Научно-методические основы системного геолого-технологического обоснования повышения эффективности управления и использования ресурсной базы жидких углеводородов в условиях изменения структуры запасов нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Мухаметшин Вячеслав Вячеславович

• Мухаметшин Вячеслав Вячеславович
• доктор наук
• 2019

Оглавление диссертации доктор наук Мухаметшин Вячеслав Вячеславович

ВВЕДЕНИЕ

1 ИДЕНТИФИКАЦИЯ И ГРУППИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДА АНАЛОГИЙ В РЕШЕНИИ ЗАДАЧ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ РЕСУРСАМИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

1.1 Особенности и обоснование применения метода аналогий

1.2 Обоснование и выбор объектов исследования

1.3 Дифференциация, группирование и идентификация объектов

1.3.1 Методы решения задач

1.3.2 Обоснование и выбор геолого-физических параметров

1.3.3 Роль и значимость территориальной и тектонико-стратиграфической приуроченности в идентификации объектов

1.3.4 Комплексный учет влияния различных факторов при идентификации залежей

1.3.5 Идентификация групп объектов

1.4 Приуроченность, условия залегания, геолого-физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих флюидов, особенности разработки выделенных групп объектов

1.5 Значимость группирования при изучении и регулировании процессов выработки запасов нефти

1.6 Алгоритмы идентификации объектов и поиска объектов-

аналогов

ОБОБЩЕНИЕ И ВЫВОДЫ

2 УПРАВЛЕНИЕ АКТИВАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

2.1 Объекты исследования и методы воздействия на призабойную

зону пласта

2.2 Критерии и независимые переменные для создания базы унификации анализа и обобщения эффективности

воздействий

2.3 Алгоритм анализа и обобщения геолого-промысловой информации

2.4 Эффективность воздействия на призабойную зону в условиях залежей в терригенных коллекторах

2.4.1 Успешность и условия наиболее успешного проведения воздействий на ПЗП

2.4.2 Эффективность проведения воздействий с использованием различных критериев

2.4.3 Оценка эффективности с использованием комплексного

критерия

2.4.4 Экономическая эффективность использования геолого-технологического обоснования выбора скважин для

воздействия

2.4.5 Эффективность базовых технологий и её использование при выборе методов воздействия

2.5 Эффективность воздействия на призабойную зону в условиях

залежей в карбонатных коллекторах

ОБОБЩЕНИЕ И ВЫВОДЫ

3 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ АКТИВАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

3.1 Обзор работ, посвященных изучению влияния геолого-технологических параметров на взаимодействие скважин и эффективность разработки залежей с применением

заводнения

3.2 Алгоритм определения степени взаимодействия скважин по косвенным данным

3.3 Особенности заводнения объектов исследования в карбонатных коллекторах

3.3.1 Влияние геолого-технологических параметров на взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин

3.3.2 Диагностирование взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин с использованием суммарных диагностических коэффициентов

3.3.3 Оценка степени реагирования скважин с использованием канонических дискриминантных функций

3.4 Особенности заводнения объектов исследования в терригенных коллекторах

3.4.1 Влияние геолого-технологических параметров на успешность заводнения

3.4.2 Обоснование совершенствования систем заводнения на залежах, находящихся в разработке

3.4.3 Обоснование систем заводнения на залежах, вводимых в разработку

3.4.4 Расширение области применения полученных результатов с

использованием метода аналогий

ОБОБЩЕНИЕ И ВЫВОДЫ

4 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ ПО ДАННЫМ ГИС И НА ОСНОВЕ ИДЕНТИФИКАЦИИ ОБЪЕКТОВ

4.1 Распределение остаточной нефти в пустотном пространстве продуктивных пластов

4.1.1 Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов

4.1.2 Капиллярно-защемленная остаточная нефтенасыщенность

4.1.3 Адсорбированная (пленочная) остаточная нефтенасыщенность

4.2 «Гантельная» модель пустотного пространства природных резервуаров нефти и газа

4.2.1 Описание «гантельной» модели

4.2.2 Определение эквивалентных сечений «гантельной» модели

4.2.3 Определение линейной доли макро- и микрокапилляров

4.2.4 Расчет соотношений сечений макро- и микрокапилляров

4.3 Разработка методики прогноза остаточной нефтенасыщенности

с учетом гидрофобизации пласта

4.3.1 Остаточная нефтенасыщенность и неоднородность пустотного пространства

4.3.2 Учет гидрофобизации коллекторов Западной Сибири

4.3.3 Методика прогноза коэффициента вытеснения с учетом гидрофобизации пласта

4.3.4 Прогнозирование коэффициента вытеснения в условиях

различных групп объектов на основе идентификации

ОБОБЩЕНИЕ И ВЫВОДЫ

5 ПОВЫШЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ,

НАПРАВЛЕННЫХ НА РАСШИРЕНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ

5.1 Геолого-технологический анализ разработки выделенных типичных объектов

5.2 Комплексный геолого-технологический скрининг методов воздействия на пласты типичных объектов

идентифицированных групп

ОБОБЩЕНИЕ И ВЫВОДЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Научно-методические основы системного геолого-технологического обоснования повышения эффективности управления и использования ресурсной базы жидких углеводородов в условиях изменения структуры запасов нефти»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. На протяжении последних десятилетий Россия занимала и занимает ведущие позиции в мире в области добычи жидких углеводородов. На долю России приходится около десяти процентов мировых ресурсов и запасов нефти и столько же страна добывает в год от мировой добычи нефти.

Минерально-сырьевой комплекс формирует почти 50 % российского бюджета и валютных поступлений от экспорта, из которых почти четверть приходится на сырую нефть.

Однако, в последние годы резко обозначились тенденции, которые могут привести к снижению достигнутых показателей, эффективности, рентабельности и, как следствие, потере конкурентоспособности и ведущих позиций на мировом рынке. Среди этих тенденций особо необходимо отметить:

- снижение темпов прироста разведанных запасов нефти;

- изменение структуры запасов нефти в сторону ухудшения (рост доли трудноизвлекаемых запасов в их общей структуре);

- вовлечение в разработку трудноизвлекаемых ресурсов углеводородов, расположенных на территориях со сложными природно-климатическими условиями, обладающих рядом особенностей (удаленность территории, дефицит энергетических и людских ресурсов, отсутствие транспортной и промышленной инфраструктур);

- ввод в разработку новых месторождений с низкой рентабельностью;

- постоянное снижение добычи нефти и увеличение обводненности продукции на зрелых высокопродуктивных объектах, расположенных в относительно благоприятных природно-климатических и горно-геологических условиях, остаточные извлекаемые запасы которых относятся к категории трудноизвлекаемых.

В этих условиях вполне естественно существенно возрастают требования к качеству (обоснованности) принимаемых управляющих решений операторов

по всей цепочке, начиная с разведки и заканчивая реализацией конечного продукта. Возрастает цена ошибочного решения, возрастает цена степени риска, возрастает цена быстрого принятия решения без потери актуальности.

Наряду с этими тенденциями и требованиями сегодняшнее состояние отечественной и мировой нефтедобычи характеризуется:

- ростом разнообразия объектов;

- увеличением объемов используемой информации;

- вводом в разработку новых, в том числе, нетрадиционных источников углеводородов;

- усложнением процессов добычи, требующих значительного количества персонала высокой квалификации, обладающего самыми различными компетенциями;

- увеличением сложности и объемов координирующих действий;

- использованием разнообразной техники, инновационных технологий, методов и способов добычи нефти;

- большим числом неопределенностей при разработке объектов. Именно эти причины лежат в основе программ создания

интеллектуальных месторождений, направленных на повышение эффективности функционирования объектов нефтедобычи. Так, например: Shell реализует программу «Умные месторождения»; Chevron - «Интеллектуальные месторождения»; BP - «Месторождения будущего»; Petoro - «Умные операции»; Statoil - «Интегрированные операции»; Horth Higro - «Электронное управление»; Halliburton - «Управление в режиме реального времени»; Shlumberger - «Умные скважины»; Cera - «Цифровое месторождение»;

Cop Demini - «Оптимизация интеллектуального месторождения и удаленное управление»;

ЛОСО - «Интегрированная модель управления активами»;

Газпромнефть - «Электронная разработка активов».

Аналогичные работы на отдельных месторождениях проводят ПАО «Роснефть», ПАО «ЛУКойл» и другие отечественные компании.

Однако освоение этих программ, в основе которых должен находиться обосновывающий научно-методический комплекс, идет медленно, поскольку при создании этих комплексов приходится сталкиваться с трудностями, которые заключаются в:

- огромном объеме и сложной структуре фонда скважин;

- высоких трудозатратах технологических служб при сборе и анализе разрозненной информации, необходимой для принятия решений;

- дублировании отчетностей различных уровней, что вызывает противоречивость информации;

- большом объеме устаревшей информации, который необходимо актуализировать;

- продолжительном периоде времени от запроса первичной информации до реализации принятого решения;

- низком качестве визуализации информации;

- специфике бизнес-процессов (в сравнении с международными компаниями).

Важно, чтобы создаваемые при этом комплексы были:

- гибкими (способными реагировать на изменение внутренних и внешних ситуаций на рынке);

- многовариантными;

- высокоадаптивными (адаптация существующей базы, а также наличие возможности её трансформации с учетом изменившихся условий и требований);

- многофункциональными (способными предлагать различные решения в режиме реального времени, а также при перспективном и стратегическом планировании).

Эти комплексы должны уметь решать самый широкий круг вопросов: от геолого-технологического обоснования вовлечения в разработку неэффективных, трудноизвлекаемых запасов на основе обеспечения комплексного подхода к администрированию льготируемых параметров (определение областей и условий стимулирования государством инновационного развития ТЭК) до обоснования экономически оправданных методов выработки остаточных запасов нефти, позволяющих достичь высоких значений конечной нефтеотдачи.

Вышеизложенное в большей мере относится к месторождениям жидких углеводородов Волго-Уральской (ВУНГП) и Западно-Сибирской (ЗСНГП) нефтегазоносных провинций - основным нефтяным житницам России, содержащим в себе более двух третей запасов нефти и обеспечивающим основную долю (около 70 %) добычи нефти в стране. Поэтому, задача обобщения и систематизации опыта разработки объектов, находящихся длительное время в эксплуатации именно этих нефтегазоносных регионов, и создание научно-методических основ системного геолого-технологического обоснования повышения эффективности принятия управляющих решений и использования ресурсов углеводородов в условиях изменения структуры запасов нефти является не только актуальной, но и жизненно-необходимой. Решение этой задачи позволяет наметить коренные ориентиры роста производительности труда, сокращения трудовых и материальных ресурсов, снижения капитальных и эксплуатационных затрат, нивелирования техногенного воздействия на окружающую среду, и, в конечном счете, направлено на максимизацию полноты извлечения ресурсов при минимальных издержках в соответствии со старой парадигмой или максимизации полноты отдачи основных активов в соответствии с новой. В любом случае, если исходить из принципа, что нефть и газ являются невосполнимыми национальными ресурсами, создание такой базы позволяет определять рациональные пути максимизации стоимости этих ресурсов с учетом экономических, социальных, геополитических и других интересов страны.

Значительный вклад, внесенный в разное время в решение широкого круга задач повышения эффективности разработки месторождений нефти, приуроченных к различным тектонико-стратиграфическим элементам, отечественных и зарубежных ученых: Абдулмазитова Р.Г., Абызбаева И.И., Азаматова В.И., Алтуниной Л.К., Амелина И.Д., Андреева В.Е., Ахметова Р.Т., Аширова К.Б., Бадьянова В.А., Баишева Б.Т., Бакирова И.М., Басниева К.С., Батурина Ю.Е., Блинова А.Ф., Боксермана А.А., Борисова Ю.П., Бриллианта Л.С., Булыгина Д.В., Викторина В.Д., Владимирова И.В., Гавуры В.Е., Гильмановой Р.Х., Горбунова А.Т., Девликамова В.В., Дементьева Л.Ф., Дентона Р., Дияшева Р.Н., Дмитриевского А.Н., Дубинского Г.С., Еремина Н.А., Жданова С.А., Желтова Ю.П., Закирова С.Н., Зарипова А.Т., Зейгмана Ю.В., Золотухина А.Б., Ибатуллина Р.Р., Ибрагимова Г.З., Ивановой М.М., Иктисанова В.А., Кадырова Р.Р., Керимова В.Ю., Кнеллера Л.Е., Ковалева В.С., Колганова В.И., Копытова А.В., Котенева Ю.А., Крылова А.П., Кудинова В.И., Кучумова Р.Я., Ларочкиной И.А., Леви Б.И., Ленченковой Л.Е., Лобусева А.В., Лозина Е.В., Лысенко В.Д., Максимова В.М., Максимова В.П., Маскета М., Мирзаджанзаде А.Х., Михайлова Н.Н., Мищенко И.Т., Муслимова Р.Х., Мухаметшина В.Ш., Мухаметшина Р.З., Мухарского Э.Д., Насыбуллина А.В., Низаева Р.Х., Пермякова И.Г., Пономарева А.И., Рамазанова Р.Г., Розенберга М.Д., Рогачева М.К., Степанова С.В., Свалова А.М., Султанова С.А., Султанова Ш.Х., Сургучева М.Л., Сучкова Б.М., Тер-Саркисова Р.М., Тимашева Э.М., Токарева М.А., Тульбовича В.И., Фазлыева Р.Т., Фахретдинова Р.Н., Федорова К.М., Фурсова А.Я., Шпурова И.В., Хавкина А.Я., Хайрединова Н.Ш., Халимова Э.М., Хакимзянова И.Н., Хасанова М.М., Хисамова Р.С., Хиса-мутдинова Н.И., Чарного И.А., Щелкачева В.Н., Юсупова И.Г. , Ямалетдиновой К.Ш., Alvarado V., Babu D.K., Butler R.M., Briones M.,Economides M.J., Ehlig-Economides C.A. ,Giger F.M., Goode P.A., Joshi S.D., Kuchuk F.J., Lichtenberger G.J., Mclachlan G.J., Oden A.S., Raghavan R., Suprunowicz R., Thambynaygam R.K. и др. определяет благоприятную возможность создания такой базы через систематизацию полученных знаний и проведение дополнительных

исследований в условиях изменения структуры запасов нефти.

