Обоснование технологий интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пласта на основе литолого-фациальной модели продуктивных коллекторов

На правах рукописи

СОКОЛОВ ВАДИМ СЕРГЕЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА НА ОСНОВЕ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНОЙ МОДЕЛИ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень – 2006

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Научный руководитель - д-р техн. наук, профессор

Закиров Сумбат Набиевич

Официальные оппоненты: - д-р техн. наук, профессор

Лысенко Владимир Дмитриевич

- канд. техн. наук, доцент

Медведев Юрий Андреевич

Ведущая организация – Государственное предприятие ХМАО «Научно-аналитический центр рационального недропользо-вания им. В.И. Шпильмана»

Защита состоится 27 июля 2006 г. в 9-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 27 июня 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В последние годы удельный вес трудноизвлекаемых запасов в общем объеме нефтедобычи в Западной Сибири неуклонно возрастает. Запасы нефти высокопродуктивных объектов, как правило, связанных с антиклинальными складками, во многом выработаны. В активную разработку вводятся залежи, приуроченные к стратиграфическим и литологическим ловушкам. Они характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, связанной с замещением отдельных пропластков коллектора плотными и глинистыми породами. К трудноизвлекаемым запасам относятся и остаточные запасы нефти в сильно обводненных пластах. При разработке подобных залежей с трудноизвлекаемыми запасами превалирующим критерием оценки перспектив нефтегазоносности и выработки стратегии по эффективному извлечению запасов являются электрометрический и сейсмофациальный анализы. На их основе создаются литолого-фациальные модели продуктивных коллекторов, использование которых направлено на оптимизацию процесса нефтеизвлечения, включающую анализ эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пласта, а также выработку рекомендаций для максимального извлечения нефти из недр.

Для повышения эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами широко внедряются методы интенсификации притоков и повышения коэффициента нефтеизвлечения (КИН). К ним относятся гидроразрывы пластов (ГРП), бурение и эксплуатация горизонтальных и разветвленных скважин, физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, опыт внедрения которых показывает, что при одних геолого-физических условиях можно получить значительный технологический эффект, при других условиях - эффективность будет минимальной. В этой связи кардинальным решением проблемы является обоснование методики прогнозирования распространения терригенных отложений различного генезиса по данным материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на основе комплексной оценки геологической неоднородности пород. Последующее построение литолого-фациальных моделей и проведение комплексного анализа разработки продуктивных объектов позволит разработать методические рекомендации, направленные на повышение извлечения запасов углеводородов из недр.

Цель работы. Ускорение темпов разработки и увеличение конечного КИН для залежей с трудноизвлекаемыми запасами обоснованными технологиями интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи продуктивных коллекторов с применением литолого-фациальных моделей.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие задачи:

1. Исследование общих геолого-физических характеристик продуктивных отложений для выполнения фациального анализа прибрежно-морских и континентальных осадков.
2. Анализ современного состояния и оценка эффективности применения технологий интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи на залежах с высокой зональной и послойной неоднородностью.
3. Обоснование методики идентификации терригенных отложений прибрежно-морского и континентального генезиса по данным ГИС стратиграфического интервала разреза.
4. На примере реального объекта нефтедобычи создание литолого-фациальной модели и на ее основе проведение детального анализа разработки с оценкой эффективности применения методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пласта, выполненных в различных литолого-фациальных зонах.
5. Разработка практических рекомендаций по эффективному использованию методов интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пласта в геологических зонах с различными условиями седиментации.

Научная новизна

1. Научно обоснована методология комплексного анализа показателей разработки продуктивных объектов с применением их литолого-фациальных моделей.
2. Обоснованы принципы комплексного совершенствования методов адресной интенсификации притока нефти к скважинам, приемистости нагнетательных скважин и трансформацию сложившейся системы заводнения в геологических зонах с различными условиями седиментации.

Практическая значимость. Результаты исследований были использованы в «Анализе разработки Фаинского месторождения», утвержденном ЦКР Роснедра (протокол № 3418 от 18.09.2005)

Реализация предложенных геолого-технических мероприятий, уточнение критериев применения ГРП, потокоотклоняющих технологий, комплексного воздействия на слабодренируемые запасы отдельных участков, реорганизация системы поддержания пластового давления позволили оптимизировать систему разработки Фаинского месторождения, стабилизировать темпы отбора нефти и снизить обводненность добываемой продукции.

Технологическая эффективность от реализации предложенных рекомендаций и внедрения разработанных технологий за 2005 г. составила более 90 тыс. т нефти.

