.: ЗАО «Издательский дом "Нефть и капитал"». Октябрь 2007 г. С. 58-62.
7. Санников В.А., Мандрик И.Э., Гузеев В.В., Курочкин В.И., Потрясов А.А., Галимов Ш.С. Совершенствование подходов к проектированию и применению физико-химических технологий регулирования охвата пластов заводнением с учетом техногенной трещиноватости коллектора со стороны нагнетательных скважин // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Матер. Междунар. научн. симпозиума. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2007. С. 33-42.
8. Абызбаев И.И., Галимов Ш.С., Федоров К.М., Ярославов А.О., Ахметзянов Р.Ф. Разработка моделей нестационарного заводнения в условиях Западной Сибири // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Сб. тр. / ЦХМН АН РБ. Уфа, 2008. Вып. V. С. 128-142.
9. Андреев В.Е., Чибисов А.В., Чижов А.П., Бадретдинов С.С., Галимов Ш.С. Разработка технологий комбинированного волнового физико-химического воздействия на нефтяные пласты // Официальный сб. тез.
   VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 2009. С. 53-55.
10. Галимов Ш.С., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Чижов А.П. Особенности геологического строения и выработки запасов объектов Вать-Ёганского месторождения // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер. научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. Уфа, 2010. С. 28-29.
11. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Чижов А.П., Пташко О.А., Галимов Ш.С. Лабораторные исследования композиций на основе термотропных составов для гелевого воздействия на пласт // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер. научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. Уфа, 2010. С. 79-80.
12. Галимов Ш.С. Методические основы выбора и обоснования объектов для применения нестационарного заводнения // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер. научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. Уфа, 2010. С. 81-82.
13. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Чижов А.П., Чибисов А.В., Галимов Ш.С., Попов С.А. Комплексные технологии увеличения нефтеотдачи эффективность применения в различных геолого-физических условиях // Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология. Матер. научн.-практ. конф. 26-27 мая 2010 г. Уфа, 2010. С. 155-158.
14. Иванов С.А., Галимов Ш.С., Дулкарнаев М.Р., Никитин А.Ю., Митрофанов А.Д., Куприянов Ю.Д. Оценка состояния разработки объекта ЮВ1 Повховского месторождения по результатам индикаторных (трассерных) исследований // Научно-технический журнал «Нефтепромысловое дело». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. № 6. С. 21-28.
15. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Чижов А.П., Чибисов А.В., Федоров К.М., Галимов Ш.С. Обоснование комплексирования физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи на Вать-Ёганском месторождении // Научно-технический журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. Уфа, 2010. Вып. 3 (81). С. 5-14.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 28.09.2010 г. Бумага писчая.

Заказ № 357. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.