Обоснование применения технологий по выравниванию профиля приемистости на поздней стадии разработки нефтяных месторождений: на примере месторождений Среднего Приобья тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Жуков, Роман Юрьевич

• Жуков, Роман Юрьевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Жуков, Роман Юрьевич

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И МЕТОДЫ PIX РЕШЕНИЯ (на примере 9 месторождений Мегионского региона)

1.1 Состояние разработки месторождений Мегионского региона, находящихся на поздней стадии разработки

1.2 Технологии выравнивания профиля приемистости, применяемые на месторождениях Западной Сибири

2 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ И ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

2.1 Оценка технологической эффективности работ по выравниванию

профилей приемистости нагнетательных скважин

2.1.1 Формирование участка ВПП

2.1.2 Выбор реагирующих скважин

2.1.3 Учет реальной промысловой обстановки при оценке эффективности работ по ВПП

2.1.4 Подготовка исходных баз данных

2.1.5 Расчет технологической эффективности

2.1.6 Формирование расчетных данных

2.1.7 Построение аналитических графиков

3 СОЗДАНИЕ ИНФОРМАЦИОННО-АНАЛИТИЧЕСКОГО БАНКА ДАННЫХ ОБРАБОТОК НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МЕГИОНСКОЙ ГРУППЫ

3.1 Обоснование структуры банка данных

3.2 Методика анализа банка данных

3.3 Общий анализ работ по ВПП выполненный в 2005-2011 гг. на месторождениях Мегионской группы, находящихся на поздней

стадии разработки. Алгоритм выбора участков

4 ВЫБОР НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ВПП ДЛЯ

КОНКРЕТНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ

4.1 Оценка наиболее эффективных технологий ВПП

4.2 Обоснование диапазона геолого-физических параметров пластов, обеспечивающих максимально возможную технологическую эффективность

4.3 Анализ применения технологий ВПП в условиях низкопроницаемых пластов юрских отложений

4.4 Определение эффективного объема закачки химических композиций технологий ВПП

4.5 Методика прогноза технологической эффективности технологий ВПП на основе созданного информационно-аналитического банка данных

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ЛИТЕРАТУРА

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование применения технологий по выравниванию профиля приемистости на поздней стадии разработки нефтяных месторождений: на примере месторождений Среднего Приобья»

ВВЕДЕНИЕ

Низкая рентабельность добычи нефти на поздней стадии во много связана с невысокой эффективностью существующих систем заводнения нефтяных пластов. Закачка воды в качестве вытесняющего агента не обеспечивает желаемых темпов добычи нефти, добываемая продукция быстро обводняется, при этом на закачку воды тратится огромное количество энергии.

В настоящее время одним из немногих способов, позволяющих ускорить доизвлечение остаточных запасов нефти и уменьшить закачку воды, является широкомасштабное внедрение различных геолого-технических мероприятий, основанных на изоляции промытых высокопроницаемых зон пласта и ограничения отбора воды [1].

Применение технологий, направленных на выравнивание профилей приемистости (ВПП), перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции является одним из направлений повышения технико-экономических показателей разработки, особенно при разработке месторождений на поздней стадии, характеризующейся отбором большого количества попутной воды.

Понимание сущности применения и оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи и технологий обработок призабойной зоны (ОПЗ) скважин с учетом стадии разработки, а также определение наиболее эффективных из них в конкретных геолого-физических условиях и их оптимальных параметров применения является необходимой и актуальной проблемой отрасли, которая требует решения применительно к каждому конкретному месторождению.

Большинство месторождений Западной Сибири, в том числе месторождения Среднего Приобья, в настоящее время находятся на поздней стадии разработки, а вновь вводимые месторождения приурочены к сложно-построенным низкопроницаемым коллекторам, что значительно осложняет процесс добычи нефти и требует особых подходов для увеличения уровня добычи нефти и снижения динамики обводненения. При этом стоит отметить, что с подобными проблемами в настоящее время сталкиваются все без исключения крупные нефтяные компании страны. '' > -

Характерным примером сложившихся условий, являются месторождения Нижневартовского и Сургутского районов.

Анализ выработки запасов данных месторождений показывает, что к настоящему времени остаточные запасы относятся преимущественно к категории трудноизвлекаемых. В связи с этим, основной целью работы являлось определение наиболее эффективных технологий химического воздействия на пласты для конкретных геолого-физических условий, оценка технологической эффективности и разработка рекомендаций по их последующему применению для повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Исследования, изложенные в данной работе, были выполнены применительно к условиям Мегионского, Ватинского, Северо-Покурского, Аганского, Тайлаковского и др. нефтяных месторождений, являющихся характерными для данного региона.