Апробация результатов исследований. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: заседаниях Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых Роснедра (Москва, 2004 - 2006 гг.); Международной научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003 г.); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2003 г.); Международной конференции, посвященной 60-летию Тюменской области (Тюмень, 2004 г.); IV Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2005 г.); V технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2006 г.); научно-практических семинарах Национальной Ассоциации по экспертизе Недр «Новые технологии и методы увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 2006 г.); научно-техническом совете ОАО «СибНИИНП» и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ.

Публикации. Основные положения диссертации изложены в 11 печатных работах.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников и приложения. Изложена на 177 страницах машинописного текста, содержит 42 рисунка и 14 таблиц. Список использованной литературы включает 164 наименования.

В ходе выполнения диссертационной работы автор пользовался консультациями научного руководителя, д-ра техн. наук, профессора Закирова С.Н. и д-ра техн. наук, профессора Медведского Р.И., которым выражает искреннюю благодарность за ценные советы и замечания.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна и практическая ценность проведенных работ, перечислены методы решения поставленных задач.

В первом разделе на основе анализа существующих исследований обоснованы геолого-физические предпосылки применения фациального анализа отложений прибрежно-морского и континентального генезиса для качественной и количественной оценки неоднородности продуктивных интервалов. Используя теоретические выводы работ известных российских и зарубежных ученых Александрова В.М., Гогоненкова Г.Н., Денисова С.Б., Джафарова И.С., Карогодина Ю.Н., Муромцева В.С., Мясниковой Г.П., Наливкина Д.В., Нанца Р.Х., Нестерова И.И., Филиной С.И., Хафизова Ф.3., Черновой Л.С., Шилова Г.Я., Эрвье М.Ю. в диссертационной работе предлагается их практическое применение для обоснования литофациальной неоднородности и последующей оптимизации процесса разработки.

Проанализированы существующие исследования в области гидроразрыва пласта (ГРП) Гузеева В.В., Желтова Ю.П., Каневской Р.Д., Курамшина Р.М., Кучумова Р.Я., Лисовского Н.Н., Лысенко В.Д., Малышева Г.А., Христиановича С.А. и многих других. Мировой и отечественный опыт нефтедобычи показывает, что ГРП является одним из самых эффективных методов интенсификации разработки низкопроницаемых пород-коллекторов и в отдельных случаях позволяет существенно повысить КИН.

С целью выбора оптимальных методов адресной интенсификации притока нефти и повышения КИН с учетом геологических зон с различными условииями седиментации проведен обзор существующих методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин. Многочисленные подходы и технические решения позволяют эффективно регулировать процесс разработки залежи и интенсифицировать добычу нефти. В этом немалая заслуга ученых Боксермана А.А., Вахитова Г.Г., Джавадяна А.А., Жданова С.А., Мазаева В.В., Муслимова Р.Х., Сургучева М.Л. и многих других. Установлено, что выбор конкретного способа воздействия должен производиться с учетом конкретных геолого-геофизических характеристик пласта, текущего состояния его разработки и выполняемого комплекса геолого-технических мероприятий.

Проведен обзор существующих исследований в области оптимизации системы заводнения. Данные вопросы успешно решалась в работах Абасова М.Т., Афанасьевой А.В., Баишева Б.Т., Батурина Ю.Е., Базива В.Ф., Борисова Ю.П., Гавуры В.Е., Джавадяна А.А., Закирова С.Н., Кларка К., Крылова А.П., Медведского Р.И., Моралеса Р., Телкова А.П., Щелкачева В.Н. и многих других. В настоящее время для оптимизации системы заводнения на месторождениях выполняются мероприятия по выравниванию профиля притока, циклическое воздействие, оптимизация давления нагнетания воды в пласт. Это позволяет снизить темпы роста обводненности продукции и увеличить объемы добываемой нефти.

Для решения обозначенных проблем проведено обоснование применения в качестве объекта исследования Фаинского месторождения, аналога известных залежей с высокой зональной и послойной неоднородностью, связанной с замещением отдельных пропластков коллектора плотными и глинистыми породами.

Во втором разделе приводятся результаты исследований по анализу разработки Фаинского месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с применением литолого-фациальной модели продуктивного пласта ЮС1, залегающего в кровле васюганской свиты. Для оценки эффективности реализованной системы разработки впервые использована геолого-технологическая модель, построенная на основе детального изучения общих закономерностей формирования седиментационных серий и уточнения направлений сноса обломочного материала. Выявлен ряд особенностей формирования продуктивных образований Фаинского месторождения, которые обусловили характерные черты их геологического строения и до настоящего времени обобщены не были.

