Билинчук александр васильевич повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти технологиями химического и гидродинамического воздействия на пласты (на примере месторождений оао славн

На правах рукописи

УДК.622.276.6. Пр.м. 553.98 (571.1)

Билинчук

Александр Васильевич

Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти технологиями химического и гидродинамического воздействия на пласты

(на примере месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва 2006

Работа выполнена в ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. Акад. А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»)

и ОАО ««Славнефть-Мегионнефтегаз»

Научный руководитель – доктор технических наук, профессор С.А. Жданов

Официальные оппоненты - доктор технических наук Г.С. Малютина

кандидат технических наук, доцент И.Н. Стрижов

Ведущая организация - ОАО «НижневартовскНИПИнефть»

Защита состоится «15» декабря 2006 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д.222.006.01 при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 127422, Москва, Дмитровский проезд, д.10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть».

Автореферат разослан «___» ______ 2006 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета

кандидат геолого-минералогических наук Максимов М.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В последние годы в России существенно увеличивается доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Эффективность разработки этих месторождений ниже обычных при более низких коэффициентах нефтеотдачи. Во многом это обуславливается отсутствием необходимых технологий для существующих категорий трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, разнообразие геолого-физических особенностей нефтяных месторождений и пластов не позволяет достичь необходимых результатов за счет применения какой-то универсальной технологии разработки нефтяных месторождений. Как показывает практика наиболее высокие результаты могут быть получены при использовании адресных технологий для конкретных условий.

Большинство месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» характеризуется сложным геологическим строением, многопластовостью, наличием непроницаемых пропластков (степень расчлененности от 5 до 11), слоистой и зональной неоднородностью, высокой начальной водонасыщенностью, низкой проницаемостью, интервалов разреза с повышенной глинизацией, что обуславливает возникновение неоднородности по проницаемости, поэтому значительная часть месторождений относится к категории месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Применяемая система заводнения не всегда учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу, в результате чего разработка многих месторождений характеризуется недостаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи, незначительными темпами отбора нефти и большим объемом попутно-добываемой воды.

В связи с этим важным направлением повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» является адаптация известных и создание новых технологий воздействия на пласты с учетом особенностей их строения и свойств, в первую очередь для условий месторождений, наиболее характерных для данного региона.

Цель работы. Совершенствование технологий воздействия на нефтяные пласты для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов.

Основные задачи исследования:

- анализ геолого-физических характеристик и состояния разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;

- проведение классификации объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по степени применимости нестационарного воздействия;

- исследование возможности применения композиций обратных эмульсий на основе новых термоустойчивых химреагентов для перераспределения фильтрационных потоков в пласте;

- создание и испытание новых технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов.

Основные методы решения поставленных задач. Теоретическое обобщение и анализ литературного материала и промысловых данных; постановка и проведение экспериментальных исследований по оценке физико-химических и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий; проведение промысловых испытаний технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов и оценка ее технологической эффективности.

Научная новизна:

1. Составлена классификация трудноизвлекаемых запасов объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по песчанистости, степени неоднородности, расчлененности, выработанности и обводненности.

2. Разработана (совместно со специалистами ОАО «ВНИИнефть») методика критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения применительно к условиям месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

3. Обоснован состав композиции термоустойчивой эмульсионной системы на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ и проведены исследования ее физико-химических, фильтрационных и нефтевытесняющих свойств.

4. Предложена комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов и проведены промысловые испытания на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Основные защищаемые положения:

1. Результаты классификации трудноизвлекаемых запасов объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и оценка степени применимости на них нестационарного воздействия.

2. Разработка, результаты исследования и внедрения композиции термоустойчивой обратной эмульсии для выравнивания профиля приемистости и изменения направления фильтрационных потоков.

3. Комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов (нестационарное воздействие в сочетании с адресными обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков) в целях улучшения показателей разработки и увеличения коэффициента нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Практическая ценность работы:

1. В результате проведенных исследований подтвержден алгоритм критериального выбора объектов разработки для применения технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов, определены наиболее перспективные объекты разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по применимости технологии.