Цель работы: Обоснование методики выбора наиболее эффективных технологий ВПП и их параметров для повышения эффективности разработки месторождений Среднего Приобья, находящихся на поздней стадии разработки, с учетом конкретных геолого-физических условий.

Основные задачи исследования:

1. Обобщение и анализ основных проблем разработки месторождений Среднего Приобья, находящихся в завершающей стадии разработки.

2. Оценка эффективности применения различных технологий ВПП в условиях месторождений Среднего Приобья.

3. Определение наиболее эффективных технологий ВПП.

4. Анализ применения технологий ВПП в условиях сложно-построенных низкопроницаемых коллекторов.

5. На основе полученных результатов, разработка методики прогноза технологической эффективности технологий ВПП для условий месторождений Среднего Приобья.

Основные методы решения поставленных задач

1. Теоретическое обобщение и анализ современной научно-технической литературы.

2. Анализ геолого-промысловых данных месторождений района работ.

3. Расчетный метод с использованием характеристик вытеснения.

4. Статистический анализ эффективных технологий ВПП.

Научная новизна диссертационной работы

1. Предложена новая методика выбора наиболее эффективных технологий ВПП и их параметров, на основе которой разработан стандарт ОАО «ВНИИнефть», раздел которого включен в стандарт предприятия ОАО «СН-МНГ».

2. Определены наиболее эффективные технологии ВПП для пластов с различной проницаемостью месторождений Среднего Приобья, в том числе низкопроницаемых коллекторов после ГРП.

3. Обоснован оптимальный диапазон геолого-физических параметров, обеспечивающий максимально возможную технологическую эффективность работ по ВПП и определены оптимальные объемы закачки химических композиций технологий ВПП для условий месторождений Среднего Приобья.

4. Предложена методика прогноза дополнительной добычи нефти при применении различных технологий ВПП для условий пластов группы АВ, БВ, ЮВ.

Практическая ценность работы

1. Автором обобщен опыт применения комплекса технологий ВПП, реализуемого на месторождениях Среднего Приобья. Продолжено исследование применения адресных технологий воздействия для нефтяных месторождений, вступивших в заключительную стадию разработки.

2. В результате проведенных исследований автором определены эффективные технологии физико-химического воздействия на призабойную зону скважин месторождений Мегионской группы, создан информационно-аналитический банк данных обработок нагнетательных скважин.

3. Обоснованы принципы и рекомендации по подбору участков и технологий с целью ВПП.

4. Разработан методический документ «Методика выбора и исключения реагирующих добывающих скважин от мероприятий по ПНП (ВПП) и оценки технологического эффекта», являющийся основой для выделения участков воздействия и составления адресных "Программ работ".

5. Основные результаты, полученные автором в ходе выполнения работы, использованы для планирования и проведения работ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на месторождениях Мегионской группы.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Методика выбора наиболее эффективных технологий ВПП и их параметров для повышения эффективности разработки месторождений Среднего Приобья.

2. Обоснование оптимального диапазона геолого-физических параметров пластов, обеспечивающих максимально возможную технологическую эффективность работ каждого вида технологии по ВПП.

3. Условия применимости вязко-упругих составов на скважинах с проведенным ГРП в пластах, характеризующихся низкими фильтрационными свойствами.

4. Методика прогноза дополнительной добычи нефти при применении технологий ВПП.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и основные результаты докладывались и обсуждались:

— на заседаниях научно-технического совета ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;

— на втором, третьем и четвертом Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Москва, 2009 г, 2011 г., 2013 г.;

— на V научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия». Москва, РГУ нефти и газа им. Губкина, 2010 г.

— на научных семинарах Центра ПНП и секции Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК Минобразования и науки РФ. Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»).

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, содержащего основные результаты и выводы. Общий объем работы составляет 127 страниц, в том числе 20 таблиц, 47 рисунков. Список литературы включает 65 источников.

Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н. Кряневу Д.Ю.; д.т.н., профессору Жданову С.А.; к.т.н. Крикунову Н.В. за помощь в процессе написания диссертации. Также автор благодарит сотрудников Центра ПНП ОАО «ВНИИнефть» за помощь и многолетнюю поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы.

Важную роль при обсуждении работы, в конструктивной критике и оказании ценных советов сыграли: д.т.н. Петраков A.M., к.х.н. Старковский A.B., к.т.н. Рогова Т.С., а также к.х.н. Макаршин C.B.

Автор выражает свою признательность сотрудникам ОАО «СН-МНГ» за предоставленную информацию и содействие при организации опытно-промышленных работ.