Палеофациальное изучение условий формирования осадочных образований геообъекта ЮС11 показал следующее:

• данные электрометрических моделей субфаций, геометрии пластов, закономерностей пространственного размещения литологических разностей, их составляющих, свидетельствуют о том, что продуктивные образования формировались в мелководных прибрежно-морских условиях;
• наиболее существенными для накопления изучаемых образований и влияющими на распределение пород-коллекторов стали особенности палеорельефа дна бассейна осадконакопления, гидродинамика среды седиментации, скорости и направление палеопотоков, транспортирующих терригенный материал из областей питания, волновые и приливные колебания, морские течения;
• главным транспортирующим агентом становится деятельность волн вдоль береговых и дрифтовых течений;
• в пределах месторождения имеются зоны, связанные с телами, образовавшимися на участках с высокой палеогидродинамической активностью среды седиментации, обладающими в связи с этим и наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами. В зонах, где активность водной среды была минимальной, откладывались тонкозернистые пелито-алевритовые осадки, характеризующиеся более низкими коллекторскими свойствами;
• условно всю исследуемую площадь месторождения можно разделить на пять обобщенных по геолого-геофизическим характеристикам палеофациальных зон (рисунок 1).
1. Пойменно-русловые образования, характеризующиеся высокими филь-трационно-емкостными свойствами по разрезу и хорошей гидродинамической связью по латерали (в объеме выделяемого геологического тела).

2. Постройки субфации баров, отмеченные на карте эффективных толщин песчаника их локальным увеличением и определенным видом кривой ПС. Данная субфация по фильтрационно-емкостным свойствам схожа с пойменно-русловыми образованиями.
3. Образования переходного типа, формирование которых является суммарным результирующим действием проявившихся неоднократных трансгрессивно-регрессивных процессов. Песчаные тела этой субфации характеризуются небольшими эффективными толщинами (до 10 м). Образования данной палеофациальной зоны имеют в разрезе более выдержанные по латерали и менее заглинизированные гидродинамически связанные проницаемые прослои, чем в сублиторальных образованиях.
4. Образования сублиторали, которые имеют более низкие фильтрационно-емкостные свойства и характеризуются слабой гидродинамической связью между песчаными прослоями по латерали.
5. Образования субфации лагун и застойных зон, характеризующиеся очень низкими коллекторскими свойствами, при этом между отдельными скважинами существует гидродинамическая связь.

Выполненные исследования свидетельствуют о сложном строении продуктивного горизонта, значительном перераспределении обстановок осадконакопления как во времени, так и в пространстве.

Установлено, что основная часть запасов нефти пласта ЮС1 (47 %) приурочена к сублиторальным образованиям. На долю высокопродуктивных зон (русловые и пойменные образования) приходится только 24 % запасов нефти.

Анализ фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта ЮС1, выполненный на основе литолого-фациальной модели, показал, что ФЕС коллекторов зависят от типа образований, слагающих пласт. Максимальными величинами пористости, нефтенасыщенности и проницаемости характеризуются русловые и пойменные отложения, минимальными – образования лагун и застойных зон (таблица 1). В разрезе каждого типа образований присутствуют коллектора с высокой проводимостью, которые способствуют в процессе разработки неравномерному продвижению фронта вытеснения и, как следствие, избирательной выработке по разрезу.

Таблица 1 – Характеристика фильтрационно-емкостных свойств и запасов нефти в пределах выделенных палеофациальных зон

Палеофациальная зона	Доля запасов нефти, %	Проница-емость, мД	Пористость, %	Начальная нефтенасы-щенность, %
1. Русловые и пойменные образования	23,9	45,2	16,4	58,2
2. Баровые постройки	4,3	42,8	16,2	56,3
3. Сублиторальная область	47,1	28,5	15,9	49,4
4. Образования переходного типа	21,5	38,4	16,1	51,8
5. Палеолагуны и застойные зоны	3,2	12,4	14,6	45,2

На основе литолого-фациальной модели создана трехмерная фильтрационная модель пласта ЮС1. По результатам 3D моделирования получено распределение текущих подвижных запасов в объеме пласта в виде трехмерного параметрического куба, который и был использован при анализе разработки и выборе рекомендаций по воздействию на пласт.

Установлено, что литолого-фациальные комплексы вырабатываются с разной степенью эффективности. В целом по залежи текущий КИН составляет 0,178, при этом наиболее выработаны русловые, пойменные и баровые постройки (текущий КИН по ним равен 0,249-0,259). Самая низкая степень выработки – в образованиях палеолагун и застойных зон, где КИН не превышает 0,033 (таблица 2).