2. На основе экспериментальных исследований создана и испытана новая термоустойчивая композиция обратной эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределения фильтрационных потоков.

3. Основные положения и результаты диссертационной работы явились основой для составления программ по испытанию технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов.

4. В результате испытания комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов дополнительно получено более 80 тыс.т нефти.

5. Полученные результаты и выводы являются основой для дальнейшего внедрения технологии в целях повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов.

Апробация работы:

Основные результаты работы докладывались на конференции в г.Тюмени 11-13 октября 2006 г. «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири».

Структура и объем работы:

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, содержащего основные результаты и выводы. Общий объем работы составляет 144 страницы, в том числе 27 таблиц, 40 рисунков. Список литературы включает 103 источника.

Автор выражает свою благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Жданову С.А., зам. генерального директора ОАО «ВНИИнефть» Кряневу Д.Ю. за научные консультации и ряд ценных идей, использованных в работе. Автор благодарит сотрудников Центра ПНП ОАО «ВНИИнефть» за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы, а также сотрудников Аганского и Ватинского НГДУ ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» за помощь и поддержку при организации опытно-промышленных работ.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

В первой главе изложены общие сведения о месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», дана характеристика региона.

Изложены особенности разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», рассмотрена динамика ввода месторождений в разработку. Анализ данных по разрабатываемым месторождениям показал, что максимальный проектный КИН составляет 0,506. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равен 0,241, то есть выработка запасов достаточно существенна. Сделан вывод о необходимости повышения эффективности разработки месторождений на основе применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно-добываемой воды.

Выполненный анализ геолого-физических свойств продуктивных пластов, запасов нефти и распределения скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности показал,
что в структуре начальных извлекаемых запасов на долю низкопродуктивных приходится 26,9%.

С начала разработки добыча нефти в большей степени (67%) обеспечивалась выработкой наиболее продуктивных залежей нефти, на долю разрабатываемых низкопродуктивных залежей приходится лишь 8,2% добытой нефти, на долю среднепродуктивных – 24,8%. В настоящее время, в отличие от начального состояния, в структуре текущих запасов преобладают низкопродуктивные залежи – 52%, доля высокопродуктивных составляет 28%, среднепродуктивных – 20%.

В этих условиях особую актуальность приобретает проблема разработки низкопродуктивных залежей.

Следует отметить, что разработка высокопродуктивных запасов к настоящему времени связана с определенными трудностями. Наиболее крупные месторождения с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3 и 4 стадиях разработки (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мегионское, Южно-Аганское).

Степень выработанности этих месторождений колеблется в пределах 64,4-85,8 %, а для основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов, составляет 81,7-94%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов.

Основные продуктивные пласты характеризуются наличием непроницаемых пропластков, интервалов разреза с повышенной глинизацией, что обуславливает возникновение неоднородности по проницаемости. Применяемая система заводнения не во всех случаях учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу. Формирование системы воздействия на залежи происходило в процессе разбуривания, осуществляемого от сводовой части к периферии. Создавались линейные ряды нагнетательных скважин без учета морфологических особенностей строения залежи.

Такая ситуация наиболее характерна для пласта Б8 Аганского месторождения, являющегося одним из наиболее крупных по начальным и остаточным запасам и обеспечивающего максимальную часть в общем объеме добычи.

Аганское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, открыто в 1965 г., промышленная эксплуатация осуществляется с 1973 г.

Аганское месторождение является многопластовым. В разрезе слагающих пород выделено 22 продуктивных объекта (сверху вниз): пласт АВ13 нижнеалымской подсвиты, пласты АВ21, АВ22, АВ3, АВ4, АВ5, БВ0, БВ12, БВ21, БВ22, БВ3, БВ6 – ванденской свиты, БВ8, БВ9, БВ91, БВ92, БВ17, БВ181, БВ19, БВ20-21 – мегионской свиты нижнего мела, пласт ЮВ11, ЮВ11а – васюганской свиты верхней юры. Залежи нефти приурочены к Аганскому, Мало-Аганскому и Западно-Аганскому поднятиям.