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И МЕТОДЫ ИХ РЕШЕНИЯ (на примере месторождений Мегионской группы)

Западная Сибирь - крупнейшая нефтегазоносная провинция, выделенная на территории России. Здесь открыто около 500 нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, содержащих 73% текущих разведанных запасов нефти России [2]. Отличительной особенностью сырьевой базы ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции является наличие большого числа уникальных и крупных месторождений с высокой концентрацией запасов, таких как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское и др. Приуроченность основных запасов к высоко и среднепроницаемым коллекторам, высокая продуктивность месторождений, преобладание легких, малосернистых, средней вязкости нефтей являются благоприятными факторами. За все время в Западной Сибири добыто более 6,5 млрд. т нефти. Добыча нефти по Западной Сибири росла очень быстрыми темпами. Рост добычи нефти в западной Сибири продолжался с 1964 по 1988 г., когда ее уровень достиг 415 млн.т (включая конденсат). В 19831990 гг. в Западной Сибири добывалось в среднем по 1 млн. т нефти в сутки (с конденсатом). Динамика роста добычи нефти была неравномерной (рис. 1.1). Так, с

лет добыча нефти удвоилась. Но с 1989 г. началось ускоренное падение объема нефтедобычи и за 1989-1992 гг. уровень добычи снизился более чем на 150 млн.т. Однако и в этих условиях регион занимал ведущее место в России по объему годовой добычи нефти - 70%. В последующий период удалось существенно нарастить добычу нефти (с конденсатом): в 2006 г. - до 338,6 млн.т, в 2008 г. -332,8 млн.т, причем около 90% этой добычи приходится на ключевой район ХМАО-Югру, 8% - наЯНАО и т.д. [3].

Вместе с тем в нефтедобывающей промышленности развиваются и проблемные тенденции - негативное изменение структуры сырьевой базы нефтедобычи в сторону ее ухудшения. Это снижение объёмов прироста запасов нефти, ухудшение качества остаточных запасов при увеличении доли трудноизвлекаемых, поздняя стадия разработки большинства крупных месторождений.

Обобщенными показателями состояния базы нефтедобычи являются динамика величины текущих запасов промышленных категорий и изменение кратности запасов добыче. Для Западной Сибири было характерно последовательное увеличение текущих запасов, что определялось постоянным превышением прироста запасов над добычей нефти. В последние годы темп роста запасов промышленных категорий резко снизился.

В целом Западная Сибирь располагает более 60% всех разведанных запасов нефти, из ее недр извлекается порядка 70% всей добываемой в России нефти. Основную часть разрабатываемых и вводимых в освоение запасов нефти составляют трудноизвлекаемые, доля которых составляет более 70% (рис.1.2). Частично они вовлечены в разработку, частично - остаются неосвоенными.

Основную нагрузку в добыче нефти в течение длительного периода несли и по-прежнему несут высокопродуктивные залежи неокомского нефтегазоносного комплекса, что ведет к их опережающему истощению. Основными показателями динамики качества разрабатываемых запасов нефти являются степень выработки запасов и связанные с ней обводненность добываемой нефти и дебиты скважин, а также динамика темпов отборов запасов.

Рисунок 1.2 - Доля трудноизвлекаемых запасов нефти в России

Выработанность запасов, введенных в разработку, в целом составляет около 50% и сильно дифференцирована для разных месторождений и залежей. Степень выработанности Самотлорского месторождения-68%, Мамонтовского-79%, Федоровского-67%. При этом самые лучшие по своим характеристикам, как залежь БВ8 Самотлорского месторождения, выработана более чем на 90%. Форсированный отбор запасов из наиболее высокопродуктивных залежей привел к последовательному накоплению на балансе трудноизвлекаемых запасов. Возросла обводненность добываемой нефти с 56% 1985г. до 72% 1990г. и до 86% 2010г. [3].

Особенностями строения залежей нефти месторождений Западной Сибири, в частности Среднего Приобья являются наличие обширных зон с неоднородным и пониженным нефтенасыщением коллекторов продуктивных пластов, высокой проницаемостной неоднородностью коллекторов как по разрезу так и по простиранию. Выделяются зоны с пониженными фильтрационными свойствами пород, затрудняющими гидродинамическую связь между отдельными участками залежей. Названые факторы, а также высокая расчлененность пластов, осложнили процесс разработки месторождений на всех стадиях.

Таким образом, в результате анализа опубликованных источников и производственных данных месторождений Среднего Приобья усматриваются

геологические и технологические особенности, определяющие полноту выработки запасов нефти.

Геологические:

1. Залежи нефти характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью пластов, вызывающей преимущественную выработку высокопроницаемых зон и участков пласта.

2. Имеется большой процент трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам (проницаемость менее 0,05 мкм ) и коллекторам с выработкой свыше 80%.

3. Проницаемость пород-коллекторов в Среднего Приобья варьирует в широком диапазоне значений (от 1 до 5000-10' мкм) и зависит от гранулометрического состава пород.