Проведенный анализ промыслово-геофизических исследований скважин показывает, что в 76 % нагнетательных скважин идет опережающее заводнение интервалов с высокими фильтрационными характеристиками, менее проницаемые интервалы характеризуются слабой приемистостью. Особенно это характерно для скважин сублиторальной зоны.

Таблица 2 – Характеристика состояния разработки Фаинского месторождения

Палеофациальная зона	Текущий КИН, д.е.	Отбор на скважину, тыс. т/скв.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут
1. Русловые и пойменные образования	0,249	33,9	16,1	48,4
2. Баровые постройки	0,259	30,4	14,4	43,4
3. Сублиторальная область	0,136	20,9	9,9	21,2
4. Образования переходного типа	0,152	22,6	13,1	38,6
5. Палеолагуны и застойные зоны	0,033	3,7	3,8	8,2

Наряду с этим, в 24 % скважин, особенно в русловых образованиях, происходит обратный процесс: основной объем воды принимают интервалы с низкой проницаемостью по ГИС.

Установлено, что причиной формирования высокопроводящих каналов в низкопроницаемых интервалах разреза является образование сети техногенных трещин, что подтверждается результатами индикаторных исследований.

Другая установленная причина низкой эффективности выработки запасов нефти – перекомпенсация закачкой отборов отдельных участков залежи. Анализ показывает, что наименьшими величинами КИН характеризуются зоны, где накопленная компенсация отборов превышает 140-150 %, а максимальные достигнутые КИН отмечаются на участках, где отбор скомпенсирован закачкой на 100-120 %. Показано, что одной из причин низких КИН в зонах с недокомпенсацией отборов является низкая эффективность проведения в них ГРП, а на участках с перекомпенсацией – рассредоточение запасов по объему залежи и повышенная трещиноватость, вызванная превышением фактического давления нагнетания воды (в отдельные годы оно составляло 17,2 - 24,0 МПа) максимально допустимого, при котором не происходит разрыв пласта (по результатам ранее проведенных исследований, давление разрыва пласта на участках с высокими ФЕС равно 14,6 МПа, с низкими ФЕС – 18 МПа). Короткий период эффективного вытеснения нефти из подобных образований быстро завершается в связи с их незначительной емкостью, а перемещение воды происходит без нефтевытесняющего эффекта.

Применением литолого-фациальной модели Фаинского месторождения обоснован вывод о том, что для эффективной разработки сложнопостроенных коллекторов необходимо внедрение новых методов интенсификации и повышения КИН с учетом литолого-фациальной принадлежности разреза тем или иным условиям осадконакопления.

Третий раздел посвящен анализу эффективности геолого-технических
мероприятий по повышению производительности скважин и нефтеотдачи пласта ЮС1 Фаинского месторождения, проведенному на основе литолого-фациального анализа. Проанализировано свыше 500 различных скв.-операций.

Выполнена оценка эффективности проведения ГРП с 1992 года (таблица 3).

Установлено, что в 89 % случаев дебиты нефти и жидкости после ГРП превышают аналогичные показатели до его проведения. Максимальная кратность прироста дебитов нефти отмечается в скважинах сублиторальной области – в среднем 12, минимальная – в образованиях лагун и застойных зон - в среднем 1,6.

Суммарная дополнительная добыча нефти по анализируемым скважинам составила 757 тыс. т (6,9 тыс. т / скв.-опер.). Максимальное значение дополнительной добычи нефти на метр нефтенасыщенной толщины отмечается в скважинах, вскрывших осадки переходного типа и сублиторальной области (соответственно, 1,17 и 0,817 тыс. т / скв.-опер. / м), в образованиях лагун и застойных зон эффект минимальный – не превышает 0,33 тыс. т / скв.-опер. / м.

Установлена низкая эффективность ГРП в зонах лагун, обусловленная эксплуатацией скважин на естественном режиме фильтрации из-за неосвоенности системы заводнения. Пластовые давления, замеренные в скважинах перед ГРП, составляли 20-23 МПа, что ниже начального (29,3 МПа).

Таблица 3 – Оценка эффективности реализации ГРП на Фаинском месторождении

Палеофациальная зона	Кол-во операций	Кратность увеличения дебита, д.ед.		Дополнительная добыча нефти, тыс. т / скв.		Прирост КИН, абс. ед.
		жидкос-ти	нефти	всего	на 1 м нефт. толщи-ны
1. Русловые и пойменные образования	60	6,1	6,4	8,8	0,607	0,037
2. Баровые постройки	3	6,9	5,5	-	-	-
3. Сублитораль-ная область	107	11,9	12,0	6,1	0,817	0,078
4. Образования переходного типа	36	9,3	9,1	10,0	1,170	-
5. Палеолагуны и застойные зоны	5	3,0	1,6	1,0	0,330	-

Рост обводнения продукции после ГРП наблюдается, в основном, в скважинах, вскрывших русловые образования.