В работе рассмотрены основные особенности геологического строения Аганского месторождения, геологическое строение основных пластов, краткое описание разреза, приводится характеристика физико-химических свойств и состава пластовых флюидов.

Проницаемость пласта БВ8 изменяется в большом диапазоне: от 1,0*10-3 мкм2 до 1405,6*10-3 мкм2, среднее значение проницаемости – 338,8*10-3 мкм2, средняя пористость 23,7% (диапазон изменения 19,4-25,6). Средняя нефтенасыщенная толщина 10,4 м, степень неоднородности зональная: - 0,86, послойная – 0,57, расчлененность – 6,2.

Начальная нефтенасыщенность по пласту составляет в среднем 71,2% (при колебаниях от 29,3 до 83,8%). Вязкость пластовой нефти составляет 1,08 мПа*с.

Для объекта БВ8 проектными документами была предусмотрена рядная система разработки. Пять разрезающих рядов разделили площадь залежи на 6 блоков. Во 2-м, 4-м,
5-м блоках утверждена пятирядная система разработки по сетке 500х700 м в зоне эксплуатации и с удаленностью первых рядов от линии нагнетания на 600 м. Выделен один (3-й), трехрядный блок с сеткой добывающих скважин 700х700 м и расстоянием между первым добывающим и нагнетательным рядами 850 м.

Проведенный анализ разработки Аганского месторождения показал в целом ее удовлетворительное состояние, однако процесс разработки Аганского месторождения осложняется большими объемами попутно добываемой воды. Обводненность добываемой продукции скважин составляет более 90%, что дает основание отнести остаточные запасы нефти Аганского месторождения к категории трудноизвлекаемых.

Есть все основания предполагать, что наращивание отборов жидкости без существенного увеличения работ по снижению обводненности продукции скважин и вовлечению в разработку слабодренируемых запасов нефти в низкопродуктивных зонах не позволит обеспечить утвержденный по месторождению коэффициент нефтеизвлечения.

Выявленные особенности разработки месторождений ОАО «СН-МНГ» и Аганского нефтяного месторождения, в частности, указывают на необходимость повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных как к высоко-, так и низкопродуктивным коллекторам. На основании имеющегося опыта разработки как месторождений ОАО «СН-МНГ», так и месторождений страны в качестве технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в данной диссертационной работе предложена комплексная технология нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками скважин, позволяющая увеличить добычу нефти и сократить объемы попутно добываемой воды в результате перераспределения фильтрационных потоков за счет периодической работы нагнетательных скважин и применения технологий обработки скважин, направленных на изменение охвата пласта воздействием.

Во второй главе рассмотрены основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты, определены основные объекты его применения на месторождениях ОАО «СН-МНГ.

Циклическое (нестационарное) заводнение является одним из эффективных гидродинамических способов увеличения нефтеотдачи и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти.

Эффективность метода определяется двумя неразрывно связанными процессами:

• гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды;
• капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды.

Наиболее эффективным применение метода является для мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов. Газонасыщенные маловязкие нефти являются наиболее подходящими для вытеснения их с помощью циклического заводнения.

Перечисленные свойства коллекторов и нефтей, благоприятные для применения метода циклического воздействия, связаны очевидным образом с внутренним механизмом рассматриваемого процесса.

Метод циклического (нестационарного) заводнения нашел широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность.

К настоящему времени накоплен достаточный опыт теоретических, экспериментальных и промысловых работ. Учитывая, что большинство месторождений находится или приближается к поздней стадии разработки, необходимо совершенствование и повышение эффективности технологии нестационарного заводнения применительно к этим условиям.

В то же время необходимо отметить, что эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой информации, но, несмотря на достаточный опыт применения нестационарного заводнения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало алгоритма предварительного выбора объектов разработки на основе анализа имеющихся геолого-физических характеристик.