Тема и содержание диссертационной работы соответствуют формуле специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» - область науки и техники, занимающаяся изучением, проектированием, мониторингом и управлением природно-техногенных систем при извлечении из недр углеводородов (нефти, попутного и природного газа) и других компонентов на базе рационального недропользования, включающего ресурсосберегающие, экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр, системы подготовки скважинной продукции и геолого-технические системы длительного и безаварийного функционирования предприятий, а также областям исследования:

1. Промыслово-геологическое (горно-геологическое) строение залежей и месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа, пластовых резервуаров и свойства насыщающих их флюидов с целью разработки научных основ геолого-информационного обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа.

2. Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа.

3. Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.

К моменту начала работы над диссертацией в связи с изменением

структуры запасов нефти в стране в сторону трудноизвлекаемых возникла острая необходимость принятия таких управляющих решений по разработке объектов, содержащих эти запасы, которые сделали бы эксплуатацию этих залежей (при вводе в разработку или доразработке) как минимум экономически рентабельной. Для обоснования таких решений необходимо создать научно-методическую базу, соответствующую новым условиям. Решение этой задачи необходимо проводить по двум направлениям: определение условий применения существующих разработок и проведение дополнительных исследований по объектам с трудноизвлекаемыми запасами. Оба направления в связи с широким разнообразием объектов по геолого-промысловой характеристике недостаточно разработаны и потребовали проведение целого комплекса исследований по систематизации объектов путем идентификации и проведения дифференцированного анализа и обобщения опыта разработки залежей, находящихся длительное время в эксплуатации.

Целью работы являлось создание научно-методического комплекса системного геолого-технологического обоснования повышения эффективности управления и использования ресурсной базы жидких углеводородов на основе обобщения теории и практики разработки месторождений, находящихся длительное время в эксплуатации в условиях изменения структуры запасов нефти.

Основными задачами исследования были:

1. Проведение дифференциации и группирования залежей нефти ЗСНГП с созданием комплекса алгоритмов идентификации, поиска объектов и групп объектов-аналогов с использованием параметров, отражающих геолого-физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов, оказывающих превалирующее влияние на показатели эффективности разработки объектов добычи нефти, определение которых проводится с достаточной степенью точности на стадии проведения геолого-разведочных работ.

2. Создание комплекса методических приемов и алгоритмов поиска и обоснования выбора наиболее эффективных технологий воздействия на призабойную зону продуктивных пластов на основании анализа и обобщения опыта проведения обработок скважин дифференцированно по различным группам объектов с использованием различных объемов геолого-промысловой информации в зависимости от стратегии, тактики и необходимости гибкого реагирования на изменение условий функционирования предприятий в рыночных условиях.

3. Разработка научно-методической базы обоснования и выбора технологий заводнения нефтяных пластов для достижения максимального их соответствия особенностям геологического строения в условиях различных групп объектов, ограниченного объема прямых исследований степени реагирования добывающих и нагнетательных скважин, с использованием косвенных данных закачки воды и добычи жидкости, а также данных геолого-геофизических исследований скважин.

4. Разработка методики прогноза коэффициента вытеснения по данным геофизических исследований и результатам идентификации.

5. На основе ретроспективного и критериального анализа эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи, а также результатов математического моделирования - проведение геолого-технологического скрининга перспективных технологий воздействия на пласты с целью повышения результативности их использования на объектах с трудноизвлекаемыми запасами.

Научная новизна усматривается в следующем:

1. Разработана и предложена научно-обоснованная концепция методологии дифференциации и группирования залежей нефти. Проведена идентификация залежей нефти Западно-Сибирской НГП с выделением девятнадцати групп по геолого-физическим параметрам, оказывающим превалирующее влияние на эффективность разработки.

Доказана необходимость раздельного группирования объектов в пределах

различных стратиграфических систем, а в качестве отправной точки -использовать тектонико-стратиграфические элементы залежей. Предложен ряд методик поиска объектов-аналогов и их групп, а также обоснования и выбора как объекта для зарекомендовавшей себя технологии или метода, так и технологии или метода для объекта. Созданы блок-схемы дендрограмм раздельно по стратиграфическим системам для обоснования расширения областей применения эффективных технологий с минимальными рисками.

Доказана необходимость дифференциации объектов при решении задач мониторинга и анализа процесса разработки. Предложен комплекс алгоритмов, позволяющий использовать метод аналогий для повышения эффективности управления разработкой через фильтрацию информации, снятие неопределенностей, принятие решений в режиме реального времени, снижение вероятности принятия ошибочных решений, обоснование тренда достижения целей.

2. Предложен и реализован комплексный метод геолого-промыслового анализа и обобщения эффективности различных видов воздействий на ПЗП. Выявлены информативные геолого-технологические параметры, оказывающие превалирующее влияние на эффективность проведения воздействий и установлены условия успешного проведения воздействия. Дана физическая интерпретация полученных результатов.

Получены эмпирические зависимости для определения необходимых объемов и давления закачки кислоты исходя из геологических особенностей пласта и технологических особенностей работы скважин и залежей. Предложено использовать суммарные диагностические коэффициенты (СДК) для однозначной оценки успешности с использованием как полного, так и ограниченного объёма информации.

Получен аппарат, основанный на использовании уравнений канонических дискриминантных функций (КДФ), позволяющий устранять неопределенности при диагностировании; проводить адаптацию технологий к конкретным условиям и адресное воздействие с учетом фактора времени; устранять влияние

«псевдоэффекта» при проведении воздействий.

Созданы геолого-статистические модели, лежащие в основе методики прогноза эффективности по семи критериям в различных стадиях разработки, при различных объемах информации. Предложен комплексный параметр эффективности для выбора скважин и технологий по единому критерию и устранения противоречия между приростом дебитов и увеличением обводненности.

Предложен алгоритм, позволяющий снижать негативное влияние фактора времени на эффективность проведения мероприятий по стабилизации и интенсификации добычи нефти.

3. Определены условия наиболее успешной закачки в пласт воды. Выявлены геолого-технологические параметры, оказывающие влияние на степень и характер гидродинамического взаимодействия скважин. Дана физическая интерпретация полученных результатов. Установлено, что в 90 % добывающих скважин, испытавших влияние закачки, происходит увеличение извлекаемых запасов.

Для условий различных групп объектов предложен комплекс разработок, основанный на использовыании значений суммарных диагностических коэффициентов и параметров успешности заводнения, позволяющих:

- обосновывать выбор очагов под нагнетание;

- снижать неблагоприятное влияние низких фильтрационно-емкостных свойств пластов и неоднородности на взаимодействие скважин через изменение давлений и объемов закачки воды в нагнетательные скважины;

- оценивать параметры интенсивности систем заводнения, плотность сетки скважин, целесообразность закачки воды при предполагаемой сетке скважин на стадии выхода месторождения из разведки;

- регулированием технологических параметров воздействия переводить скважины из «невзаимодействующих» в разряд «взаимодействующих».

Предложен алгоритм снижения степени неопределенности при диагностировании взаимодействия скважин с использованием параметров

успешности заводнения в условиях терригенных объектов и суммарных диагностических коэффициентов в условиях карбонатных.

Показана необходимость решения задач повышения эффективности управления ресурсами дифференцированно между и внутри групп объектов.

4. Предложена «гантельная» модель, в соответствии с которой создана математическая модель, позволяющая оценить коэффициент вытеснения по данным ГИС с учетом микронеоднородности и гидрофобизации продуктивного пласта. Показана возможность использования разработанной модели прогноза коэффициента вытеснения на основе идентификации объектов.

5. Выделены объекты-полигоны и проведен скрининг МУНП. Установлены диапазоны изменения прироста извлекаемых запасов в зависимости характеристик пластовых систем, стадий и параметров процессов разработки.

Теоретическая значимость работы заключается в:

- разработке методологических аспектов анализа и обобщения опыта разработки месторождений, находящихся длительное время в разработке для системного решения задач создания научно-методической основы комплексного геолого-технологического обоснования принятия управляющих решений с целью повышения эффективности использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами;

- научном обосновании предложенных методик и алгоритмов для решения различных задач повышения эффективности разработки низкопродуктивных залежей нефти.

Практическая значимость работы заключается в следующем:

1. Получение возможности обоснованного использования лучших практик при решении задач повышения эффективности разработки залежей в условиях изменения структуры запасов нефти на разрабатываемых месторождениях, а также активного вовлечения в разработку залежей с трудноизвлекаемыми запасами, характеризующихся низкой рентабельностью, на основе применения разработанных методических приемов и алгоритмов,

полученных моделей и зависимостей.

2. Представленные разработки научно-методического характера позволяют повысить степень достоверности, надежности и эффективности мониторинга и управления при разработке объектов с использованием методов воздействия на призабойную зону, внутриконтурного заводнения, методов увеличения нефтеотдачи пластов.

3. Предложенный комплекс алгоритмов и методического сопровождения позволяет снизить риски принятия неэффективных решений в условиях неопределенности геолого-промысловой информации.

4. Полученные выводы и результаты могут быть использованы как в условиях исследованных месторождений, так и аналогичных им по геолого-промысловой характеристике, определяемых с использованием предложенных многовариантных алгоритмов идентификации.

5. Результаты, полученные в диссертационной работе, использовались при реализации ГТМ, совершенствовании систем заводнения, выборе методов увеличения нефтеотдачи в технологиях разработки залежей с неоднородными, многопластовыми и сложнопостроенными коллекторами на месторождениях ПАО «Роснефть», ПАО «Татнефть», ПАО «ЛУКойл», АО «Булгарнефть», АО «Алойл», АО «СМП-Нефтегаз», а также в многочисленных отчетах по договорам на проведение научно-исследовательских работ. Экономический эффект составил более 100 млн. руб.

6. Результаты исследований дают возможность повысить степень извлечения полезной информации из геолого-геофизических и петрофизических данных и способствуют повышению эффективности и точности геолого-гидродинамического моделирования на основе разработанной и успешно апробированной методики оценки коэффициента вытеснения нефти водой из продуктивных пластов, представленных терригенными коллекторами по данным геофизических исследований скважин.

7. Изданные десять учебных пособий и монографий используются в учебном процессе при подготовке бакалавров и магистров по направлению

«Нефтегазовое дело», инженеров и аспирантов по специальности «Нефтегазовые техника и технологии» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» в Уфимском государственном нефтяном техническом университете. Два учебных пособия имеют гриф УМО Министерства образования и науки РФ.

Методология и методы исследования. Поставленные задачи решались с использованием существующих знаний, комплексного геолого-промыслового анализа и обобщения опыта разработки залежей нефти в различных геологических условиях и при различных технологиях. Для выявления особенностей исследуемых процессов использовались методы ретроспективного и критериального анализов, сравнения и скрининга.

Полученные результаты и научные выводы основаны на использовании комплексов фактических данных промысловых, геофизических, лабораторных, гидродинамических исследований скважин и пластов. Обработка результатов, идентификация и моделирование проводились с использованием методов из теории распознавания образа и других методов статистического анализа.

Положения, выносимые на защиту:

1.Научно-методические подходы к анализу и обобщению опыта разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами в условиях ограниченной, неоднородной, некорректной информации о залежах и процессах, протекающих в них.

2. Комплекс методических приемов и алгоритмов идентификации и группирования объектов разработки ЗСНГП для широкого использования метода аналогий в решении задач систематизации накопленного опыта разработки с целью повышения эффективности управления ресурсами углеводородов.

3. Научно-методические основы геолого-технологического обоснования при поиске и выборе технологий воздействия на призабойную зону пласта для различных условий функционирования компаний, стадий разработки и изменении структуры запасов нефти.

4. Принципы и алгоритмы дифференциации и обоснования эффективных технологий и их параметров при организации и совершенствовании систем внутриконтурного заводнения для различных сценариев развития предприятий.

5. «Гантельная» модель пустотного пространства гранулярных коллекторов. Методика прогноза коэффициента вытеснения с использованием «гантельной» модели по данным ГИС и на основании идентификации объектов.