В таких скважинах ГРП способствовали не только развитию имеющихся трещин, но и созданию новых, ориентированных в заводняемую область пласта. Выявлено, что максимальная эффективность ГРП получена в скважинах, имеющих в разрезе естественные (природные) барьеры, отделяющие нефтеносную область от водонасыщенных разностей. Данными свойствами характеризуются скважины сублиторальной области, представленной, как правило, частым переслаиванием глинистых и алевритовых разностей пород.

Исследованиями построенной трехмерной фильтрационной модели выявлен различный прирост коэффициента нефтеизвлечения за счет ГРП по зонам с различными литолого-фациальными характеристиками неодинаков. По участкам, расположенным в сублиторальной области, где ГРП не проводился, величина конечной нефтеотдачи составляет 0,129, при этом максимальное число участков (37 %) характеризуется величиной конечного КИН менее 0,05. Таким образом, прирост КИН за счет ГРП в сублиторальной области – 0,078 абс. ед. (среднее значение КИН по участкам с ГРП составляет 0,207).

По участкам русловых образований, охарактеризованных наилучшими коллекторскими свойствами, величина конечного КИН на участках, где не проводился ГРП, составляет 0,184, а с применением ГРП – 0,248. При этом максимальное количество участков (около 25 %), как стимулированных, так и не стимулированных ГРП, имеют конечный КИН, превышающий 0,3. Если из анализа исключить участки, расположенные вблизи нагнетательных скважин, подверженных обработке гелеобразующими композициями, то прирост КИН не такой существенный – всего 0,037 абс. ед., что соизмеримо с погрешностью расчета по существующим методикам. Таким образом, делается вывод о том, что в русловых образованиях наибольший прирост коэффициента нефтеизвлечения может быть достигнут при проведении гидроразрыва в добывающих скважинах и применении физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (ФХМУН) в нагнетательных скважинах. Прирост КИН в зонах русловых осадков достигнут, в основном, за счет ФХМУН, а ГРП является лишь аналогом глубокопроникающей обработки призабойной зоны скважины. В низкопроницаемых, расчлененных породах-коллекторах проведение ГРП позволяет подключить в разработку слабодренируемые и неактивные запасы нефти, что ведет к существенному росту КИН.

Выполненный анализ результатов применения ФХМУН свидетельствует о том, что снижение обводненности продукции и рост добычи нефти достигается в результате закачки термотропных полимеров. Анализ проведен по всем участкам с отложениями различного палеофациального генезиса, где проводились обработки (41 скв.-обработка). При расчете эффекта выделены участки, находящиеся под воздействием нескольких обработок одновременно при близком расположении нагнетательных скважин и сочетаемости мероприятий по времени. Проанализированы показатели работы более, чем 100 реагирующих скважин. В результате закачки композиции РВ-3П-1 дополнительно добыто 187,3 тыс. т нефти, средний удельный технологический эффект составил 4,6 тыс. т нефти на скважино-обработку. Максимальная удельная эффективность получена в зоне распространения русловых отложений, где отмечаются аномальные скорости продвижения закачиваемой воды – 5,39 тыс. т / скв.-опер. Менее эффективно использование этой технологии в сублиторальных отложениях – 2,51 тыс. т / скв.-опер. Минимальный технологический эффект получен в зоне развития переходных отложений – 1,67 тыс. т / скв.-опер.

Проведенными исследованиями установлено, что при проведении обработок в «одиночных» скважинах происходит снижение приемистости в нагнетательных скважинах, однако заметного улучшения работы окружающих нефтяных скважин не отмечается. Делается вывод о том, что технологию закачивания термотропных полимеров следует применять преимущественно в зоне развития русловых отложений, но не в единичных нагнетательных скважинах, а в группах, включающих не менее 10-15 скважин. В этом случае обеспечивается системность обработок и достигается максимальный технологический эффект.

Осуществлена оценка эффективности кислотных и комплексных обработок призабойной зоны пласта (КОПЗП). Установлено, что достигнутый технологический эффект получен не за счет увеличения приемистости скважин и интенсификации добычи (средняя приемистость скважин увеличилась с 53,4 до 82,4 м3/сут), а в результате изменения направлений фильтрационных потоков в пласте и подключения в разработку новых нефтенасыщенных интервалов, что ведет не только к интенсификации отборов, но и росту КИН.