Для реализации нестационарного воздействия была выполнена классификация объектов разработки на основе методики критериального выбора объектов для эффективного использования данного метода, разработанной автором совместно со специалистами ОАО «ВНИИнефть», применительно к месторождениям ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Суть методических положений о критериальном выборе пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения сводится к следующему.

Поскольку все продуктивные пласты могут быть охарактеризованы одними и теми же общепринятыми показателями (характеристиками) – песчанистость, зональная и послойная неоднородности, степень выработки запасов, то более эффективное проектирование и реализация нестационарного заводнения могут быть осуществлены на основе критериального анализа имеющегося набора геологических характеристик предполагаемого объекта.

Вначале все имеющиеся объекты делятся на три условных группы с различной степенью песчанистости – менее 0,29; 0,3-0,79 и более 0,8. После этого анализируется степень послойной неоднородности, в том числе расчлененность, а также степень выработки запасов. На последнем этапе определяется степень предпочтительности применения нестационарного заводнения на анализируемом участке, которая варьируется от 0 до 1.

Проведение анализа, систематизации и классификации объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для определения пригодности применения технологии нестационарного заводнения основывалось на комплексе имеющейся исходной геолого-промысловой информации.

По состоянию на 01.01.2006 г., ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» разрабатывает 28 месторождений, включающих 37 объектов разработки. Геолого-физические характеристики объектов разработки для проведения классификации брались из имеющихся проектных документов. При отсутствии некоторых параметров проводились расчеты по первичным геолого-физическим материалам, взятым из подсчета запасов.

При первоначальном анализе объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» учитывались размеры залежей, наличие системы ППД и количество нагнетательных скважин. Объекты разработки, эксплуатируемые 1-3 скважинами и имеющие небольшие запасы нефти, в дальнейшей классификации не учитывались. В итоге было выделено 14 месторождений, включающих 22 объекта разработки.

По результатам анализа геолого-физических характеристик и проведения классификации объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по предпочтительности применения нестационарного заводнения все рассматриваемые объекты были разделены на 4 степени предпочтительности:

- высокая категория предпочтительности (0,6- 1) - 10 объектов разработки;

- средняя категория предпочтительности (0,4 - 0,59) - 5 объектов разработки;

- низкая категория предпочтительности (0,15 - 0,39) - 5 объектов разработки;

- не пригодные для нестационарного заводнения – 2 объекта разработки.

Объекты разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», рекомендуемые для реализации нестационарного заводнения представлены в таблице 1.

Таблица 1

Объекты разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», рекомендуемые для реализации нестационарного заводнения

Месторождение	Объект	Степень предпочтительности
Кетовское	БВ 3-4	0,9
Северо-Ореховское	АВ 1-2	0,7
Аригольское	ЮВ 1	0,7
Северо-Покурское	БВ 8	0,7
Ново-Покурское	ЮВ 1-1	0,7
Ватинское	БВ 8	0,7
Западно-Асомкинское	ЮВ 1	0,6

Таким образом, проведенная классификация объектов разработки на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» показала возможность эффективного применения на 7 объектах разработки нестационарного заводнения. Дальнейшие исследования показали, что эффективность нестационарного воздействия может быть существенно повышена за счет его использования в комплексе с адресными обработками скважин. Особое значение эта технология имеет для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов.

Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти была предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.

В третьей главе представлены результаты лабораторных исследований физико-химических и фильтрационных свойств ПАВ-эмульгатора ЭКС-ЭМ, предназначенного для получения обратных эмульсий (ОЭ).

Разработка месторождений на поздней стадии сопровождается отбором большого количества попутной воды. Улучшение экономических показателей разработки объектов связано с сокращением объемов попутно добываемой воды. На месторождениях страны широко используются технологии, направленные на:

- увеличение охвата пласта по толщине и тем самым выравнивание его профиля приемистости;

- снижение обводненности продукции добывающих скважин;

- повышение нефтеотдачи пласта по обрабатываемому участку.