6. Результаты комплексного геолого-технологического скрининга методов увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи и снижения обводненности продукции на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами ЗСНГП.

Достоверность и обоснованность научных выводов и практических рекомендаций, изложенных в работе, базируется на использовании теоретических и методических положений, сформулированных в исследованиях российских и зарубежных ученых, сопоставлении результатов, полученных на базе широко апробированных, а также оригинальных методов и методик решения задач с проведением кросс-проверок, количественной и качественной сходимости результатов прогноза параметров на основе разработанных моделей, методик и алгоритмов с фактическими геолого-промысловыми данными, использовании фактического материала разработки объектов исследования, сравнении полученных результатов с результатами авторов, изучавших ранее отдельные вопросы рассматриваемой проблемы.

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Мухаметшин Вячеслав Вячеславович, 2019 год

/ ж

/ N ч

/ X /

г Л; /

* 4 г V

кдои

г

О 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,0 КИЗ.д.ед.

Темп отбора от НИЗ

Добывающий фонд

Среднесуточные дебиты жидкости

Среднесуточная компенсация

КИНтек

Всего на объекте проведено 11 скважинно-операций. Скважины, в которых делали ГРП, работали с незначительными дебитами по жидкости в среднем менее 2,2 т/сут., после ГРП дебиты жидкости возросли в 13 раз, средний прирост дебита нефти составил более 15 т/сут. За счёт применения ГРП дополнительная добыча нефти составила 136,2 тыс.т.

Проектом предусмотрено бурение горизонтальных скважин для освоения трудноизвлекаемых запасов. Рекомендуется выбор направления бурения горизонтальных стволов производить с учетом геолого-промысловых характеристик и размещения соседних скважин, в частности: размещение горизонтального ствола в приконтурных зонах следует производить параллельно контуру нефтеносности или границе раздела «нефть-вытесняющий агент». При наличии ВНЗ или газонефтяных контактов, для исключения преждевременного прорыва воды или газа, горизонтальные стволы должны быть размещены как можно дальше от них.

Объект-полигон залежей 11-ой группы

Объект находится на ранней стадии разработки. Для наиболее эффективной разработки месторождения скважины необходимо эксплуатировать с максимально возможными дебитами нефти, равными потенциальным возможностям пласта при полном охвате его процессом фильтрации. С целью увеличения охвата пласта фильтрацией, восстановления и увеличения приемистости в нагнетательных скважинах, повышения эффективности воздействия на пласт и увеличения коэффициента извлечения нефти, необходимо использование интенсифицирующих нефтеотмывающих составов для нагнетательных скважин с низкими и средними коллекторскими свойствами уже на ранних стадиях разработки. Проанализировав эффективность всех обработок, используемых для повышения извлечения нефти рекомендуется применение нефтеотмывающей технологии Алдинол+ПАВ. На участках с низкими коллекторскими свойствами рекомендуется применение данной технологии в сочетании с физическими методами, такими как реперфорация. Кроме того необходимо рассмотреть

возможность применения технологий ИВВ, ИСЬ+Синол и водогазовое воздействие.

Внедрение потокоотклоняющих технологий, таких как гелеобразующие, осадкообразующие, термотропные и эмульсеобразующие, на ранних стадиях разработки месторождений не рекомендуется, так как данные технологии не обладают селективностью действия и будут перекрывать каналы, по которым идет фильтрация нефти, что ухудшит процесс нефтеизвлечения. Поэтому данные технологии внедряются на поздних стадиях разработки, когда в пласте образуются водопромытые каналы.

Для активного ввода в разработку низкопроницаемых пластов-коллекторов рекомендуется применение ГРП. Первые операции ГРП на месторождении выполнены в 2012г. на четырех разведочных скважинах и одной поисковой скважине на этапе переиспытания с целью интенсификации притока. При испытании до и после проведения ГРП скважин получена средняя кратность увеличения дебита жидкости - 5,9 ед., нефти - 4,1ед.

Объект-полигон залежей 12-ой группы

Залежи пласта введены в разработку 1979 году. Объект не является основным объектом разработки. Режим работы залежей пласта водонапорный. Емкостно-фильтрационная характеристика коллекторов позволяет отнести их ко второму классу по классификации А. А. Ханина. Эксплуатация залежей пласта ведется с использованием системы ППД.

В динамике технологических параметров разработки выделяются первая, вторая третья и четвёртая стадии эксплуатации. Отмечается интересная особенность разработки — почти на всём протяжении первых трех стадий среднесуточные отборы по жидкости изменяются в узком диапазоне: 0,350,5 д. ед. от максимума (рисунок 5.11).

Первая стадия охватывает первые 6 лет эксплуатации. Увеличивается фонд скважин. Организуется система ППД. Стабилизируются среднесуточные отборы по жидкости — 74,5-80 т/сут. Темп отбора от НИЗ достиг 3,4 %. Среднегодовая обводненность составила 28,5 %. К концу первой стадии

отобрано от НИЗ 12,6 % или 6,2 % от НГЗ. Прокачено 7,8 % порового объёма пласта. ВНФ достиг 0,24 д. ед.

С определением границ второй стадии есть сложности. Ежегодный и планомерный ввод скважин добывающего фонда позволил удерживать достаточно высокий уровень добычи нефти на протяжении одиннадцати лет. Правда, необходимо отметить, что годовые уровни добычи нефти иногда выходили за пределы интервала 0,9-1,0 д. ед., но в целом динамика технологических показателей соответствовала второй стадии разработки.

Ежегодное увеличение фонда эксплуатационных скважин на протяжении всей второй стадии при неизменных среднесуточных отборах жидкости приводили к ежегодному росту годовой добыче жидкости. Темп отбора запасов достиг 5,0 %, что тоже не является достаточно высоким показателем для ФЕС таких коллекторов.

Среднесуточные отборы составили: по жидкости 71,7 т/сут; по нефти — 18,6 т/сут. Среднегодовая обводненность достигла 74 %. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составляла 190-200 %. Всего было отобрано 62,3 % от НИЗ нефти или 30,8 от НГЗ. Прокачено 77,7 % порового объёма пласта. ВНФ равен 1,5 ед. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды достигла 138 %.

Последующий семилетний период можно охарактеризовать как третья стадия разработки: резкое снижение годовых уровней добычи нефти, рост обводненности добываемой жидкости, снижение эффективности системы заводнения. В течение этого периода, достигнут максимум добычи жидкости (рисунок 5.11). Жёсткость заводнения достигла своего пика. Соотношение добывающих скважин к нагнетательным составил 2,3 ед.

Последующий период характеризуется проведением работ по интенсификации добычи, система заводнения постепенно трансформируется в очагово-избирательную. Сделана попытка довести соотношение добывающих скважин к нагнетательным до 2 ед. Однако эти мероприятия улучшили ситуацию с добычей лишь от части. Темп падения годовой добычи нефти замедлился, но не прекратился.

1,200 1,000 5 0,800 | 0,600 § 0,400 0,200 0,000

Добыча жидкости Добывающий фонд

Добыча нефти

Темп отбора от НИЗ

ВНФ Среднесуточные дебиты жидкости

Среднесуточная компенсация КИНтек

Всего к настоящему времени отобрано 88,7 % от НИЗ или 43,8 % от НГЗ. Прокачено 2,28 ед. поровых объёма пласта. Темп отбора от НИЗ равен 0,2 %. Среднесуточные отборы составили: по жидкости 166,5 т/сут; по нефти — 3,7 т/сут. Среднегодовая обводненность достигла 97,8 %. ВНФ — 4,2 ед.

В целом эксплуатацию залежей пласта можно охарактеризовать как эффективная. Перспективы доразработки залежей связаны с повышением эффективности существующей системы заведения и снижением обводненности добываемой жидкости, применением физико-химических методов, а именно потокоотклоняющих технологий.

Внедрение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на пласт начато в 1995 году. За период 1995-2003 гг. испытано 11 технологий, проведено 94 скважино-операции, со средней дополнительной добычей 807 тонн на скв.-опер. Основной объем обработок направлен на изоляцию высокообводненных интервалов, выравнивание профилей приемистости с целью вовлечения в разработку низкопроницаемых интервалов.

Все применяемые методы ФХ МУН можно разделить на группы по входящим в их состав компонентам и принципу действия:

- гелеобразующие технологии на основе ПАА (СПС, ГОС, ВУС+СПС, РИТИН);

- гелеобразующие технологии на основе силиката натрия (СПГ, СГС);

- гелеобразующие термотропные технологии (ГОС МЕТКА, Термогель, ТермоГОС);

- эмульсионно-дисперсионные составы (ЭДС);

- нефтеотмывающие и интенсифицирующие технологии (ПКВ, КПАС);

- осадкообразующие технологии и гелеобразующие с кольматирующими наполнителями (ПДС, СПДС, ВДПС, ГОС+ПДС, СПС+наполнитель, ВЭДС, ВДС, РесТех-дВПП-2, СГДС+НСПС и проч.);

- комплексные химические технологии (ПКВ+СПС, МЕТКА+ПКВ, ЭСС+ПКВ, ОПЗ+Термогель, СПС+ЭСС).

Наибольший объем обработок проведен по технологии ГОС «Метка», эффективность метода в среднем составила 0,877 тыс.т/скв.-опер. Максимальный эффект достигнут в результате применения СПС - 2,871 тыс.т/скв.-опер.

Малоэффективной в условиях пласта оказалась закачка ПДС - в результате 12 обработок дополнительно добыто 3 тыс.т нефти при удельной эффективности 248 т/скв.-опер. Также низкоэффективной оказалась технология ОЩ-2, проведенная в 1997 году на трех скважинах, дополнительно добыто 600 т нефти при удельной эффективности 200 т/скв.-опер. Технологии ММЦ (метилметилцеллюлоза) и ПЭО также неэффективны. В 1998-1999 годах испытаны такие технологии, как КТОС, ММЦ, ПЭО, ЭСС, эффект от мероприятий не получен.

С целью совершенствования систем разработки, уплотнения существующих сеток скважин и довыработки запасов объектов в слабо дренируемых зонах рекомендуется увеличить объем работ по забуриванию боковых стволов. Бурение боковых стволов на месторождении осуществляется с 2004 года. С начала разработки на месторождении было пробурено 42 боковых ствола с горизонтальным окончанием.

Как показал анализ разработки пласта, снижение добычи нефти обусловлено высокой выработанностью коллекторов, в связи с этим мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти менее актуальны. На объекте выполнены единичные обработки с применением технологий «Гелий» и СКО. Удельный прирост дебита нефти невелик и изменяется от 2,4 до 3,1 т/сут, составляя в среднем 2,8 т/сут. Суммарная дополнительная добыча нефти составила 6,4 тыс.т., средний удельный эффект -1280 т/скв.-опер. или 6,1 т/сут, среднее время продолжительности эффекта -455 сут, успешность мероприятий - 100 %.

водонапорный. Емкостно-фильтрационная характеристика коллекторов позволяет отнести их к третьему - четвёртому классу по классификации А. А. Ханина. Эксплуатация залежей пласта ведется с использованием системы ППД.

В динамике технологических показателей разработки залежей отмечаются три стадии разработки. Особенностью динамики показателей является замедленное снижение годовой добычи нефти. Плавность падения связана с вводом новых скважин и на третьей стадии разработки, которые и поддерживали добычу. Однако растянутый во времени ввод добывающих скважин не позволил получить высоких показателей темпа отбора запасов (более чем 4,6 %), хотя предпосылки к этому были.

Первая стадия охватывает шестилетний период. Неспешный ввод новых скважин, к концу первой стадии около 10 % от фонда скважин. Организация заводнения на четвертом году эксплуатации. Компенсация отборов жидкости закачкой: текущие — 150 %; накопленные — 119 %. Достаточно высокие среднесуточные отборы жидкости 0,7-1,0 д.ед. (рисунок 5.12) или 76-97,3 т/сут; по нефти — 59,1-83,3 т/сут. Среднегодовая обводненность составила 20,8 %. ВНФ достиг 0,26 д. ед.

Вторая стадия разработки залежей продолжительностью 7 лет: с 1985 по 1991 год. Темп отбора запасов, как уже упоминалось, достиг 4,6 % от НИЗ. К концу стадии фонд скважин достиг 0,8 д. ед. от максимума. Среднесуточные дебиты составили: по жидкости — 0,4 д. ед. от максимальных или 50,6 т/сут; по нефти — 15,3 т/сут.

Среднегодовая обводненность составила 69,9 %. ВНФ — 0,826 д. ед. Всего отобрано 38,4 % от НИЗ или 15,5 % от НГЗ. Прокачено 37 % порового объёма пласта. Соотношение добывающих скважин к нагнетательным 3,5 ед.

Добыча нефти

Добыча жидкости

ВНФ

Темп отбора от НИЗ

Добывающий фонд

Среднесуточные дебиты жидкости

Среднесуточная компенсация

КИНтек

В течение третьей стадии разработки выделяются два периода. Первый период характеризуется вводом добывающих скважин при этом среднесуточные дебиты жидкости остаются на прежне уровне или сокращаются. Регулирование практически сведено к минимуму.