В результате проведенного анализа выявлено, что суммарная дополнительная добыча нефти на рассмотренных опытных участках составила 39,66 тыс. т или 1,59 тыс. т на скв.-опер. Для русловых образований средняя эффективность равна 10,5 тыс. т / скв.-опер., для образований переходного типа – 2,82 тыс. т / скв.-опер., для образований палеолагун и застойных зон – 0,3 тыс. т / скв.-опер. На скважинах, размещенных в зоне развития сублиторальных образований, технологического эффекта, выражающегося в росте дополнительной добычи нефти по участку, не получено.

Установлено, что при использовании органических растворителей минералогический состав породы не оказывает определяющего влияния на эффективность проводимых работ. Несмотря на это, влияние палеофациального генезиса пород-коллекторов при воздействии на пласт сохраняется. Это обусловлено, в первую очередь, различными ФЕС рассматриваемых субфаций и степенью проявления связанных с этим осложнений (образование водонефтяных эмульсий, выпадение АСПО и т.д.).

Исследованиями выявлено, что наиболее эффективны обработки нефрасом добывающих скважин, расположенных в зоне развития сублиторальных образований. При обработке добывающих скважин нефрасом в сочетании с депрессионными методами воздействия на пласт относительная эффективность проводимых мероприятий снижается в 1,1 – 2,4 раза. Наибольшее снижение эффективности ОПЗ по такой технологии установлено для отложений субфации русел, средняя дополнительная добыча нефти на одну скв.-операцию в этом случае составила всего 4,3 тыс. т.

Анализ работы скважин, на которых закачивание нефраса проводилась совместно с применением депрессионных методов и закачиванием глинокислоты, показывает, что при таком подходе относительная эффективность работ возрастает на отложениях большинства палеофациальных зон, поэтому может применяться повсеместно.

В заключении раздела делаются выводы о том, что из применяемых методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пласта максимальная эффективность, выражающаяся в получении дополнительной добычи нефти и росте КИН, достигается за счет реализации ГРП, но при условии сформированной системы разработки. Наиболее эффективны операции ГРП в сублиторальных зонах. В русловых образованиях, имеющих лучшие ФЕС, наибольший эффект достигается при применении ГРП в добывающих и ФХМУН - в нагнетательных скважинах.

Максимальный эффект от ФХМУН имеет место в русловых образованиях при обработках групп нагнетательных скважин. В сублиторальной области эффект от обработок минимальный. При обработках добывающих скважин наиболее эффективна закачка нефраса совместно с применением депрессионных методов и закачкой глинокислоты. Такая технология может применяться повсеместно.

В четвертом разделе обосновываются рекомендации по подбору оптимальных технологий для повышения производительности скважин и нефтеотдачи пласта ЮС1 по данным литолого-фациального анализа.

Выработаны обобщенные критерии предварительного выбора скважин для проведения ГРП. Проницаемость разреза скважины – до 20-30 мД (сублиторальные отложения, зоны развития палеолагун), при этом призабойная зона имеет меньшую толщину по сравнению с толщиной удаленной части пласта, хотя их проницаемость может быть и одинаковой (пойменные осадки на границе перехода к русловым отложениям). Разрез представлен частым чередованием песчаных и глинистых пропластков (сублиторальные, пойменные отложения и частично баровые осадки). Эффективная нефтенасыщенная толщина более 3,5 м. Толщина глинистого раздела между нефтенасыщенными и водонасыщенными интервалами - более 6 м. Плотность текущих подвижных запасов нефти - более 30 тыс. т.

При проведении ГРП в зонах русловых и пойменных образований необходимо применение физико-химического воздействия, направленного на выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах, в образованиях лагун и застойных зон – необходимо проводить обработки как добывающих, так и нагнетательных скважин.

Дебит жидкости рассматриваемой скважины значительно ниже как потенциально возможного, так и по сравнению с соседними скважинами. Расстояние до линии нагнетания и внешнего контура нефтеносности более 500 м. Текущая обводненность добываемой продукции – не более 60-70 %. Выработка запасов по элементу разработки - менее 60 %. Текущее пластовое давление близко к начальному.

Во всех литолого-фациальных зонах при проведении ГРП необходимо обеспечение компенсации отборов закачиваемой водой.

Проведенные расчеты показали, что для создания оптимальных по длине трещин в низкопроницаемых сублиторальных отложениях рекомендуется использовать технологии с закачкой 18-22 т проппанта с концентрацией 300-500 кг/м3. При проведении ГРП в скважинах, вскрывших русловые осадки и баровые постройки, а также образования переходного типа, рекомендуется закачивать 12-14 т проппанта с концентрацией 280-360 кг/м3.