Детальное изучение коллекторов показало, что во многих случаях, несмотря на одинаковые или близкие глубины залегания отложений, гранулометрический, минеральный состав терригенного песчано-алевролитового материала и количественное содержание глинистого цемента, коллекторские свойства пород существенно различны. Их проницаемость изменяется при этом от десятков до сотен миллидарси.

4. Опережающее обводнение продукции скважин, вызванное как геологическими особенностями строения коллекторов (значительная расчлененность), так и технологическими аспектами процесса разработки (не всегда обоснованное проведение ГРП, форсированный отбор и т.д.).

Технологические:

1. Большинство месторождений вступило в позднюю стадию разработки.

2. В пределах залежей имеется большой фонд бездействующих и остановленных скважин.

3. В основном добыча нефти осуществляется за счет проведения ГТМ на старом фонде скважин.

Большинство нефтяных месторождений Среднего Приобья в настоящее время вступили в завершающую стадию разработки, характеризующуюся низкими, медленно снижающимися уровнями добычи нефти и высокой обводненностью продукции скважин.

Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии связана с необходимостью решения ряда сложных задач, обусловленных неопределенностью распределения остаточных запасов по пласту, высокой обводненностью добываемой продукции, отсутствием достоверной информации об изменении свойств коллектора и пластовых флюидов в предыдущий период разработки. Существенным ограничивающим фактором является также стареющий фонд скважин и нефтепромысловое оборудование, нельзя не учитывать и ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта с увеличением периода разработки.

Однако, кроме вышеперечисленных объективных факторов, осложняющих разработку месторождения на поздней стадии и связанных с естественными процессами выработки запасов, на практике имеют место и осложнения субъективного характера, возникающие, как правило, из-за отклонений в системах разработки от проектных решений на поздней и предыдущей стадиях. К таким факторам можно отнести формирование большого фонда простаивающих скважин, изменение порядка ввода и вывода скважин из эксплуатации, недостаточный контроль за процессом разработки и его регулирование, существенное отставание выработки трудноизвлекаемых запасов на предыдущих стадиях разработки, недостаточный объем применения методов увеличения нефтеотдачи и других геолого-технических мероприятий [1].

Наиболее перспективный путь повышения нефтеотдачи на месторождениях, находящихся на завершающих стадиях разработки, заключается в использовании адресных (избирательно-направленных) технологий воздействия на отдельные зоны пласта [4].

Применение современных методов и технологий интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пласта позволяет значительно повысить показатели разработки нефтяных залежей на поздней стадии, сократить сроки наименее эффективного завершающего ее этапа, увеличить коэффициент извлечения нефти, улучшить экономические показатели эксплуатации месторождения [5].

1.1 Состояние разработки месторождений Мегионского района, находящихся

на поздней стадии разработки

>

Месторождения Среднего Приобья, в частности месторождения Мегионского района, характеризуются сложным геологическим строением и находятся в большинстве своем на поздней стадии разработки. Высокая степень обводненности продукции добывающих скважин выводит их за границу рентабельной эксплуатации и делает невозможным достижение проектных коэффициентов нефтеотдачи. В таких условиях доизвлечение остаточных запасов нефти невозможно без применения специальных технологий воздействия на продуктивные пласты.

К месторождениям Мегионского района относятся - Мегионское, Ватинское, Аганское, Мыхпайское, Северо-Покурское, Южно-Аганское, Ново-Покурское, Кетовское, Покамасовское, Южно-Покамасовское, Северо-Островное, Тайлаковское, Аригольское, Чистинное, Ачимовское, Локосовское и Луговое месторождения. Все перечисленные месторождения, по состоянию, наконец, 2012г. находятся в промышленной разработке.

В тектоническом плане все месторождения находятся на структуре 1-го порядка - Нижневартовском своде. Продуктивные отложения юрские и меловые. Шесть месторождений многопластовые (Аганское, Южно-Аганское, Севере-Покурское, Мыхпайское, Ватинское, Мегионское). Наибольшее число продуктивных горизонтов на Ватинском месторождении - 22.

Все залежи мегионской группы, согласно предложенной авторами в работе [6] классификации, можно разделить на 3 группы:

Высокопроницаемые - это преимущественно объекты БВ8, БВ6, БВ0_4, БВ9 правобережной группы месторождений, начальные извлекаемые запасы (НИЗ) которых составляют 70% всех извлекаемых запасов, а также участки развития монолитного типа строения объектов АВ^ Ватинского и Северо-Покурского месторождений. Эти объекты характеризуются следующими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС): пористость изменяется от 21 до 25%, составляя в среднем 23%; проницаемость - от 100 до 1750-10"3 мкм2, средняя 652-10"3мкм2,

нефтенасыщенность изменяется от 0,68 до 0,77%. Расчлененность по разрезу составляет 3-4. Потенциальные дебиты скважин по жидкости превышают 200 т/сут.