Второй период характеризуется активным сокращением обводненного фонда скважин, форсированием среднесуточных дебитов жидкости. Проведение мероприятий по интенсификации существенно замедляли темп падения годовой добычи нефти. Однако форсированные отборы привели к интенсивному обводнению добываемой продукции.

В настоящее время среднесуточные дебиты составляют: по жидкости — 97,1 т/сут; по нефти — 4,9 т/сут. Темп отбора НИЗ равен 0,97 %. Отбор от НИЗ нефти достиг 82,6 % или 33,2 % от НГЗ. Прокачено 195 % порового объема пласта. Среднегодовая обводненность добываемой жидкости составила 94,9 %. ВНФ достиг 4,9 ед.

Соотношение добывающих скважин к нагнетательным равно 2,2 ед. Компенсация отборов жидкости закачкой: текущие показатели составляют 75,6 %; накопленные — достигли 114 %.

В целом система разработки достаточно полно и эффективно отобрала запасы нефти. Однако в настоящее время система заводнения характеризуется снижением её эффективности, что требует реорганизации системы, где это возможно, или проведения потокорегулирующих мероприятий, где невозможно. Кроме этого требуются мероприятия, направленные на снижение обводненности добываемой продукции, например, водоизоляционные работы с использованием гелеобразующих систем и ввод в разработку застойных и слабодренируемых запасов пласта бурением боковых стволов, скважин или переводом скважин с других горизонтов. Применение ОРЭ позволит сократить сроки перевода скважин с других горизонтов.

Принимая во внимание большой объем простаивающих скважин по причине высокой обводненности, перспективы освоения остаточных запасов в

межскважинном пространстве, не вовлеченных в процесс дренирования, связаны с бурением боковых стволов с горизонтальным окончанием.

В настоящее время пробурено 18 боковых стволов. Бурение велось в основном (на 95%) из скважин неработающих категорий объекта, остановленных по причине низкого дебита по нефти (в среднем 0,7 т/сут) и высокой обводненности (96,9%). Большая часть этих скважин обводнилась от закачки, либо в процессе подтягивания пластовой воды. При этом в среднем на скважину добыто лишь по 17,2 тыс.т нефти.

Максимальные входные дебиты нефти отмечены по скважинам, пробуренным в зоне распространения практически монолитного коллектора с нефтенасыщенной толщиной более 10м.

На объекте по состоянию на дату анализа запущено в работу после ГРП 143 скважины: 130 - эксплуатационных скважин, 6 - из консервации после бурения, 2 - перевода, 1 БВГС и 1 скв.-опер ОРЭ с ГРП и 3 нагнетательные скважины.

Дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила 1046,5 тыс.т или 7,5 тыс.т/скв., из них: эксплуатационные скважины (989,9 тыс.т или 7,6 тыс.т/скв.), переводы (3,4 тыс.т или 1,7 тыс.т./скв), вывод из консервации после бурения (47,9 тыс.т или 8,0 тыс.т/скв), БВГС (4,9 тыс.т ), ОРД (0,4 тыс.т).

С целью стимуляции работы скважин выполнено 376 ОПЗ, из них 225 скв.-опер, на действующем фонде и 151 скв.-опер, на неработающем фонде. При проведении ОПЗ применялись следующие технологии и составы: «Аксис», волновое воздействие, «Гелий», ГКО, КПАС, МКЭ, технология «ОТО», ПК с имплозией, СКО, Элтинокс.

Суммарная дополнительная добыча нефти составила 924 тыс.т., средний удельный эффект - 3,0 т/сут, среднее время продолжительности эффекта -939 сут, успешность мероприятий - 93 % (351 успешных из 376).

За последний период (2009-2013 гг.) удельная эффективность от мероприятия снизилась и изменяется от 1,2 до 3,3 т/сут, составляя в среднем 1,9 т/сут. Что связано в основном с общей высокой выработкой запасов, в условиях

которой при значительном приросте дебитов по жидкости, прирост по дебиту нефти, из-за опережающего роста доли воды в продукции, невысок.

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи являются важным звеном в комплексе работ, направленных на увеличение объемов добычи нефти или удержания их на текущем уровне.

Пласт является основным объектом воздействия ФХ МУН, на котором проведено 78% всех операций.

Основной объем обработок по механизму воздействия относится к потокоотклоняющим технологиям, т.е. направлен на изоляцию высокообводненных интервалов, выравнивание профилей приемистости с целью вовлечения в разработку низкопроницаемых интервалов.

В ранний период 1986-1999 гг. на объекте была проведена 521 скв.-операция с дополнительной добычей нефти 879 тыс.т, удельный эффект составил 1,69 тыс.т/скв.-опер. В последующий период 2000-2013 гг. выполнено 1576 обработок (из них 724 в период 2000-2002 гг.), удельная эффективность ФХ МУН снизилась и составила в среднем 654 т/скв.-опер.

На объекте реализованы такие технологии, как СПС, ГОС «Метка», РОМКА, СПС+наполнитель, СПГ, ВЭДС, РИТИН, ЭСС, ЭС, ВДПС, СГДС+НСПС, РесТех-дВПП-2, Алдинол, а также в комплексе с интенсифицирующими составами ПКВ+СПС, ВЭДС+ПКВ, ЭСС+ПКВ. Необходимость использования именно этих технологий определяется значительной неоднородностью коллектора по проницаемости, высокой степенью расчлененности и высокой обводненностью добывающих скважин за счет прорыва воды от нагнетательных скважин.

В преобладающем большинстве случаев в качестве потокоотклоняющего использовался состав СПС, показавший стабильную и относительно высокую эффективность. В период 2000-2013 гг. доля СПС в общем объеме реализуемых ФХ МУН составила 68%, удельная эффективность метода - 630 т/скв.-опер., при интервале изменения в разные годы на различных участках от 270 до 790 т/скв.-опер.

Отмечаются периоды 2005-2006 гг. и 2009-2010 гг. когда на объекте применялась только технология СПС. Дополнительная добыча нефти в эти годы за счет метода составила 142 тыс.т, удельная - 526 т/скв.-опер. В 20112013 гг. доля СПС в общем объеме операций ФХ МУН составляла от 85% (2012 г.) до 65% (2013 г.), средняя эффективность - от 585 т/скв.-опер. (2012 г.) до 410 т/скв.-опер.(2013 г.).

Снижение эффективности от обработок в 2013 г. связано как с общей высокой выработкой запасов, так и с наличием эффекта «привыкания», при котором эффективность каждой последующей обработки одним и тем же составом при кратности обработок 3 и более, снижается. В период 2008-2013 гг. 13% скважин были обработаны 3 и более раз по технологии СПС, при этом эффективность третьих обработок снизилась относительно первых на 40%. В связи с этим, в дальнейшем рекомендуется периодическая замена СПС на другие потокоотклоняющие составы.

Вторыми по степени внедрения (293 скв.-опер.) являются комплексные обработки, представляющие собой последовательные закачки потокоотклоняющих и интенсифицирующих составов. Комплексные обработки проводились в период 1986-2004 гг., удельная эффективность в среднем составила 0,79 тыс.т/скв.-опер. Эффективность комплексной обработки во многом зависит от правильного подбора скважин и вида воздействия, в частности, при высокой неоднородности разреза по проницаемости рекомендуется проведение ФХВ по схеме: потокоотклоняющий состав + интенсифицирующая технология. В случае снижения приемистости скважины в результате кольматации ПЗП, наоборот, требуется предварительная интенсификация до создания потокоотклоняющего «экрана» в пласте.

В 2000 году по технологии ЭСС было проведено 10 обработок нагнетательных скважин, дополнительная добыча нефти составила 27,7 тыс.т (удельный эффект - 2,77 тыс.т/скв-опер.). При проведении обработок по этой же технологии в 2012 г. эффективность составила лишь 636 т/ скв.-опер.(или 23% от показателя 2000 г.).

Еще по одной технологии «РОМКА», примененной в 2001 году на трех нагнетательных скважинах, был получен достаточно высокий результат: дополнительно добыто 3,5 тыс.т нефти или 1180 т на одну скважино-обработку. Но учитывая процент снижение эффективности мероприятий при сегодняшней стадии разработки дальнейшее применение технологии не рекомендуется.

В условиях снижающейся эффективности от уже применяемых технологий, на объекте с 2011 года проводят работы по внедрению новых:

- в 2011, 2013 гг. проведено 28 обработок по технологии ГОС «Метка», в результате дополнительно добыто 4,9 тыс.т нефти, удельная добыча невелика и составила 170 т/скв.-опер;

- в 2013 г. проведено 4 обработки по технологии ЭС, удельная эффективность обработок средняя (630 т/скв.-опер.) и технология может быть альтернативой СПС.

Объект-полигон залежей 14-ой группы

Залежи пласта введены в разработку 1992 году. Объект является основным объектом разработки. Режим работы залежей пласта водонапорный. Емкостно-фильтрационная характеристика коллекторов позволяет отнести их ко второму - третьему классу по классификации А. А. Ханина. Эксплуатация залежей пласта ведется с использованием системы ППД.

Динамика технологических показателей разработки полностью соответствует классическим представлениям об изменении таковых в течение истории разработки залежей. В динамике выделяются первая, вторая, третья и только начавшаяся четвёртая стадии разработки (рисунок 5.13).

Максимальные отборы от НИЗ приходятся на шестой год эксплуатации и достигают 9,5 %. Вторая стадия разработки длилась 5 лет. К концу второй стадии отобрано 56,4 % от НИЗ или 27,9 % от НГЗ. Среднесуточные дебиты составляли: по жидкости — 41,3 т/сут или 0,3 д. ед. от максимума; по нефти — 22,4 т/сут.

Годовая добыча жидкости достигла 0,6 д. ед. от максимальной добычи за весь период эксплуатации или 1,03 млн. т. Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 45,7 %. ВНФ — 0,41 д. ед. (рисунок 5.13).

В динамике показателей третьей стадии разработки выделяются два периода. Первый период характеризуется медленными темпами снижения годовой добычи нефти. Это связано с окончательным вводом всех добывающих скважин и умеренными среднесуточными дебитами по жидкости.

Второй период характеризуется резким сокращением добывающего фонда и форсированием среднесуточных отборов. Проведено отключение обводнившегося фонда скважин. Проведены мероприятия по интенсификации — массовое проведение ГРП на добывающем фонде. Увеличена жёсткость заводнения: соотношение добывающих скважин к нагнетательным достигло 1,48 ед. Как результат: достижение максимальной добычи жидкости и резкий рост обводненности добываемой продукции. Добиться замедления темпов падения годовой добычи нефти не получилось, а вот увеличение темпов падения можно отметить. Что говорит о получении противоположного, ожидаемому эффекту.

Всего отобрано 96,8 % от НИЗ или 47,9 % от НГЗ. Прокачено 172 % от объема порового пространства пласта. ВНФ достиг 2,6 ед. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой — 105 %.

В целом, эксплуатация залежей пласта проводилась эффективно. Отметить стоит, что недостаточно обоснованно проведено форсирование отборов во втором периоде третьей стадии разработки.

Перспективы с доразработкой залежей связаны с проведением водоизоляционных работ, работ по ограничению среднесуточных дебитов по жидкости и работ по регулированию направлений фильтрационных потоков с использованием гелеобразующих композиций.

Добыча нефти

Добыча жидкости

ВНФ

Темп отбора от НИЗ

Добывающий фонд

Среднесуточные дебиты жидкости

Среднесуточная компенсация

КИНтек

Отдельные неохваченные процессами нефтеизвлечения зоны рекомендуется осваивать боковыми стволами, скважинами дублерами или скважинами с других горизонтов.

Наиболее широко используемыми на пластах за период 2009 - 2013гг. являются технологии ЭСС и ГОС-1АС, остальные технологии не получили широкого применения в связи с ограниченным числом скважин-кандидатов, подходящих под критерии применимости.

Потокоотклоняющая технология ГОС-1АС на пластах БВ показала самую высокую эффективность, рекомендуется к дальнейшему внедрению. Технологии ГОС и ЭСС, применяемые на данном объекте, также имеют достаточно высокую эффективность, примерно на одном уровне, поэтому также рекомендуются к дальнейшему применению. Обработки проводить с периодичностью один раз в год.

Объект-полигон залежей 15-ой группы

Залежи пласта введены в разработку в 1978 году. Эксплуатационный объект является основным в пределах месторождения. ФЕС пород коллекторов позволяют их относить к третьему классу коллекторов. Режим работы залежей пласта водонапорный. Эксплуатация ведется с поддержанием пластового давления.

Динамика показателей разработки соответствует классическим представлениям об их изменении во времени. Выделяется все четыре стадии разработки. На максимальный уровень добычи система нефтеизвлечения вышла на шестом году эксплуатации. Темп отбора от НИЗ достиг 7,0 %. Годовая добыча жидкости на второй стадии, тем не менее не достигла максимальных значений и изменялась в пределах 0,4-0,9 д.ед.

Фонд добывающих скважин в течение второй стадии разработки залежей пласта удвоился — с 0,4 д. ед. до 0,8 д.ед. Среднесуточные дебиты по жидкости были достаточно высокими 0,75-0,8 д. ед. или 139,3-153,7 т/сут; по нефти — 42,7-98,5 т/сут.