Наиболее известными в практике являются технологии закачки различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла, а также обратных эмульсий. Эти технологии давно внедряются и широко используются нефтегазодобывающими предприятиями различных регионов России.

Наряду с уже использующимися на месторождениях страны технологиями и композициями необходимо проводить исследования и опытно-промышленные испытания новых химреагентов, разрабатываемых для нужд нефтяной промышленности.

С этой целью в лабораторных условиях проводились оценка возможности использования эмульгатора ЭКС-ЭМ марки Б для получения обратных эмульсий и исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств полученных композиций.

Исследования проводились по общепринятым методикам и с использованием современных технических средств.

Для получения обратных эмульсий были использованы маслорастворимый эмульгатор ЭКС-ЭМ с концентрацией от 1 до 4% (вес. по товарному продукту), в качестве стабилизатора обратных эмульсий - хлористый кальций с концентрацией 1-4% (исходная концентрация водного раствора CaCl2 составляла 30%). В качестве углеводородной фазы использовались стабильный бензин, нефть (вязкость 2,2 мПа*с) либо смесь керосина с толуолом. Количество углеводорода в эмульсии составляло 20%, остальное водная фаза, представленная моделью пластовой воды с минерализацией 16 г/л (11,5 г/л NaCl и 4,5 г/л CaCl2).

В ходе исследования физико-химических свойств обратных эмульсий была определена стабильность эмульсий во времени и при различных температурах с последующим качественным и количественным анализом фазового состояния обратной эмульсии; исследовалось фазовое поведение ОЭ при контакте с нефтью и пластовой водой в статических и динамических условиях; проведено измерение реологических параметров обратных эмульсий на ротационном вискозиметре “Реомат-30” при скорости сдвига от 0,0615 до 452 с-1 и температурах 20, 60 и 80оС.

В результате проведения физико-химических исследований эмульсионных систем было установлено, что с повышением температуры наблюдается понижение стабильности изученных эмульсий в несколько раз и при малых концентрациях ПАВ составляет 4-6 ч. При 60-80оС с увеличением концентрации ПАВ в системе стабильность ОЭ увеличивается в 2-4 раза.

Дальнейшие фильтрационные исследования проводились со следующим составом обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатор ЭКС-ЭМ – 3, CaCl2, - 3, нефть – 20 и минерализованной (16 г/л) воды - 74.

Оценка фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводилась на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см с учетом проведенных физико-химических исследований. Проницаемость пористой среды в опытах составляла 0,35-0,42 мкм2. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный керн пласта Б8 Самотлорского месторождения. Подготовка к опытам осуществлялась по стандартным методикам.

В ходе проведения опытов определялись следующие параметры: пористость, проницаемость, подвижность воды при 100% насыщенности и остаточной нефти, начальная, остаточная и конечная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой, изменение подвижности при закачке эмульсии, прирост коэффициента вытеснения нефти, коэффициент изоляции.

Экспериментальные исследования фильтрации жидкостей в пористой среде проводили с соблюдением реальных скоростей движения, которые соответствовали скорости фильтрации в ПЗП.

Температура проведения опытов составляла 60 и 80оС, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 ч.

В результате экспериментов получено, что прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21 – 0,32.

Коэффициент изоляции (отношение подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности к подвижности воды после закачки эмульсии) составил 1,93-2,07 при температуре опытов 80оС и 2,35-2,54 – при 60оС, т. е. изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах. Аналогичный вывод справедлив и в отношении прироста коэффициента нефтевытеснения, который изменяется в диапазоне 0,29-0,32 при температуре 60 оС и 0,21-0,25 – при температуре 80 оС.

Это дает основание предположить, что после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.

На основании проведенных физико-химических экспериментов и по результатам исследования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств для дальнейшего использования в промысловых условиях может быть рекомендована ОЭ следующего состава (%): эмульгатор ЭКС-ЭМ - 3; нефть - 20; CaCl2 - 3; остальное – вода с минерализацией 16 г/л. Данная система может быть использована для обработок нагнетательных скважин в целях перераспределения фильтрационных потоков в ходе реализации комплексной технологии.