Среднепроницаемые пласты, в которых содержится основной объем запасов объектов АВД АВ2, АВ3-АВ8 Ватинского, Северо-Покурского, Мегионского, Мыхпайского месторождений, западная залежь БВв1 Северо-Покурского месторождения, отдельные участки площади залежей БВ9, БВ6 Аганского месторождения. Пласты имеют следующие ФЕС: пористость изменяется от 19 до 23%, составляя в среднем 21%; проницаемость 50-100-10"3 мкм2, средняя 74* 10"3 мкм2, нефтенасыщенность 0,49-0,59%. Данные объекты характеризуются высокой расчлененностью (5-7), прерывистостью и резкой фильтрационной неоднородностью как по разрезу, так и по простиранию. Средний дебит по жидкости составляет около 50 т/сут. Эти объекты имеют достаточно стабильную динамику темпов отбора.

Низкопроницаемые - это в основном залежи юрских и ачимовских отложений. Пласты характеризуются пористостью, равной 13-20%, в среднем 16-17%, проницаемостью 10-43-10"3 мкм2, в среднем 22-10"3 мкм2, нефтенасыщенностью 0,48-0,65%, в среднем 0,56%. Расчлененность составляет 5-7. Работа скважин характеризуется дебетами по жидкости, не превышающими, в основной массе, 20 т/сут, оставаясь в диапазоне от 3 до 20 т/сут. Для данных объектов большое значение приобретает как макронеоднородность, так и микронеоднородность. Часто указанные объекты отличаются хорошей коррелируемостью и выдержанностью в разрезе, но имеют очень сложную структуру порового коллектора, что обусловливает низкую продуктивность скважин.

На рисунке 1.1.1 показана динамика темпов отбора от НИЗ по группам проницаемости.

о

-т»ос»ог|-1-\оаоог|-гчоооо<ч-г\оооог|«гчоооо

\г>чочог~1~-1~-г~-г~-оосоо5оооос\<з\с\<г\а1®©®©о—>

—I —I — —' — — — —' —— — —1 —1 —1 —I — —1 — Г1Г1Г1Г1С1Г!

Рисунок 1.1.1 - Динамика темпов отбора нефти от начальных извлекаемых

запасов нефти Мегионского региона

Анализ динамики показал, что основная доля добычи нефти (более 60%) до 1996 года формировалась за счет выработки высокопроницаемых залежей. В последующий период их доля плавно снижается, и в 2010 году составила 23,3%. В связи со значительной выработкой запасов на основных месторождениях мегионской группы, остаточные запасы ряда месторождений, в основном, относятся к категории трудноизвлекаемых.

Динамика ввода в разработку месторождений Мегионской группы (табл. 1.1.1) показывает, что наиболее крупные по запасам Мегионское, Ватинское, Аганское, Северо-Покурское месторождения, введенные в разработку в период с 1964 по 1977 г. [7,8], в данный момент вступили в завершающую стадию разработки. Именно этим месторождениям уделено особое внимание автора в данной работе.

В административном отношении Аганское, Мегионское, Мыхпайское, Ватинское и Северо-Покурское месторождения расположены в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области (рис. 1.1.2). Ближайшие населенные пункты к рассматриваемым месторождениям г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие - расположены на берегу р. Оби в 50 км и более.

Таблица 1.1.1 - Динамика ввода месторождений Мегионской группы в

разработку

№ п/п Месторождение Год № п/п Месторождение Год

1 Мегионское 1964 12 Аригольское 1993

2 Ватинское 1965 13 Западно-Асомкинское 1994

3 Аганское 1973 14 Северо-Островное 1996

4 Северо-Покурское 1976 15 Северо-Ореховское 1996

5 Мыхпайское 1977 16 Чистинное 1999

6 Южно-Аганское 1983 17 Узунское 2002

7 Ново-Покурское 1987 18 Локосовское (Южно-Локосовский ЛУ) 2002

8 Кетовское 1987 19 Максимкинское 2004

9 Кысомское 1987 20 Ининское 2004

10 Покамасовское 1988 21 Ачимовское 2004

11 Южно-Покамасовское 1989 22 Тайлаковское 2005

Рисунок 1.1.2 - Обзорная карта месторождений Мегионского региона

Степень выработанности этих месторождений колеблется в пределах 53,780,1%, а для основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов, составляет 79-90%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов. Существование такого рода запасов обусловлено как особенностями геологического строения пластов, так и спецификой их разработки.