Среднегодовая обводненость добываемой жидкости к концу второй стадии составила 69,6 %. ВНФ достиг 1 ед. Всего отобрано 39 % от НИЗ или 12,8 % от НГЗ. Прокачено 25,7 % порового объема пласта.

Третья стадия разработки пласта соответствует общепринятым представлениям о динамике технологических показателей на этой стадии. Резерв добывающего фонда, не введенного на второй стадии, и достаточно высокая жёсткость заводнения (соотношение добывающих к нагнетательным скважинам изменяется 2,3-2,7 ед.) позволили замедлить темпы снижения годовой добычи нефти.

На четвёртой стадии выделяется два периода. Первый период характеризуется постепенным снижением среднесуточных дебитов жидкости и отключением обводнившегося фонда с целью снижения обводненности добываемой жидкости. Эти мероприятия сопровождались закономерным снижением годовой добычи нефти. Второй период характеризуется форсированием среднесуточных дебитов по жидкости. Причем часть обводнившихся скважин отключают. Отключают и часть нагнетательных скважин в зонах отсутствия добычи жидкости. Эти мероприятия позволили стабилизировать и даже повысить годовую добычу нефти, а среднегодовую обводненность снизить на 1,5-2 пункта.

В настоящее время среднегодовая обводненность составляет 97,5 %. ВНФ достиг 6,1 ед. Среднесуточные дебиты составляют по жидкости — 188,8 т/сут; по нефти — 4,7 т/сут. Всего отобрано 68,9 % от НИЗ или 22,7 % от НГЗ (рисунок 6.14).

Прокачено 161 % порового пространства пласта. Жёсткость заводнения средняя: на одну нагнетательную скважину приходится 6-6,5 добывающих скважин. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой 97,3 % (рисунок 5.14).

Добыча нефти

Добыча жидкости

Темп отбора от НИЗ

Добывающий фонд

ВНФ Среднесуточные дебиты жидкости

Среднесуточная компенсация КИНтек

В целом, судя по динамике технологических показателей разработка объекта велась достаточно эффективно. Однако к настоящему времени остается достаточно большая доля остаточных запасов, которые необходимо извлечь. Доизвлечение остаточных запасов предлагается вести по двум направлениям. Первое — повышение эффективности существующей системы заводнения: повышение охвата заводнением, изменение направлений фильтрационных потоков, повышение эффективности вытеснения водой нефти. Второе — снижение обводненности добываемой жидкости и вовлечение в процесс разработки запасов застойных зон, участков и продуктивных интервалов.

На месторождении проведено 323 обработки нагнетательных скважин химическими составами на основе полимеров, кислот, ПАВов и др. Реализовано 15 различных технологий и их сочетаний (комплексное воздействие), преобладающее большинство которых направлено на изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта и перераспределение фильтрационных потоков жидкости. В результате создания потокоотклоняющего экрана в пласте происходит вовлечение в разработку низкопроницаемых слабодренируемых интервалов и застойных участков, что в конечном итоге приводит к увеличению добычи нефти и снижению или стабилизации обводненности продукции добывающих скважин. При этом в ряде случаев наблюдается выравнивание профиля приемистости в обработанных нагнетательных скважинах.

Применялись следующие физико-химические методы воздействия на пласт через нагнетательные скважины:

- гелеобразующие технологии на основе полиакриламида (СПС, ГОС,

ВУС);

- гелеобразующие термотропные технологии (ГОС МЕТКА);

- осадкообразующие и гелеобразующие технологии с кольматирующими наполнителями (ОГС, ПДС, ВДПС, ГОС+ОГС);

- эмульсионные технологии (ЭСС);

- интенсифицирующие и нефтеотмывающие технологии (КМЭ, ПКВ);

- комплексные химические технологии (КМЭ+ГОС+ВУС, КМЭ+ЭС, КПАС+СПС, КМЭ+ВУС).

В качестве интенсифицирующих составов в комплексной обработке пласта применялись КПАС, КМЭ.

Стабилизация добычи нефти по объекту может быть достигнута за счет реализации адресной программы ГТМ, направленных на стимуляцию скважин технологиями ОПЗ.

На объекте большинство ОПЗ произведено по технологии «Гелий», за счет этого и получено 12,84 тыс.т нефти дополнительно. Однако наиболее эффективно проявились ОПЗ с глинокислотным воздействием - удельный эффект и прирост дебита нефти составляют соответственно 1,32 тыс.т/скв-опер и 8,12 т/сут (у обработок «Гелий» эти показатели значительно ниже).

Вследствие малого количества обработок пласта кислотными микроэмульсиями, получены незначительные объемы дополнительной нефти -2,15 тыс.т, но удельный эффект и прирост дебита нефти также высоки 1,08 тыс.т/скв-опер и 7,21 т/сут.

Рассматривая представленные данные можно сказать, что технологии «Гелий», СКО, ГКО показали себя наилучшим образом. Несмотря на высокие положительные результаты по технологии КМЭ, необходима более достоверная выборка.

Объекты-полигоны залежей 16, 17, 18-ой групп

Все эти объекты недавно вступили в эксплуатацию.

С целью выбора оптимальных методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов на залежах месторождения предлагаются к испытанию следующие технологии:

1) применение ГРП (с закачкой проппанта в объеме 8-20 т) по технологии J-Frac, чтобы избежать выхода трещин за пределы пласта; при ограничении длины трещины зонами обводнения, планируется применять ГРП по технологии TSO; при небольшой

толщине пласта, где невозможно проведение ГРП жидкостью, рекомендуется проведение мини-ГРП;

2) применение кислотных обработок призабойной зоны пласта (ОПЗ-1, ОПЗ-2, ОПЗ-3, ОПЗ-4);

3) применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (ВДС, ВДСПС, ЭС, ГОС, ВУГ);

На аналогичных месторождениях региона в последние годы ведутся работы по опробованию новых технологий ГРП, направленных на селективную обработку низкопроницаемых интервалов пласта, ограничение обводненности от нижних водонасыщенных/водопромытых интервалов. Достаточно высокую эффективность показали ГРП с маловязкой жидкостью разрыва на основе ПАВ (QearFRAC), позволяющей ограничить высоту трещины - средняя дополнительная добыча нефти по 3 операциям составила 4,0 тыс. т/скв. Аналогом данной технологии является жидкость разрыва ZetaGel. Применение жидкостей разрыва QearFrac и ZetaGel ограничивается максимальной температурой (80 С0), при более высоких температурах они теряют устойчивость.

На отдельных месторождениях опробована технология по ограничению

высоты трещины и оптимизация размещения проппанта - FiberFrac (разработка

компании Шлюмберже). При технологии FiberFrac предполагается

использование жидкости разрыва с добавлением специальных органических

растворяющихся волокон, позволяющих снижать загрузку полимера до 2,6-5

2,8 кг/м . Волокна FiberFrac позволяют удерживать зерна проппанта от осаждения в период закачки жидкости разрыва и закрытия трещины, в процессе деградации волокон создается химическая среда, способствующая лучшей деструкции полимера. Волокна полностью растворяются вскоре после ГРП (скорость и степень полноты растворения зависят от температуры - желательно выше 85оС).

Технология FiberFrac прежде всего направлена на контроль высоты трещины и увеличение ее проводимости за счет равномерного распределения

проппанта по длине и высоте трещины. В большинстве случаев технология FiberFrac себя оправдала. По сравнению со стандартными обработками результаты FiberFrac на Повховском месторождении выше по дебиту нефти на 70%, по жидкости - в 4,8-2,1 раза.

Также на месторождениях региона опробована технология ГРП с закачкой в поток модификатора относительной фазовой проницаемости (МФП). Как правило, МФП представляет собой гидрофильный полимер со средней молекулярной массой на основе полиакриламида. Данные составы закачиваются в виде оторочки (перед подушкой жидкости разрыва) или могут добавляться к жидкостям гидроразрыва на водной или углеводородной основе, обеспечивая снижение фазовой проницаемости по воде. принцип действия МФП основан на изменении смачиваемости породы за счет осаждения (адсорбции) полимера на стенках поровых каналов. При этом полимерные цепи молекул МФП удлиняются при взаимодействии с водой, что задерживает ее дальнейшее течение, а при контакте с углеводородами сжимаются, не препятствуя их прохождению.

Одним из наиболее перспективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов из зон, недоступных другим методам, является зарезка боковых стволов (БС) из высокообводненных и низкодебитных скважин с различной проходкой по пласту. При этом боковые стволы (многоствольные скважины), так же как ГРП и химические МУН, являются основным элементом в создаваемых высокоэффективных технологиях сложнопостроенных низкопродуктивных залежей.

Для залежей 16, 17, 18 групп объектов, имеющих неоднородное геологическое строение, использование технологии ГС позволит интенсивно вырабатывать запасы на малой депрессии, что немаловажно, поскольку: это благоприятно сказывается на энергетическом состоянии пластовой системы; снижает вероятность образования конусов воды и газа; увеличивается период безводной и безгазовой работы ГС.

Объекты-полигоны залежей 19-ой группы

Залежи пласта введены в разработку в 2001 году. Объект является одним из основных эксплуатационных объектов. Эксплуатация осуществляется с поддержанием пластовой энергии. В настоящее время вся площадь залежей разбурена.

Динамика годовой добычи позволяет выделить 3 стадии разработки. Динамика не совсем отвечает классическим представлениям, но, тем не менее, первые пять лет эксплуатации относятся к первой стадии. Планомерно увеличивается фонд добывающих скважин. По мере увеличения фонда среднесуточные дебиты жидкости сокращаются. Со второго года эксплуатации организуется заводнение. Проводятся мероприятия по интенсификации отборов жидкости. Начиная с четвёртого года, увеличиваются среднесуточные дебиты по жидкости. К концу первой стадии среднесуточные дебиты составляли 0,73 д. ед. от максимальных или 75,0 т/сут; по нефти — 44,5 т/сут. Темп отбора от НИЗ — 8,6 %. Отобрано от НИЗ нефти 31 % или 13,1 % от НГЗ. Прокачено 18,7 % порового объема пласта. Среднегодовая обводненность составила 40,7 %. ВНФ достиг 0,42 д.ед. (рисунок 5.15).

Соотношение добывающих скважин к нагнетательным сократилось с 7,5 до 4,8 ед. Компенсация отборов жидкости закачкой на конец первой стадии составила: текущая — 136 %; накопленная — 129 %.

Темп отбора запасов на второй стадии достаточно высок — более 10,3 %, что и предопределило непродолжительность этой стадии. Среднесуточные дебиты по жидкости достигли своего максимума, которые, однако, несколько меньше первоначальных. Увеличена жёсткость заводнения. Снижен уровень компенсации отборов закачкой.

Третья стадия разработки началась с максимальной добычи жидкости. Однако увеличение добычи жидкости не обеспечило соответствующее повышение добычи нефти и удержание технологических параметров во второй стадии разработки.

1,2

О -I- -- -- -- -- -- -- -

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

КИЗ,д.ед.

Добыча нефти

1,2

1

(IX

си

I 0,6

а 0,4

0,2

0

0 ОД 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

КИЗ,д.ед.

Добыча жидкости

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

КИЗ,д.ед.

ВНФ

16 ♦

* з >

1

8- 6 ♦

♦

о <

012345678 Г\1дс/Мнс, ед.

Среднесуточная компенсация

о -I-------

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

КИЗ,д.ед.

Темп отбора от НИЗ

1,2

О--

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

КИЗ,д.ед.

Добывающий фонд

1,2

О--

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

КИЗ,д.ед.

Среднесуточные дебиты жидкости

КИНтек

В настоящее время годовые отборы нефти сигнализируют о приближении окончания третьей стадии разработки. Темп отбора от НИЗ около 2,4 %. Всего отобрано 62,7 % от НИЗ нефти или 26,5 % от НГЗ нефти. Среднесуточные дебиты составляют по жидкости 0,635 д. ед. от максимума или 65,6 т/сут; по нефти — 10,9 т/сут. Среднегодовая обводненность добываемой жидкости равна 83,4 %. ВНФ достиг 1,53 ед.

Жёсткость заводнения высокая — соотношение добывающих скважин к нагнетательным скважинам равно 1,5 ед. Компенсация отбора жидкости закачкой составляет: текущая — 176 %; накопленная — 130 %.

В целом разработка залежей осуществляется эффективно. Перспективы доразработки залежей связаны с изменением направлений фильтрационных потоков для повышения охвата пласта заводнением и подключением в разработку остаточных запасов застойных и слабодренируемых зон.

Продуктивный пласт характеризуется низкими значениями коэффициента проницаемости, повышенной пластовой температурой (84-89 оС), что предполагает применение потокоотклоняющих составов более «мягкого» действия. В условиях растущей обводненности, для предотвращения прорывов воды из системы ППД, применение потокорегулирующих составов необходимо продолжать. В качестве перспективных методов рекомендуются термогелеобразующие композиции на основе хлорида алюминия и карбамида (РВ-3П-1, ТермоГОС, Термогель). Их применение основано на способности последних образовывать термостабильные неорганические гели непосредственно в пласте. В условиях повышенных пластовых температур (более 80 0С) в объеме раствора образуется гель гидроксида алюминия, блокирующий водопромытые интервалы.