В четвертой главе изложены результаты реализации комплексной технологии воздействия в условиях Аганского месторождения; представлена программа опытно-промышленных работ и расчет параметров проведения технологии на примере конкретно выбранного участка воздействия; проведено определение технологической эффективности от реализации комплексной технологии воздействия.

Выбор участков для реализации нестационарного заводнения осуществлялся на основании анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин.

Поскольку система разработки по пласту БВ8 претерпевает изменения, а именно, осуществляется переход с линейной к блочно-квадратной и избирательной системам воздействия, а также перенос линии нагнетания в некоторых блоках, для реализации нестационарного заводнения был выбран опытный участок, расположенный в пределах 1-го блока, который в меньшей степени подвержен изменениям системы разработки.

Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости опытного участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитывались средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка.

В результате проведенных расчетов, было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта Б8 Аганского месторождения составляет 3,5 мес.

На период проведения нестационарного воздействия необходимо проведение расчетов среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, входящей в выбранные участки. При этом исходят из условия, что все скважины, участвующие в данном процессе, в полуцикле закачки будут работать с предположительно максимальной за период предшествующего года приемистостью, и объемы закачиваемой воды не будут превышать их средний уровень в "доциклический" период.

С этой целью определялась среднемесячная закачка, минимальная, среднемесячная и максимальная приемистости по каждой нагнетательной скважине, входящей в опытный участок, при стационарном заводнении за период с января по декабрь 2004 г. В соответствии с имеющейся системой разработки, по ряду "пограничных" скважин при проведении расчетов бралось 50% среднемесячной закачки. В результате выполненных расчетов получилось, что суммарная закачка (до начала циклического заводнения) составляет
441,5 тыс.м3, суммарный отбор жидкости (до начала циклического заводнения) – 404,7 тыс.т, суммарная закачка в период 1-го полуцикла – 146,5 тыс.м3, суммарная закачка в период 2-го полуцикла – 283,5 тыс.м3, суммарный отбор жидкости (в период циклического заводнения) – 404,7 тыс.т.

В то же время возможность изменения приемистости нагнетательных скважин во многом зависит от технических возможностей системы ППД. Поэтому технологические показатели закачки воды по выбранному опытному участку пласта БВ8 были скорректированы на основании реальных возможностей системы ППД.

В ходе составления программы работ было проанализировано техническое оснащение насосных агрегатов на КНС, относящихся к выбранному опытному участку в целях выявления резерва и предотвращения возможных осложнений.

Сопоставление технологических показателей закачки по опытному участку с оценкой максимального уровня закачки в период до начала осуществления технологии показало, что суммарная закачка всех скважин в период проведения циклического заводнения не будет превышать среднемесячную закачку в период стационарного заводнения и, тем более, проектную мощность КНС.

Датой начала проведения циклического воздействия, с учетом фактического состояния процесса разработки на опытном участке, было принято начало июня 2005 г. Поскольку рассчитанная длительность полуцикла на опытном участке составляет 3,5 мес., то, начиная с октября, все нагнетательные скважины, задействованные в программе нестационарного воздействия, находились под закачкой, что предотвратило возможное замерзание водоводов в зимний период.

Для увеличения эффективности процесса нестационарного воздействия на фонде скважин системы ППД было запланировано проведение работ, направленных на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте в целях повышения охвата пласта заводнением как по мощности пласта, так и по площади, а также ограничения объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам. Механизм действия потокоотклоняющих технологий основан на образовании в поровом пространстве промытых пропластков продуктивного коллектора барьеров для вытесняющей нефть воды путем закачки обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ, жидкого стекла и интенсифицирующих композиций на основе кислот и гидрофобизирующих составов.

Планирование геолого-технических мероприятий (ГТМ) осуществлялось на основе проведенного анализа имеющейся геолого-промысловой информации и состояния процесса разработки в целом с использованием данных ГИС-контроля и учетом намеченных недропользователем плановых ГТМ.