На основе имеющейся информации можно выделить общие закономерности разработки этих 5 месторождений с начала промышленной эксплуатации по настоящее время.

Периоды разработки Аганского, Мыхпайского, Мегионского, Ватинского и Северо-Покурского месторождений можно условно разделить на 4 стадии, общие тенденции которых характерны в различный период времени. Выделенные по годам стадии разработки представлены в таблице 1.1.2.

Таблица 1.1.2 - Продолжительность стадий разработки основных месторождений Мегионской группы

Месторождение Стадия разработки

Временной интервал, год Продолжительность, лет

I II III IV I II III IV

Аганское 1973-1980 1981-1983 1984-1991 1992-н.в. 8 3 8 21

Мегионское 1964-1971 1972-1975 1976-1985 1986-н.в. 8 4 10 27

Мыхпайское 1973-1981 1982-1985 1986-1993 1994-н.в. 9 4 8 19

Ватинское 1965-1978 1979-1982 1983-1992 1993-н.в. 9 4 10 20

С-Покурское 1976-1981 1982-1984 1985-1993 1994-н.в. 8 3 9 19

На рисунках 1.1.3-1.1.7 приведена динамика основных показателей эксплуатации вышеперечисленных месторождений на разных стадиях разработки.

Добыча нефти, тыс.т 16000

Обводненность. %

14000

12000 .....................Л

10000 ................../.......-..........

8000 6000 4000 -2000 -

-♦—Добыча нефти, тыс.т -о— Обводненность, %

_____________«_________________

ч-1-1-г-

МЛГ-От-ГОЮГ-Оч-ЮЛГ-С»*-«"»!«

г--г-г-г--оосос9»фд>2)фс>5>ооо

0><7>ОО)О>0>0>и>О>О>010) ф СУ ООО

I стадия

II стадия

III стадия

IV стадия

Год

Рисунок 1.1.3 - Динамика добычи нефти и обводненности Аганского месторождения с выделением стадий разработки

Рисунок 1.1.4 - Динамика добычи нефти и обводненности Мыхпайского месторождения с выделением стадий разработки

Добыча нефти, тыс.т

Обводненность, %

100

I стадия II стадия

III стадия

IV стадия

Год

Рисунок 1.1.5 - Динамика добычи нефти и обводненности Мегионского месторождения с выделением стадий разработки

Добыча нефти, тыс.т

Обводненность. %

10000

юшюг^^ККЬ-СОСОЮОООЬФФФФ (лфшошшйлштфолтофо)

I стадия II стадия III стадия IV стадия Год

Рисунок 1.1.6 - Динамика добычи нефти и обводненности Ватинского месторождения с выделением стадий разработки

месторождения с выделением стадий разработки

Как видно из таблицы и рисунков, I стадия разработки в среднем длится 8 лет и характеризуется интенсивным бурением и ростом добычи нефти. Основную долю общей добычи нефти месторождений составляла добыча из высокопродуктивных объектов БВ8, АВ^.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Жуков, Роман Юрьевич, 2013 год

ЛИТЕРАТУРА

1. ЖдановС. А. Повышение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений / С. А. Жданов, Д. Ю. Крянев // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (2; 15-16 сент. 2009; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2009. - Т. 1. - С. 11-14.

2. Халимов Э.М. Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений / Э.М. Халимов - М.: ИГиРГИ, 2001, 656 с.

3. Янин А.Н. Проблемы разработки месторождений Западной Сибири / А.Н. Янин Тюмень - Курган, Издательство «Зауралье», 2010. - 608 с.

4. Крянев Д. Ю. Системно-адресные технологии - основа повышения эффективности разработки нефтяных месторождений / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, Р. Ю. Жуков [и др.] // Бурение и нефть. - 2011. - № 2. - С. 32-35.

5. Сазонов Б.Ф. Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений / Сазонов Б.Ф., Пономарев А.Г., Немков A.C. - Самара.: Издательство «Книга», 2008.-352 с.

6. Чуйко А.И. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях мегионского свода / А.И. Чуйко, Н.Д. Кузьмичев, A.A. Заров // Нефт. хоз-во. - 2002. - № 7. - С. 113-116.

7. Билинчук A.B. «Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти технологиями химического и гидродинамического воздействия на пласты (на примере месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»). Диссертация на соиск. степени к.т.н., М, ВНИИнефть, 2006,144 стр.

8. Шульев Ю. В. Повышение уровня добычи нефти на объектах месторождений Западной Сибири (ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"), приуроченных к высокообводненным и низкопродуктивным коллекторам / Ю. В. Шульев, А. В. Билинчук, Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (1; 18-19 сент. 2007; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2007. -Т. 1.-С. 48-55.

9. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей / М.М. Иванова - М., «Недра», 1976,247 с.

10. Жданов С. А. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в России / С.А.Жданов // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (1; 18-19 сент. 2007; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2007. - Т. 1. - С. 18-26.

11. Афанасьев И.С. Применение методов увеличения нефтеотдачи в НК «Роснефть» / И.С. Афанасьев, В.А. Павлов, А.Г. Загуренко, Д.А. Антоненко (ОАО «Ж «Роснефть»), A.M. Хайдар (ООО «РН-УфаНИПИнефть») // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (2; 15-16 сент. 2009; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". -М., 2009.-Т. 1.-С. 24-33.

12. Мухаметзянов Р.Н. Результаты применения технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на месторождениях ОАО «Газпром нефть» / Р.Н. Мухаметзянов, Р.Н. Фахретдинов, P.M. Назметдинов, К.В. Стрижнев // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (1; 18-19 сент. 2007; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2007. - Т. 1. - С. 6-13.

13. Савельев В.А. Роль современных методов повышения нефтеотдачи в освоении нефтяных месторождений ОАО «Газпром нефть» / В.А. Савельев, М.А. Шаламов, К.В. Стрижнев // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (2; 15-16 сент. 2009; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2009. - Т. 1. - С. 15-23.

14. Санников В.А. Новые подходы к проектированию и внедрению потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов // Интервал. -2003. - №5. - С. 60-67.

15. Санников В. А. Совершенствование подходов к проектированию и применению физико-химических технологий регулирования охвата заводнением с учетом техногенной трещиноватости коллектора со стороны нагнетательных скважин / В.А. Санников, И.Э. Мандрик, В.В. Гузеев [и др] // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (1; 18-19 сент. 2007; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2007. -Т. 1.-С. 33-42.

16. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами / Л.Е. Ленченкова-М.: «Недра», 1998, 393 с.

17. Сургучев М. Л. Методы извлечения остаточной нефти / М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов, Д. П. Забродин [и др.]. - М.: Недра, 1991.-347 с.

18. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М.Л. Сургучев -М.: «Недра», 1986, 308 с.

19. Боксерман A.A. Экспериментальное изучение капиллярного удержания воды в пористых средах при упруго-капиллярном режиме / A.A. Боксерман, Ю.П. Желтов, К.Э. Музафаров, В.Г. Оганджанянц // Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта: Тр. ВНИИ. - Вып. 50. - М.: Нефра. -1967.-С. 94-101.

20. Боксерман A.A. Фильтрация несмешивающихся жидкостей в средах с двойной пористостью при циклических методах воздействия на нефтяной пласт / A.A. Боксерман, Б.В. Шалимов // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 1970.- вып. 55.- С. 27-44.

21. Цынкова О.Э. К вопросу о механизме циклического воздействия на нефтяные пласты / О.Э. Цынкова // Изв. АН СССР. - Механика жидкости и газа. -1980.-№3.-С. 58-66.

22. Алтанов Г.А. К определению эффективности циклического заводнения неоднородных нефтяных пластов / Г.А. Алтанов, A.A. Боксерман, М.Л. Сургучев, О.Э. Цынкова // Нефт. хоз-во. - 1973. - № 1. - С. 46-49.

23. Крянев Д. Ю. Разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, И. И. Минаков [и др.] // Вестник ЦКР. - 2007. - № 1. - С. 28-35.

24. Крянев Д. Ю. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, И.И. Минаков, A.B. Билинчук // Сб. науч. тр./ВНИИнефть.- 2006.- вып. 133.- С. 28-43.

25. Крянев Д.Ю. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Д. Ю. Крянев, А. М. Петраков, Ю. В. Шульев [и др.] // Нефт. хоз-во. - 2007. - № 1. - С. 54-57.

26. Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений / М. JI. Сургучев. - М.: Недра, 1968. - 300 с.

27. Сургучев М. JI. Прогнозирование показателей разработки месторождений с применением новых методов увеличения нефтеотдачи / M.JI. Сургучев, А.Т. Горбунов, О.Э. Цынкова // Нефт. хоз-во. - 1977. - № 4. - С. 29-33.

28. Ибрагимов JI.X. Интенсификация добычи нефти / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц - М.: Наука, 2000. - 414 с.

29. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами / А.Ш. Газизов // Нефт. хоз-во. - 1992. - № 1. - С. 2022.

30. Горбунов А.Т. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении / А.Т. Горбунов, JI.B. Лютин, М.Л. Сургучев, O.E. Цинкова, Т.А. Бурдынь // М.: Недра, 1983.-305 с.

31. Рогова Т.С. Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей:, дис. к-та техн. наук: 25.00.17 / Т. С. Рогова. - М.: ВНИИнефть, 2007.- 154 с.