Для перераспределения потоков предлагается также полимерный состав на основе ПАА марки AN-125 (ЗЫБ Floerger, Франция), отличающийся повышенной термо- и солестойкостью. Данные особенности реагента дают возможность применять их в условиях повышенных температур. Кроме того, полимер АЫ-125 в присутствии сшивателя ацетата хрома проявляет

способность к пролонгированному во времени гелеобразованию, что является положительным качеством и предполагает широкий охват пласта воздействием. Состав рекомендуется на скважинах с приемистостями более 200 м3/сут.

Другим перспективным методом по результатам испытаний является полимерная композиция UNOGEL компании «№1со», содержащая ПАА WC-210С или WC-204, сшиватель WC-644 и стабилизатор WC-646 в соотношении 1:1:1.

5.2 Комплексный геолого-технологический скрининг методов воздействия на пласты типичных объектов идентифицированных групп

Применение технологий увеличения нефтеотдачи создает многовариантную задачу, которая решается лишь при специальном конкретном изучении и технико-экономическом анализе с требованиями, заданными заранее [417, 419]. Первые три требования к условиям применения технологий качественные: физико-химические свойства воды, нефти и геолого-физические параметры пластов. Эти требования определяют, но неоднозначно, необходимую технологию увеличения нефтеотдачи пластов (см. таблица 5.1) [420, 421].

На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно -промышленных испытаний технологий увеличения нефтеотдачи пластов, проведенных в Западной Сибири, в России в целом, да и за рубежом, накоплены достаточно обширные знания и представления о количественных критериях, характеризующих свойства пластовой нефти, воды и пластов, для их успешного применения [416, 419].

Анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех технологий критерии, ограничивающие или сдерживающие их применение.

Таблица 5.1 — Технологии увеличения нефтеотдачи терригенных пластов в зависимости от геолого-физических условий (по Р.Х. Муслимову [420] с

изменениями)

Нефть, вода Пласт Метод

Маловязкая легкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, неоднородный Заводнение, НЗ, водорастворимые ПАВ, водорастворимая смесь, ЭЦ, ПДС, КДС, ВДС, ПАВ, ВДСПС, ЭС, полимеры, применение газа СО2, сернокислый алюминий, ТНФ, возд. физическими полями

Маловязкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Истощенный (заводненный), высокопроницаемый, монолитный глубокозалегающий Заводнение, НЗ, ЭЦ, ПДС, ВДС, ВДПС, ГОС+ОГС, полимеры, ПАВ и их композиции, ПДС с ГОК, СПГ, ТермоГОС, РВ-3П-1, Термогель

Средневязкая, смолистая (активная) парафинистая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый НЗ, ЭЦ, ВДС, КДС, ПДС, применение полимеров, закачка водогазовой смеси, щелочи, ГОС МЕТКА, КМЭ+ГОС+ВУС

Заводненный, высокопроницаемый, монолитный, однородный Заводнение НЗ, закачка щелочи, углекислого газа НЗ, ЭЦ, ПДС, полимеры, СО2, микроэмульсии, водогазовые смеси, ПДС и ГОК, СПГ, ОГС, ВДПС, ГОС+ОГС

Высоковязкая тяжелая нефть, вода пластовая с большим содержанием солей Глубокозалегающий, высокопроницаемый, слабопроницаемый Внутрипластовое горение, НЗ

Высокопроницаемый, слабопроницаемый, неглубокозалегающий НЗ, закачка пара, пароцик-лические обработки.

Наличие трещиноватости пластов или их предельная неоднородность вызывает быстрый прорыв рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование. Объем трещин не превышает 1,5-2 % от общего объема пор пластов, а гидропроводность их может достигать 60-80% от общей гидропроводности пластов [424, 425], поэтому в сильнотрещиноватых пластах при низком охвате рабочим агентом и малой дополнительной добыче

нефти наступает предел экономической рентабельности процесса, при неоправданных затратах.

Присутствие газовой шапки, высокой естественной или искусственной газонасыщенности какой-либо части пласта для всех технологий весьма неблагоприятно, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20-100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате, как и в трещиноватом пласте, происходит неэффективный расход рабочих агентов.

Высокое водосодержание нефтяного пласта (более 70-75 %) недопустимо для применения всех известных технологий увеличения нефтеотдачи по экономическим причинам, так как вытесняющая способность дорогостоящих агентов используется лишь на 25-30 %. Многие методы (горение, вытеснение паром, водорастворимыми ПАВ) неприменимы при нефтенасыщенности пластов менее 50 % просто из-за неокупаемости затраченных средств [427, 429]. Если основная часть остаточной нефти в пласте находится в заводненном объеме в рассеянном состоянии, то требуется применение методов, способных сделать ее подвижной (углекислый газ), а если большая часть остаточной нефти размещена в неохваченных слоях и прослоях, то требуются технологии, повышающие охват вытеснением (ЭЦ, ПДС, КДС, ВДС, полимеры, водогазовые смеси, щелочи). Поэтому нефтенасыщенность пластов перед началом применения технологий увеличения их нефтеотдачи является очень важным определяющим критерием. Требуется тщательное конкретное изучение нефтенасьпценности пласта, ее величины и степени распространения по объему залежей, охвата заводнением и степени вытеснения в заводненном объеме, прежде чем принять решение о применении той или иной технологии или процесса. Совершенно однозначно установлено: чем выше исходная средняя нефтенасыщенность пластов, тем выше абсолютный и относительный технологический и экономический эффект от любого увеличения нефтеотдачи пластов. [442-445]

Величина вязкости нефти — фактор очень важный и в большинстве случаев самый определяющий экономические критерии. Все физико-химические технологии, применяемые в совокупности с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти не более 150 мПа*с. Термические методы (вытеснение нефти паром, горение, пароциклические обработки) целесообразно применять при более высокой вязкости нефти, так как в этом случае достигается большой эффект снижения ее вязкости при нагреве. Однако при вязкости нефти более 1000 мПас и тепловые методы с обычной скважинной технологией уже нерентабельны [422, 425, 426, 428, 439, 440, 441]. Для залежей глубиной свыше 1000 м при такой высокой вязкости нефти требуется очень плотная сетка скважин (менее 1-2 га/скв.), что связано с большими затратами, расходами энергии и не всегда экономически оправдывается. В этих случаях при малых глубинах более целесообразной может оказаться термошахтная разработка.

Величина жёсткости и солености пластовой воды и воды, используемой для приготовления рабочего агента при использовании технологии увеличения нефтеотдачи пластов имеет важное значение. Часть физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи пластов снижает свою эффективность при высокой солености, особенно при большом содержании солей кальция и магния в пластовой воде, используемой для приготовления растворов, вследствие деструкции молекул, адсорбции химических реагентов, образования осадков, инверсии структуры и снижения вытесняющей способности растворов. Кроме того, для приготовления растворов любых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и биоорганизмы (бактерии), чтобы устранить условия для образования сероводорода в пласте, для разрушения растворов микроорганизмами и последующей коррозии оборудования. При тепловых методах эти свойства воды не имеют значения, если не считать, что для приготовления пара в парогенераторах также требуется чистая умягченная лишенная кислорода вода.

Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10%) противопоказано для большинства методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содержании глины в пластах физико-химические методы снижают свою эффективность вследствие большой адсорбции химических продуктов. Адсорбция химических реагентов пропорциональна удельной поверхности пористой среды, которая для алевролитов и полимиктовых коллекторов в 10-50 раз выше, чем для кварцевых песчаников [421, 422, 430, 438, 440]. В результате этого химические продукты выпадают из растворов, оседают в ближайшей окрестности нагнетательных скважин, а в основной части пласта нефть вытесняется обедненными растворами. Применение тепловых методов в высокоглинистых коллекторах, когда глина служит цементирующим материалом зерен породы, приводит к нарушению консолидации пластов и большому выносу песка в добывающие скважины.

Помимо указанных критериев, общих для всех технологий увеличения нефтеотдачи пластов, при выборе методов для конкретных геолого-физических условий того или иного месторождения необходимо руководствоваться следующими дополнительными частными критериями.

Вязкость нефти при вытеснении нефти углекислым газом должна быть меньше 10-15 мПас, так как при более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО2 с нефтью. Все известные промышленные опыты с углекислым газом проводились на месторождениях с меньшей вязкостью нефти [418, 420].

Пластовое давление должно быть более 8-9 МПа для обеспечения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью, которая повышается с увеличением давления.

Толщина монолитного пласта более 25 м снижает эффективность из-за проявления гравитационного разделения газа и нефти и снижения охвата вытеснением.

Вязкость нефти при нагнетании водогазовых смесей более 25 мПа с неблагоприятна для применения метода. Как и при обычном заводнении, происходит неустойчивое вытеснение нефти.

Большая толщина пласта способствует гравитационному разделению газа и воды и снижению эффективности вследствие уменьшения охвата вытеснением.

Температура пласта более 70 °С при полимерном заводнении приводит к разрушению молекул полимера и снижению эффективности воздействия. При проницаемости пласта менее 0,1 мкм процесс полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул.

В условиях повышенной солености воды и содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения (повышения вязкости) воды; полимеры биологического происхождения не нуждаются в этом ограничении.

Температура пласта более 70 °С недопустима при нагнетании большинства водорастворимых ПАВ по причине их разрушения, как и для полимера. Пласты с высокой смачиваемостью водой (гидрофильные) неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, поскольку их эффект направлен на повышение смачиваемости пористой среды [421].

Мицеллярные растворы обязательно применяются вместе с полимерными, то на них распространяются те же ограничения по температуре, проницаемости пласта и солености.

Мицеллярные растворы на основе нефтяных сульфонатов при большом содержании солей кальция и магния в пласте, вследствие ионного обмена этих солей с натрием в сульфонате, превращаются в высоковязкие эмульсии, резко снижающие проводимость пластов.

Вязкость нефти допускается не более 15 мПас, так как для выравнивания подвижности требуется повышать вязкость мицеллярного раствора за счет дорогостоящего компонента.

Продуктивные пласты могут быть представлены только терригенными, поскольку в карбонатных пластах содержится много ионов кальция и магния, которые разрушают нефтяные сульфонаты и мицеллярные растворы.

При вытеснении нефти горением вязкость нефти должна быть более 10 мПас, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточное содержание в ней кокса (асфальтенов).

При толщине пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм этот метод нецелесообразен из-за больших непродуктивных потерь тепла в кровлю и подошву залежи.

Требуется глубина залегания пласта более 150 м, чтобы обеспечить достаточную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.

При вытеснении нефти паром из пласта его толщина менее 6 м недопустима по экономическим соображениям, иначе процесс вытеснения нефти паром становится невыгодным из-за больших потерь тепла через кровлю и подошву залежи.

Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь тепла в стволе скважины, которые достигают 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважин.

Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2-0,3 мкм2, а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения потерь тепла в кровлю и подошву пласта.

Экономические показатели требуют от процесса, чтобы общие потери тепла в стволе скважин и в пласте не превышали 50 % от поданной на устье нагнетательной скважины энергии.

Таблица 5.2

— Условия применения технологий увеличения нефтеотдачи

Методы увеличения извлечения нефти Параметры пласта Характеристика нефти Характеристика пластовой воды Давление, МПа Температура, °С % текущей обводненности продукции Приемистость скважин, м3/сут Факторы, благоприятные для проведения метода Факторы, осложняющие применение метода

Тип коллектора Глубина залегания Прони-цае-мость, мкм2 Пористость, % Степень неоднородности Глинистость Карбо-натность Толщина пласта, м Плотность, кг/м3 Вязкость, мПас Состав Минерализация Насыщенность, пор.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

1. Гидродинамические (ГМУН)

1.1. Форсированный отбор (ФОЖ) терр. не огр. >0,1 >18 Неоднородный коллектор глин. <2 >5 <60 20 95 и выше на участках совершенствования системы заводнения

1.2. Вовлечение в разработку недренируемых запасов за счет: терр. карб. не огр. терр. >0,03 карб. >0,01 терр. >12,5 карб. >8 Неоднородный коллектор глин. <5 не огр. <50

- разукрупнение эксплуатационных объектов пласты с различ. коллект. св-ми (более 3 раз) глин. <5 не огр. не огр. значительный раздел между пластами раздел между пластами менее 3 м

- оптимизация плотности сетки скважин " " " не огр. не огр. не огр. для всех не огр. не огр. насел. пункты, санит. зоны, заповедники

- совершенствование системы поддержания пластового давления не огр. не огр. не огр. не огр.

1.3. Нестационар. (циклическ.) заводнение с изменением направления фильтрац. потоков жидкости в пластах (НЗ) терр. карб. не огр. терр. >0,03 карб. >0,01 терр. >12,5 карб. >8 неоднородная трещиноватость глин. <2 >1 <150 эффек. 10-30 не огр. <60 не огр. не огр. не огр. эффект повышается с увеличением неодн. пластов, содержащих нефть вязкостью 10-30 мПас; применим как на ранней, так и поздней стадиях расчлененность, наличие газовой шапки, невозможность в зимнее время

1.4. Барьерное заводнение на газонефтяных залежах для создания водного барьера, разделяющего основные запасы нефти и свободного газа

1.5. Ступенчато-термальное заводнение для разработки многопластовых залежей аномальных нефтей, содержащих большое количество растворенного парафина, смол, асфальтенов, имеющих температуру насыщения парафином, равную начальной температуре пласта.