Обоснованы рекомендации по предотвращению набухания глин: в русловых, пойменных и баровых образованиях следует применять катионоактивные поверхностно-активные вещества (ПАВ), а в сублиторальных отложениях и зонах лагун - кремнийорганические гидрофобизаторы, которые являются наиболее эффективными и отличаются высокой термостабильностью.

Для эффективной обработки нагнетательных скважин объекта ЮС1 Фаинского месторождения в зонах развития русловых образований, которые характеризуются максимальными фильтрационно-емкостными свойствами и однородным геологическим строением, предлагаются комплексные кислотные обработки скважин органическими растворителями и кислотными составами, а также кислотные обработки с использованием взаимных растворителей.

Рекомендованные для пластов горизонта ЮС1 Фаинского месторождения технологии увеличения нефтеотдачи пластов основаны на использовании термотропных полимеров (неорганических гелей, образующиеся непосредственно в пластовых условиях «Галка», «Галка-ПАВ», «Термогель-1», реагент РВ-ЗП-1 и др.) в центральной части участков в зоне развития русловых и пойменных отложений.

В качестве гелеобразующих составов (ГОС) для воздействия на пласт рекомендуется использовать гели на основе жидкого стекла. Закачивание гелеобразующих составов целесообразно проводить: 1) на участках развития русловых образований с высокой обводненностью добываемой продукции; 2) на участках пластов, находящихся на поздней стадии разработки, а также для увеличения охвата пласта заводнением и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Закачивание ГОС и осадкообразующих составов (ООС) следует проводить на участках с высокой обводненностью продукции, в зонах кинжальных прорывов воды, в местах геологических разломов и трещин, а также в краевых зонах пласта.

Применение кремнийорганических эмульсионных составов (КРЭС) эффективно для воздействия на глинистые коллекторы и коллекторы с зональной геологической неоднородностью, такие как образования лагун и застойных зон и сублиторали. Закачивание КРЭС наиболее предпочтительно на очаговых скважинах.

Для обработки ПЗП рекомендуются следующие технологии: комплексная обработка призабойной зоны пласта, включающая использование кислотных составов и органических растворителей совместно с технологиями интенсивной очистки ПЗП и освоения скважин; ОПЗ скважин кислотными составами, содержащими гидрофобизаторы; ОПЗ скважин кислотными составами, содержащими взаимные растворители.

В настоящее время внедрение методов повышения нефтеотдачи пластов на пластах горизонта ЮС1 Фаинского месторождения не проводится. Для достижения оптимальных показателей эффективности разработки необходимо восстановление и оптимизация системы ППД на участках пласта, где значительная часть пробуренного фонда бездействует. На участках, где закачка воды производится, эффективность ее воздействия недостаточна для максимального вытеснения нефти, т.к. породы-коллекторы имеют низкие фильтрационно-емкостные свойства. В этой связи для предотвращения дальнейшей неравномерности выработки запасов на объекте ЮС1 рекомендуются следующие мероприятия по оптимизации системы ППД: трансформирование существующей системы ППД из рядной в площадную пятиточечную на участках, расположенных в сублиторальной области, с проведением мероприятий по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин; остановка очаговых нагнетательных скважин в зонах развития русловых и баровых образований; ограничение закачки по скважинам, расположенным в зонах развития как русловых, так и сублиторальных отложений; применение площадной пятиточечной системы размещения скважин с плотностью сетки 21 га/скв. на неразбуренных участках основной залежи, где предполагается развитие сублиторальных отложений, и очагового (избирательного) заводнения на участках, где прогнозируется развитие образований палеолагун и застойных зон; давление нагнетания в русловых и пойменных образованиях – не более 14 МПа, в сублиторальной области – не более 17 МПа.

Проведение указанных мероприятий позволит обеспечить выравнивание фронта вытеснения, предотвратить неоправданное превышение объемов закачиваемой воды над объемами добытой жидкости и снизить количество неэффективно циркулирующей воды.

Для увеличения коэффициента охвата вытеснением на объекте ЮС1 Фаинского месторождения рекомендуется уплотнение сетки скважин бурением горизонтальных в русловых, пойменных и баровых отложениях или полого-направленных боковых стволов в образованиях сублиторальных областей. Это вызвано тем обстоятельством, что применение горизонтального ствола в неоднородных, расчлененных коллекторах может привести к неравномерной выработке разреза, т.к. его отдельные составляющие пропластки не связаны между собой по вертикали.

Местоположение стволов определялось при анализе трехмерного куба текущей нефтенасыщенности. Предложено пробурить 65 боковых стволов.