Реализация опытно-промышленных работ на опытном участке Аганского месторождения (объект БВ8) по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов была начата 21 июня 2005 г. на основании составленной «Программы работ…», учитывающей как время и продолжительность остановок нагнетательных скважин, так и ГТМ на конкретных скважинах.

Технологическая эффективность от применения комплексной технологии, рассчитанная по методу характеристик вытеснения в соответствии с РД-153-39.1-004-96, оценивается в количестве 25125 т дополнительно добытой нефти, по состоянию на
01.05.06 г.

В качестве примера на рисунке 1 представлена характеристика вытеснения Qн=А+В*lnQж.

Оценка дополнительно добытой нефти по линейному тренду динамики помесячной добычи нефти показывает, что в результате применения нестационарного заводнения на 01.05.06 г. добыто 21723 т нефти (рис. 2).

Проведенный анализ работы всех добывающих скважин опытного участка с использованием динамики добычи нефти и обводненности, а также кривых падения дебита показал, что применение нестационарного воздействия благоприятно повлияло на 29 из 48 добывающих скважин участка, т. е. произошла стабилизация обводненности и снижение темпа падения дебита.

Рисунок 1 Характеристика вытеснения Qн=А+В*lnQж по опытному участку
Аганского месторождения

В ходе реализации комплексной технологии были выполнены обработки 5-ти нагнетательных скважин (№№ 1614, 1618, 1593, 491, 493) обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ в целях перераспределения фильтрационных потоков. Объем закачки составлял 100-200 м3 на одну нагнетательную скважину при удельной закачке от 10 до
21,7 м3/м перфорированной толщины. Общий объем закачки обратной эмульсии составил 800 м3.

Рисунок 2 Динамика добычи нефти (в месяц) и обводненности по опытному участку Аганского месторождения

В результате проведенных обработок нагнетательных скважин по окружающим реагирующим добывающим скважинам на 01.05.06 г. было получено (по методу характеристик вытеснения) дополнительно 12972 т нефти, т. е. 2594 т дополнительной нефти на одну скважино-обработку (16,2 т дополнительной нефти на 1 м3 закачанной обратной эмульсии).

Динамика технологических показателей реагирующих добывающих скважин, представленная на рисунке 3, показывает, что после проведения ОПЗ нагнетательных скважин обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ обводненность продукции окружающих добывающих скважин снизилась с 95,3 до 93,5%, а суммарная добыча по окружающим добывающим скважинам возросла с 8190 до 10526 т нефти в месяц.

Проведенные мероприятия по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов (сочетание гидродинамического и химического воздействия на пласт) показали целесообразность применения данной технологии и подтвердили правильность как выбора объекта разработки на основе критериального подхода, так расчета параметров реализации технологии.

Рисунок 3 Динамика технологических показателей участка реагирующих скважин Аганского месторождения (по обработкам)

Аналогичные испытания комплексной технологии проходили на опытных участках Мегионского, Ватинского и Северо-Покурского месторождений. В результате реализации технологии на 01.05.06 г. дополнительно получено более 80 тыс т нефти.

Основные результаты и выводы:

Представленные в данной диссертационной работе результаты анализа состояния разработки и классификации объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», результаты проведенных лабораторных исследований по подбору композиции обратной эмульсии и промысловых испытаний комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов позволяют сделать следующие выводы:

1. Проведенный анализ состояния разработки нефтяных месторождений ОАО «СН-МНГ» показал неоднородную выработку пластов как на месторождениях, введенных в разработку до 1980 г. и обеспечивающих основную долю добычи нефти, так и на недавно введенных объектах разработки. Обводненность продукции скважин большинства месторождений превышает 30%, а по основным месторождениям составляет 80% и более. Средние значения текущего (0,241) и проектного КИН (0,375) также свидетельствуют о неравномерной выработке запасов, при этом все большее количество добытой нефти приходится на долю низкопродуктивных коллекторов (26,9 против 8,2% в начале разработки). Кроме того, необходимо отметить, что по ряду участков высокопроницаемых пластов в истории разработки отмечается превышение объемов закачки (до 2,5 раз и более), что приводит к нерациональной разработке этих объектов и непроизводительной закачке воды в значительных объемах.