2. Третичные МУН 2.1. Физико-химические методы

2.1.1. Закачка оторочек серной кислоты и продуктов на ее основе

- при первичном вытеснении нефти из терр. коллекторов терр. не огр. >0,2 умеренно неоднородный, карб. 0,1-1,5 % глин. <2% >2м до 30 необх. налич. асфальт., смол; аромат. УВ > 10-15% минерализация до 250 г/л <40 до 80% >100 заводнение внутриконтурное

- при разработке частично заводненных терр. коллекторов терр. не огр. >0,2 >0,2 умеренно неоднородный карб. 0,1-1,5% >3 до 30 необх. налич. асфальт., смол; аромат. УВ >10-15% минерализация до 250 г/л <40 до 80% заводнение внутриконтурное

- воздействие сернокислотными микроэмульсиями терр. не огр. 0,2441,6 >0,2 умеренно неоднородный карб. 0,1-1,5 % 3,7-38 30-80%

- закачка СНПХ-91 СНПХ-92 терр. >0,16 неоднородн. отсутствие трещин огран. содерж. карбон. >5 <60 асфальт. смол, аромат. УВ 10-15 % ограничен. содержание ионов Са и Mg <50 до 90% внутриконтурное заводнение

- СНПХ-9800 терр. >0,1 слоисто-неоднородный не огр. не огр. не огр. не огр. не огр. не огр. <100 >90% >200 ВНЗ, агрессивные пластовые воды.

- при разработке заводненных пластов путем последовательной закачки АСК и мела терр. не огр. >0,2 умеренно неоднородный, низкая расчлененность глин. <2% карб. не менее 0,1 % >2м не огр. до 30 необх. наличие асфальт. смол., аромат. УВ не < 10-15% до 250г/л <50 не огр. не огр. не более 95% >100 Заводненеие внутриконтурное, низкая расчлененность пластов

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

- при разработке ВНЗ терр. не огр. >0,2 порово-трещинов., трещиноватый карб. 0,1-1,5% >2 Не огр. >10 " " <40 не огр. не огр. не более 95% >150

2.1.2. Закачка больших объемов оторочек соляной кислоты терр. карб. не огр. Высокая минер. пластовых вод. Высокое содерж. ионов Ca и Mg

2.1.3. Вытесн. нефти водными растворами ПАВ (включ. ионные системы) терр. карб. не огр. 0,01 и более >17 неоднородный, отсутствие трещин глин. <5-10% до 15 >50 необх. наличие асфальт. смол до 150-200 г/л <30 <90 <95 >150 низкая остаточная нефтенасыщенность наличие газовой шапки

- применение водорастворимых ПАВ терр. не огр. >0,01 неоднородные пласты глин. <5-10% до 15 >50 до 150-200 г/л <30 <70 <95 >150 гидроф. пласты, высокая температура пластов, низкая остаточная нефтенасыщенность

- применение маслорастворимых НПАВ не огр. не огр. >0,01 неоднородные резко-слоистые пачки глин. <5-10% до 15 >50 до 150-200 г/л <30 <80 <95% >150

- применение композиций на основе маслорастворимых НПАВ не огр. не огр. >0,01 неоднородные резко-слоистые пачки глин. <5-10% до 15 >50 менее 150 г/л <30 <95% >150

2.1.4. Вытесн. нефти р-ми полимеров и др. загущающими реагентами терр. не огр. >0,1 неоднородные отсутствие трещин глин. <5-10% не огр. 10-100 огранич. сод. солей Са Mg минерализация 20 мг/л <30 <70-90 плотность сетки скв. <24га/скв наличие газовой шапки, повыш. соленость воды и содерж. солей Ca и Mg, повышен. темпер. пласта

- полимерное заводнение терр. >0,1 неоднородные отсутствие трещин глин. <510% не огр. 10-100 пресная <30 плотность сетки скв. <24га/скв наличие газовой шапки

- закачка сшитых полимерных систем терр. карб. >0,1 резко-неоднородные глин. <510% >10 любая система заводнения высокая послойная неоднородность повыш. солености воды и содерж. солей Ca и Mg, повышен. темпер. пласта

- технология повышения выработки слоисто-неод. пл. с применением эфиров целлюлозы терр. карб. не огр. >0,1 неоднородн. глин. <510% не огр. 4-300 не огр. 17-100 25-95 >200 любая система заводнения высокая послойная неоднородность не допускается нарушение цементного камня

- заводнение с применением эфиров целлюлозы со сшивателями терр. не огр. >0,1 высокая неоднородность глин. <5-10% 44-300 17-100 25-95 >300 любая система заводнения высокая послойная неоднородность повыш. соленость воды и содерж. солей Ca и Mg

2.1.5. Полимер.-дисперсные системы (ПДС) и др. блокир. водопроводящие системы терр., карб. >0,1 >0,17 высокая неоднородность глин. <10% не огр. 3-100 слаб. минер. <70 <95 >150 любая система заводнения При высокой температуре пласта и минерализации пластовых вод разрушается

- закачка полимер.-дисперсных систем (ПДС) терр. карб. не огр. >0,1 >0,17 послойная неоднородность глин. <10% не огр. 3-100 слаб. минер. <70 70-95 >150 любая система заводнения При высокой температуре пласта и минерализации пластовых вод разрушается

- закачка коллойдно-дисп. систем (КДС) терр. карб. не огр. высокая неоднородность глин. <10% слаб. минер. >70 >300

- закачка волокнис.-дисп. систем (ВДС, ВДПС) терр. карб. не огр. >0,2 >0,15 слоисто-неоднор. с наличием зон аномально высокой проницаемости не огр. не менее 3 (эфф. раб толщ.) не огр. не огр. не огр. не огр. не огр. не огр. не огр. >70 >30 м3/сут, на 1 м мощн. пласта слоисто-неодн. по прониц. пл. с числом прослоев > 2 и коэф. (неоднородн. по прониц.) от 1,5 до 2,5 негер. цем. кольца, отсут. источника воды (техн.) на расст. (с плечом) 20-25 км (удор.) работы, наруш технол.)

- закачка обратных эмульсионных систем (ЭС, ЭСС) терр. карб. не огр. >0,1 слоисто-неоднор. с наличием зон аномально высокой проницаемости глин. <10% >4 не огр. не огр. не огр. слаб. минер. не огр. не огр. не огр. >70 >30 м3/сут, на 1 м мощн. пласта слоисто-неодн. по прониц. пл. с числом прослоев >2 и коэф. (неоднородн. по прониц.) от 1,5 до 2,5 негер. цем. кольца, отсут. источника воды (техн.) на расст. (с плечом) 20-25 км (удор.) работы, наруш технологии)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

- закачка систем с кольматирующими наполнителями на основе сульфатно-содовых составов (ССС) - закачка силикатно-мучной композиции (СМК) терр. карб. терр. карб. не огр. не огр. >0,2 >0,2 >0,20 >0,20 слоисто-неоднородные с наличием зон аномально высокой проницаемости слоисто-неоднор. с наличием зон аномально высокой проницаемости глин. <10% глин. <10% >6 >3 не огр. не огр. не огр. не огр. не огр. не огр. слаб. минер. слаб. минер. не огр. не огр. не огр. >70 >70 до 500 250 Высокая послойная неоднородность с наличием пропластков с высокой проницаемостью-суперколлекторов), наличие остаточных запасов Высокая послойная неоднородность с наличием пропластков с высокой проницаемостью-суперколлекторов), наличие ост. запасов негер. цем. кольца, отсут. источника воды (техн.) на расст. (с плечом) 20-25 км (удор.) работы, наруш технологии) негер. цем. кольца, отсут. источника воды (техн.) на расст. (с плечом) 20-25 км (удор.) работы, наруш технологии)

- закачка гелеобразующиго состава с наполнителем на основе мела и древесной муки (ГОС-1АС) терр. карб. не огр. >0,2 >0,20 слоисто-неоднор. с наличием зон аномально высокой проницаемости глин. <10% >4 не огр. не огр. не огр. слаб. минер. >60 250 Высокая послойная неоднородность с наличием пропластков с высокой проницаемостью-суперколлекторов), наличие остаточных запасов негер. цем. кольца, отсут. источника воды (техн.) на расст. (с плечом) 20-25 км (удор.) работы, наруш технологии)

- закачка структурообразных составов ДНПХ-1 и ДНПХ-3 терр. не огр. высокая неоднородность глин. <510% пресная >400 примен. на участках, где закачивалась пресная вода.

- закачка оторочек с ПДС с гелеобразующим компонентом (ГОК) терр. до 2000 >0,15 высокая послойная и зональная неоднородность глин. <510% минер. давление на устье 10 МПа до 80 >70 250 при всех методах заводнения

- закачка полимер-органических суспензий терр. >0,1 повышенная неоднородность глин. <5-10% минер. любая 20-95 50-95 >250

- закачка тонко дисперсных активиз. суспензий терр. 0,20,16 глин. <5-10% <50 20-95 50-95 500

- закачка копозиц. системы на основе биополимера глин. <5-10% до 50 высок. Высокотемпературные пласты

-термоглеобразующие композиции на основе хлорида алюминия и карбамида (РВ-3П-1, ТермоГОС,Термогель). Терр. Более-2500м >0,1 >0,20 слоисто-неоднор. с наличием зон аномально высокой проницаемости глин. <10% >6 не огр. не огр. не огр. слаб. минер. > 80 60-85 >100 Высокотемп. пласты, примен. при всех методах заводнения Высокая послойная неоднородность, наличие остаточных запасов негер. цем. кольца, отсут. источника воды (техн.) на расст. (с плечом) 20-25 км (удор.) работы, наруш технологии)

2.1.6. Методы ограничения водопритока и гидрофобизац. ПЗП

2.6.1.1. Технология применения силикатов для регулирования выработки обводненных пластов терр. карб. не огр. слоисто-неоднор. с нал. зон с аномально высокой проницаемостью глин. <10% не огр. 80-95

- силикат-полимерная гель терр. карб. не огр. слоисто-неоднор. с нал. зон с аномально высокой проницаемостью глин. <10% не огр. 20-60 80-95 >100 заводнение пресной или слабомин. водой

- жидкое стекло с гипаном глин. <10% любого типа с плотн. 1,02 г/см3

- кремнийорганический продукт терр. карб. не огр. глин. <5% не огр. не огр. <45 до 80 90 и более

2.1.6.2. Гидрофобизация ПЗП. Новые технологии гидрофобизации ПЗП не огр. неоднородные глин. <5-10% не огр. не огр. не огр. не огр. 20-30

- применение гипана и композиций на его основе глин. <10% не огр.

- закачка композиции НПХ-8500 глин. <10%

- закачка композиции НПХ-8700 глин. <10%

- закачка композиции СНПХ-9630 карб. не огр. неоднородные глин. <10% мин. >15 г/л значительная остаточная нефтенасыщ. 20-40 80 и выше отсутствие перед закачкой обработки высоковязких систем

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

- применение вязкоупругих систем (ВУС) терр. карб. не огр. >0,05 высокая неоднородность с наличием невыработанных нефтяных зон глин. <10% >20 любая 20-90 50-90 >30 на поздней стадии разработки внутриконтурное заводнение отсутствие хорошей гидродинамич. связи между экспл. и нагн. скв.