Проведенная оценка эффективности внедрения предлагаемых технологий на Фаинском месторождении показала, что при выполнении предлагаемых рекомендаций дополнительная добыча нефти за 20-летний период составит не менее 3,3 млн. т.

Основные выводы и рекомендации

1. Разработана впервые геолого-технологическая модель продуктивного горизонта ЮС1 на основе детального изучения общих закономерностей формирования седиментационных серий и направлений сноса обломочного материала, применение которой позволило выявить зависимость показателей разработки Фаинского месторождения от условий осадконакопления продуктивных отложений.
2. Обосновано комплексное применение на нефтяных месторождениях с различными литолого-фациальными зонами методов адресной интенсификации притока нефти к скважинам, повышения КИН, роста приемистости нагнетательных скважин и трансформации сложившейся системы заводнения в различных литолого-фациальных зонах.
3. Для эффективной разработки коллекторов, приуроченных к русловым, пойменным и баровым отложениям для снижения проводимости при закачке воды рекомендуется использовать катионактивные ПАВ. Увеличение коэффициента охвата на объекте ЮС1 Фаинского месторождения будет обеспечено применением темпотропных полимеров, ГОС и ООС и уплотнением сетки скважин бурением и эксплуатацией горизонтальными дополнительными стволами.
4. Для увеличения коэффициента охвата вытеснением на объекте ЮС1 Фаинского месторождения в сублиторальной области рекомендуется проведение ГРП и уплотнение сетки скважин бурением и эксплуатацией полого-направленных боковых стволов.

Интенсификацию притока из скважин, приуроченных к образованиям лагун и застойных зон необходимо проводить ГРП в добывающих и в нагнетательных скважинах и обработку ПЗП органическими растворителями.

5. Для предотвращения неравномерности выработки запасов на объекте ЮС1 Фаинского месторождения в сублиторальной области трансформировать рядную систему ППД в площадную пятиточечную и остановить очаговые нагнетательные скважины в зонах развития русловых и баровых образований. Разработанные мероприятия, направленные на оптимизацию системы заводнения, позволят предотвратить неоправданное превышение объемов закачиваемой воды над объемами добытой жидкости и снизить количество бесполезно циркулирующей воды.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Медведский Р.И., Соколов В.С. Некоторые выводы из опыта разработки Талинского месторождения // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Сб. науч. тр. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С. 90-98.
2. Медведский Р.И., Соколов В.С. Случаи самопроизвольного ГРП с образованием техногенных трещин на Талинском месторождении // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы междунар. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию ТюмГНГУ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – Т. 1. – С. 117-118.
3. Медведский Р.И., Логинов В.С., Соколов В.С. Аномальный характер поведения пористо-трещиноватого пласта при его заводнении // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень: СибНИИНП, 2004. – С. 63-72.
4. Медведский Р.И., Юсупов К.С., Соколов В.С. Проявления роста трещин на индикаторных диаграммах нагнетательных скважин // Там же. – С. 73-77.
5. Морозов В.Ю., Соколов В.С. Оценка влияния гидроразрыва пласта на величину конечной нефтеотдачи по промысловым данным // Тр. IV Междунар. технолог. симпозиума. – М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2005. – С. 130-133.
6. Соколов В.С., Медведский Р.И., Смирнов А.Ю. О влиянии интенсивного заводнения на коэффициент извлечения нефти // Там же. – С. 297-303.
7. Соколов В.С., Соколов С.В., Толстолыткин И.П. О влиянии гидроразрывов пласта на показатели разработки нефтяных залежей // Вестник ЦКР Роснедра. – 2005. – № 3. – С. 79-86.
8. Соколов В.С., Полухин А.В., Пасынков А.Г. Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта в различных литолого-фациальных зонах Фаинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2006. - № 1. - С. 79-81.
9. Соколов В.С., Закиров С.Н., Мазаев В.В., Александров В.М. Использование литолого-фациальной модели для оценки эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта на Фаинском месторождении. // Известия вузов. Нефть и газ. – 2006. - № 1. – С. 33-37.
10. Соколов В.С. Рекомендации по подбору оптимальных технологий для повышения производительности скважин и нефтеотдачи пласта ЮС11 Фаинского месторождения // Известия вузов. Нефть и газ. – 2006. - № 2. – С. 27-36.
11. Соколов В.С., Пасынков А.Г., Полухин А.В. Применение гидравлического разрыва пласта при разработке сложнопостроенных коллекторов васюганской свиты // Тр. V Междунар. технолог. симпозиума. – М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006. – С. 188-194.

Соискатель В.С. Соколов