2. Выявленные особенности разработки месторождений ОАО «СН-МНГ» в целом и Аганского нефтяного месторождения в частности указывают на необходимость повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных как к высоко-. так и низкопродуктивным коллекторам.

3. Выполненная классификация объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по критериальному выбору объектов разработки позволила выделить наиболее перспективные объекты с точки зрения применения нестационарного воздействия.

4. Проведенный комплекс лабораторных экспериментальных исследований показал, что на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ возможно получение стабильных обратных эмульсий в диапазоне температур до 80оС. В исследованном интервале концентраций ПАВ и температур обратные эмульсии на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ с добавкой стабилизатора - CaCl2, являются стабильными в течение 2-10 сут и более. С повышением температуры наблюдается понижение стабильности изученных эмульсий в несколько раз и при малых концентрациях ПАВ составляет 4-6 ч. При 60-80оС с увеличением концентрации ПАВ в системе стабильность ОЭ увеличивается в 2-4 раза.

5. Экспериментально показано, что закачка обратной эмульсии в пористую среду с остаточной нефтенасыщенностью приводит к снижению подвижности воды в 2-2,5 раза, при этом увеличение коэффициента вытеснения составляет от 20 до 30 %. На основании проведенных физико-химических исследований и по результатам исследования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств для дальнейшего использования в промысловых условиях может быть рекомендована ОЭ следующего состава (%): эмульгатор ЭКС-ЭМ - 3; нефть - 20; CaCl2 - 3; остальное - вода с минерализацией 16 г/л. Данная система может быть использована при реализации потокоотклоняющих технологий.

6. Опытно-промышленная реализация предложенной комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов (нестационарного воздействия в сочетании с адресными обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков) показала эффективность применения данной технологии и подтвердила правильность как выбора объекта разработки на основе критериального подхода, так и расчета параметров реализации технологии.

7. В целях повышения технико-экономических показателей разработки и конечной нефтеотдачи пластов на стадии проектирования системы разработки месторождений необходимо учитывать вопросы, связанные с оперативным регулированием режимов работы скважин, перенаправлением закачки воды, изменением давления нагнетания и т.п.

8. По результатам испытания комплексной технологии повышения эффективности разработки на 4-х опытных участках Аганского, Мегионского, Ватинского и Северо-Покурского месторождений дополнительно получено более 80 тыс. т нефти.

Основные публикации по теме диссертации

1. Экспериментальные и промысловые испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова, А.В. Билинчук //М, Бурение и нефть. -2006.- № 7/8. - с. 8-11.
2. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук А.В. Критериальный выбор объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для применения нестационарного заводнения // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2005.- вып. 132.- с. 135-145.
3. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков,
   И.И. Минаков, А.В. Билинчук // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2006.- вып. 133.- с. 28-43.
4. Разработка и испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки нагнетательных скважин / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова,
   А.В. Билинчук // Нефтепромысловое дело.- 2006.- № 9. с. 26-31.
5. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук А.В. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Ю.В. Шульев, А.В. Билинчук // Нефт. хоз.- 2006.- № 11.
6. Билинчук А.В., Баишев А.Б., Кузнецов В.В. Изучение природной анизотропии напряженного состояния продуктивных пластов в целях расширения информационной базы проектирования разработки нефтяных залежей // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2006.- вып. 133.- с. 144-148.
7. К вопросу о качестве построенной геолого-технологической модели – основы мониторинга разработки нефтяных месторождений / Ю.В. Шульев, В.П. Волков, А.И. Рыков, Л.С. Бриллиант, А.С. Шубин, А.В. Билинчук // Вестник ЦКР Роснедра.- 2005.- вып. 2, с. 104-117

Соискатель Билинчук А.В.