- закачка гидрофобизи-рующих составов с резиновой крошкой терр. карб. трещиноватый глин. <10% высок. >20 м3/сут. при Р=5МПа

2.1.7. Применение сернокисл. алюминия терр. высок. слоистость пресная 20-60 первоначал. <100

2.1.8. Воздействие оторочки смачивателя

2.1.9. Вытеснение нефти щелощными растворами и композициями на их основе терр. карб. >0,1 неоднородный отсутствие трещин глинист. 5-10 % не огр. <100 наличие орган. кислот содержание ионов Са до 0,025 <60 не огр. не огр. 50-95 >250

- заводн. с примеением. щелощных стоков производс. капролактама (ЩСПС) с алюмохлоридом терр. 0,2-1,6 высокая неоднородность глин. <10% не огр. 1-50 >40 70-98 >250 нельзя применять в скважине, где провод. работы по герметизации эксплуатац.колонн

- закачка ЩСПС с соляной кислотой терр. 0,2-1,6 неоднородность глин. <10% 1-50 200

- закач. щелоч. полимер-сусп. композиции терр. карб. >0,01 значительная неоднородность глин. <10% не огр. 20-95 50-95 250

2.1.10. Черед закачка нефти и воды

2.1.11. Мицеллярно-полимер. заводнение терр. >0,01 однородный огранич. содерж. карбон. не огр. тяжелая <50 мин. 1,5 г/м3 огранич. содержание Са и Mg до 70 65-90 плостность сетки скважин <16 га/скв неблагоприятно наличие газовой шапки

2.1.12. Применение комбинированного воздействия терр. карб. >0,01 слоисто-неоднородный <10% <30 65-90

2.1.13. Системное техн. воздействие на пласт терр. карб. >0,01 слоисто-неоднородный <5% <10 65-90 однородный пласт, ВНЗ

2.1.14. Физико-химическое циклическое воздействие терр. карб. не огр. >0,01 высокая послойная неоднородность по проницаемости <2% <10 65-90 Однородный пласт, ВНЗ

2.2.1. Физические методы. -воздействие физическими полями

- сейсмоакустическое воздействие терр. карб. не огр. >0,1 неоднородный <5% <20 не более 5060%

- гидроакустическое воздействие терр. карб. <5000 >0,1 >5% плотные низкопроницаемые <2% <20 повыш. пласт. давления. 50-60% рекомендуется в скважинах, где ухудшились коллекторские свойства. Высокий СКИН, высокая проницаем. неоднородность высокая обводненность более 95%, низкая ост. нефтенасыщ., низкие пластовые давления

- акустохимическое воздействие терр. карб. <5000 >0,1 неоднородн. глин. <5% <10 повыш. пласт. давления не более 5060% рекомендуется в скважинах, где ухудшились коллекторские свойства. Высокий СКИН высокая обводненность более 95%, низкая ост. нефтенасыщ., низкие пластовые давления

- вибровоздействие терр. карб. <5000 >0,1 трещиноватые пласты с неравномерно расположенными вертикальными трещинами глин <5% не огр. <10 не огр. не огр. не огр. повыш. пласт. давления не более 5060% рекомендуется в скважинах,. где ухудшились коллекторские свойства. Высокий СКИН, высокая проницаем.неоднородность высокая обводненность более 95%, низкая остаточная нефтенасыщенность, низкие пластовые давления

2.2.2. Система разработки с горизонтальными скв. терр. карб. трещин. плас. с неравномерн. распол вертикальными трещинами 1 - естественно- трещиноватые пласты с неравномерным расположением вертикальных трещин; 2 - малопроницаемые пласты; 3 - непроницаемые пласты; 4-водоплав. и нефтегаз. залежи вязкой нефти и битума; 5 -контитентальный шельф; 6 - охранная зона; 7 -истощенные залежи с применением третичных МУН

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

- бурение горизонтальных и разветвлетвленных гориз. скв. (ГС и ПГС) терр. карб. не огр >0,1 повыш. ФЕС тонкие продуктивные пласты малоприницаемые глин <10% не огр. не огр. <10 не огр. не огр. не огр. повыш. пласт. давления не более 5060% зональная неоднородность, высокие ост. запасы, не охв. дренированием зоны ВНЗ, газовая шапка, высокая обводненность, низкая ост. нефтенасыщ., низкие пластовые давления

- бурение горизонтальных стволов на старом фонде скв. терр. карб. Не огр >0,1 Повыш. ФЕС Высокопродуктные относительно однородн пласты глин <10% не огр. не огр. <10 не огр. не огр. не огр. Повыш. пласт. давления не более 5060% зональная неоднородность, высокие ост. запасы, не охв. дренированием зоны ВНЗ, газовая шапка, высокая обводненность, низкая ост. нефтенасыщ., низкие пластовые давления

- забуривание вторых стволов на ранее пробуренных скважинах терр. карб. Не огр > 0,1 Повыш. ФЕС Высокопродуктивные относительно однородные пласты глин <10% не огр. не огр. <10 не огр. не огр. не огр. Повыш. пласт. давления не более 5060% зональная неоднородность, высокие ост. запасы, не охв. дренированием зоны ВНЗ, газовая шапка, высокая обводненность, низкая ост. нефтенасыщ., низкие пластовые давления

2.2.3. Электромагнитное воздействие терр. карб. Не огр >0,1 неоднородные глин <2% не огр. не огр. не огр. не огр. не огр. не огр. Повыш. пласт. давления не более 5060%

2.2.4. Гидроразрыв пласта терр. не более 3500 0,0010,2 плотный не проницаемый глинист. <10 % 2-15 высок эффек. в пластах с выс. нефтенас., невыс обвод. и газовым фактором. не должно быть близко очагов или линии нагн. скв. не должна быть связана с истощ. пластом

2.3. Тепловые методы

2.3.1. Паротепловое воздействие (ПТВ) терр. карб. 901200 >0,1-0,2 18 однородный отсутствие трещин глинист. 5-10 % >6 >50 налич. легк. ком. <50 не огр. 30-90 плотн. сет. скв. 6 га/скв

2.3.1.1. Сухой пар

2.3.1.2. Влажный пар

2.3.2. Пароциклические обработки призабойных зон в добывающих скв. (ПТОС) терр. карб. <1500 >0,05 неоднородный, отсутствие трещин глинист. 5-10 % >6 >30 <50 не огр. 100 15-35 возм. на залежах с низким пл. давлением низкая прониц. и высокодебитн. обводн. скв., высокая глинистость

2.3.3. Внутрипластовое горение (ВГ) терр. карб. до 2000 >0,1 терр. >20% карб. >10% малая неоднорность, отсутвие трещин не огр. содерж. глин. 3-20 <10 огр. содерж. серы <60 не огр. не долж. превыш. горное не бол. 90 % 10-60 плотн. сетки скв. <16 га/скв. низкая порист.трещиноватость,

2.3.3.1.Сухое внутрипластовое горение (СВГ) терр. карб. до 2000 >0,1 терр. >20% карб. >10% малая неоднородность, отсутствие трещин >20-30 низкая порист.трещиноватость

2.3.3.2. Влажное внутрипластовое горение (ВВГ) терр. карб. до 2000 >0,1 терр. >20% карб. >10% малая неоднородность, отсутствие трещин >10 низкая порист.трещиноватость

2.3.3.3. Сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ) терр. карб. до 2000 >0,1 терр. >20% карб. >10% малая неоднородность, отсутствие трещин низкая порист.трещиноватость

2.3.4. Вытеснение нефти гор. водой терр. карб. <1500 >0,1 18 однородный, отсутствие трещин не огр. >3 5-30 <50 не огр. до 30 низкая пористость, трещиноват

2.3.5. Комбинированная технология теплового воздействияя. терр. карб. до 2000 >0,1 неоднородный высок. >10

2.4. Газовые методы

2.4.1. Воздействие газа высокого давления терр. >1000 до 0,1 однородный, отсутствие трещин не огр. до 15 <5 огр. сод. смол, асф. не огр. <50 выше давл. насыщ. до 30 трещин., неод., налич. своб. газа

2.4.1.1. Воздейств. УВ газом терр. >1000 >0,005 однородный, отсутствие трещин не огр. до 15 <5 лег. неф. не огр. <60 выше давл. насыщ. трещин., неод., налич. своб. газа

2.4.1.2. Возд. азотом терр. >1000 <0,1 однородный, отсутствие трещин не огр. до 15 820-910 лег. неф., огр. асф. и смол не огр. <50 выше давл. насыщ. до 30 трещин., неод., налич. своб. газа

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

2.4.1.3. Воздействие дымовыми газами терр. карб. >700 >0,005 не огр. однородный, отсутствие трещин не огр. до 15 820-910 <5 не огр. <50 выше давл. насыщ. не огр. не огр.

2.4.2 Водогазовое воздействие терр. карб. >0,03 однородный, отсутствие трещин не огр. до 15 <25-30 не огр. не огр. <40 выше давл. насыщ. >40 до 60 трещ., неоднород. больш. тол. пласта ухудш. эффект.

2.4.3. Воздействие двуокисью углерода терр. >1000 >0,03 однородный, монолитный, отсствие трещин глинист. не огр. до 15 <60 огранич. содерж. смол, асфальтенов огранич. содер. солей Ca и Mg <50 более 8-9 МПа до 80 Низкая вязкость нефти трещиноват., наличие своб. газа, большая толщина монолитного пласта более 25м

2.4.4. Метод смешанного вытеснения не огр. >0,05 однородный, отсутствие трещин до 15 до 100 огранич. содерж. смол, асфальтенов огр. содер. солей Ca и Mg <40 выше давл. насыщ.

2.5. Микробиологические методы терр. карб. не огр. до 0,3 не менее 20 однородный глинист. <2% >15 830-950 <50 содерж. серы 90% <70 до 90% Высокая минерализация пл. вод, повыш. темпер. пласта

2.5.1. Мелассная технология терр. не огр. >0,1 21-25 однородный глинист. <2% минерализ. не > 7090%; содерж. серовод. не > 30-80 мг/л необходимо наличие в призаб. зоне углеводородоокисл. метано-образ. микроорганизмов

2.5.2. Технология активизация пластовой микрофлоры терр. >0,01 >17 Однородный пласт глинист. <2% необход. налич. аромат. УВ сероводор. не > 30-80 г/л; сульфат. не < 300 мг/л

- Нестационарное заводнение с оптимизацией давления нагнетания терр. не огр. >0,01 >12,5 зональная и послойная неоднородность глинист. <5% >4 <150 <60 наличие остаточных запасов

3. Методы интенсификации добычи нефти

- Кислотные составы (МКС-2) терр. не огр. >0,01 Карб/ >12% >4 не огр <30 <40 >100

- технология Гелий, HCL + ИВВ-1 + HF + Борная кислота терр. не огр. >0,05 Карб/ >12% >4 не огр <30 <40 >100

- технология Элтинокс терр. не огр. >0,05 Карб/ >12% >4 не огр <30 <40 >100

- Глинокислотные составы (ГКО) терр. не огр. >0,05 глинист. >15% >3 не огр <30 <20 >100

Ограничения в применении вытеснения нефти раствором щелочи минимальные. Эффективность применения технологии зависит, прежде всего, от состава пластовой нефти. Технология неприменима, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти) — 0,5 мг/г.

Применение щелочных растворов не ограничивается температурой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химических методов щелочные растворы вполне применимы при температурах до 150-200°С, а также в карбонатных пластах.

В таблице 5.2 приведены критерии применимости различных технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

Из большого числа разрабатываемых, испытуемых и тиражируемых технологий увеличения нефтеотдачи пластов выделяются гидродинамические; физико-химические; биогеотехнологические; термические. К

гидродинамическим относятся измерение направления фильтрационных потоков и применение скважин с горизонтальными стволами. К физико-химическим относятся вытеснение нефти композициями и микроэмульсионными системами на основе НПАВ, воздействие силикатно-щелочными растворами на высокообводненных пластах с неоднородными коллекторами, применение композиций на основе полиакриламида, использование межфазных катализаторов для извлечения остаточной нефти, вытеснения нефти углеводородными газами, водогазовыми смесями, оторочками диоксида углерода, виброволновое воздействие на пласт. К биогеотехнологическим - закачка биоцида и биореагентов (биополимера, активного ила). Каждой из перечисленных групп соответствует своя область использования, регламентируемая исходными геолого-физическими и физико-химическими свойствами пластовой системы, обеспеченностью реагентами, технологическими и технико-экономическими показателями процессов.

По назначению методы закачки ПАВ, МФК, УВ газов, водогазовых смесей, диоксида углерода направлены, главным образом, на увеличение

коэффициента вытеснения нефти из породы-коллектора, а применение полимерных систем, силикатно-щелочных составов, биоцида, биореагентов, виброволнового воздействия - на увеличение коэффициента охвата пласта вытеснением.

В таблице 5.2 представленные критерии получены в результате обобщения ОПР эффективного применения технологий увеличения нефтеотдачи [416, 427, 431-433, 435, 438, 444]. Анализируя данные табл. 5.2 и сравнивая с ними геолого-физические характеристики и особенности состояния разработки, рассматриваемых объектов полигонов и их групп, можно предварительно сделать следующие выводы о применении технологий нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири:

Для залежи объекта-полигона группы 1 основной проблемой является высокая обводненность добываемой жидкости и низкая эффективность существующей системы заводнения. Перспективы, связанные с решением этих проблем заключаются в применении потокорегулирующих технологий, и в некоторых случаях в зарезке боковых стволов (при условии технической возможности).

Анализируя геолого-физическую характеристику этого объекта с учётом критериев применимости технологий увеличения нефтеотдачи рекомендуется при регулирвании потоков применять ПДС, КДС. С целью прогноза технологической эффективности предложенных методов выполнено математическое моделирование процесса нефтеизвлечения с их применением [420, 423, 424, 434, 436, 437, 444]. Прогноз проводился с использованием программного комплекса «ОИ+». В результате применения методов величина КИН по залежам объекта-полигона группы 1 дополнительно увеличится на 2,33,1 пунктов (таблица 5.3). При этом необходимо отметить, что применение методов (ПДС и КДС) предполагается осуществлять вплоть до окончания эксплуатации залежей.

Таблица 5.3 — Рекомендуемые методы увеличения нефтеотдачи на объектах-полигонах выделенных групп и прогноз их технологической

эффективности

Прогноз

Номер группы Рекомендуемые методы и технологии увеличения

объекта-полигона увеличения нефтеотдачи нефтеотдачи, пункты

зарезка боковых стволов 2,6

1 технологии ПДС 2,3

КДС 3,1

технология ВУС 2,2

2 применение НПАВ 1,7

воздействие УВ 2,1

воздействие дымовыми газами 1,8

избирательно-очаговое заводнение 2,6

3 бурение БС и БГС 2,8

технология ММЦ 2,4