32. Желтов Ю.В. Вопросы доразработки заводненных залежей / Ю.В. Желтов, А.Я. Хавкин // Нефтепромысловое дело. - 1982. - №9. - С. 9-10.

33. Поддубный Ю.А. Приоритетные физико-химические технологии РМНТК «Нефтеотдача» для объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Сб. науч. тр. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2000. - Вып. 122: Исследование технологий повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. - С. 17-19.

34. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти / Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов - М.: Недра, 1991.-384 с.

35. Рамазанов Р.Г. Эффективность и перспективы применения химических методов увеличения нефтеотдачи для стабилизации добычи нефти / Р.Г. Рамазанов, Ю.В. Земцов // Нефт. хоз-во. - 2002. - № 1. - С. 34-35.

36. РД 153-39.1-004-96. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи

пластов и новых технологий / РМНТК «Нефтеотдача»; ВНИИнефть [и др.]. - Введ. с 01.03.1994.-М., 1996.-87 с.

37. Сонич В.П. Эффективность применения методов повышения нефтеотдачи пластов / В.П. Сонич, Н.Я. Медведев, В.А. Мишарин [и др.] // Нефт. хоз-во. - 1997. - № 9. - С. 36-39.

38. Алтунина JI.K. Комплексные физико-химические технологии для увеличения нефтеотдачи на месторождениях, разрабатываемых заводнением паротепловым воздействием / JI.K. Алтунина, В.А. Кувшинов // Технологии ТЭК. -2004. - № 6. - С. 44-50.

39. Рамазанов Р.Г. Результаты применения химических технологий для регулирования заводнения в ОАО «Лукойл» / Р.Г. Рамазанов, A.A. Фаткуллин // Нефт. хоз-во. - 2004. - № 4. - С. 38-40.

40. Поддубный Ю.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений / Ю.А. Поддубный, А.Я. Соркин, А.Г. Дябин [и др.] // Тр. ВНИИ. -Вып. 122. - М.: Недра.- 2000. - С.40-44.

41. Соркин А.Я. Эффективность применения физико-химических технологий воздействия в нагнетательных скважинах / А.Я. Соркин, В.А. Кан, В.Е. Ступоченко [и др.] // Нефт. хоз-во. - 1989. - № 4. - С. 47-53.

42. Петухов В.К. Состояние и перспективы применения химических реагентов для ограничения притока вод в скважины / В.К. Петухов, А.Ш. Газизов // М.: ВНИИОНГ. - 1983. - Вып. 25.-26 с.

43. Галеев Р.Г. Результаты и перспективы применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана / Р.Г. Галеев, Ш.Ф. Тахаутдинов, P.C. Хисамов [и др.] // Нефт. хоз-во. - 1998. - № 7. - С. 14-17.

44. Седач В.Ф. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» / В.Ф. Седач, В.П. Сонич, В .А. Мишарин, P.A. Булатов // Интервал. - 2001. - №10. - С. 14-23.

45. Антипов B.C. Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «НТК «Славнефть» и их экономическая эффективность // Нефт. хоз-во. - 1999. - № 8. - С. 21-24.

46. Захаров Л.Г. Результаты внедрения методов увеличения нефтеотдачи на Варьеганском месторождении / Л.Г. Захаров, А.Л. Зарубин, О.Р. Кузоваткин, А .Я. Соркин [и др.] // Нефт. хоз-во. - 2003. - № 12. - С. 39-41.

47. Казаков А. А. Планирование геолого-технических мероприятий / - А. А. Казаков // Нефт. хоз-во. - 2009. - № 3. - С. 48-52.

48. Муслимов P. X. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: учеб. пособие / P. X. Муслимов. - Казань: ФЭН, 2005. - 688 с.

49. Казаков А. А. Информационно-аналитическая компьютерная система контроля и анализа эффективности геолого-технических мероприятий / A.A. Казаков // Нефт. хоз-во. - 2005. - № 10. - С. 54-58.

50. Казаков A.A. Прогнозирование эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи / A.A. Казаков // Нефт. хоз-во. - 2006. - № 12. - С. 110-112.

51. Амелин И.Д. Определение извлекаемых запасов нефти в залежи на поздней стадии разработки по характеристикам вытеснения нефти водой / И.Д. Амелин, A.B. Давыдов, Е.В. Субботина // Нефтепромысл. дело и транспорт нефти: НТИС / ВНИИОЭНГ. - 1985. - № 3.- С. 1-5.

52. Давыдов A.B. Усовершенствование способа определения извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения нефти водой / A.B. Давыдов // Нефтепромысл. дело: РНТС / ВНИИОЭНГ. - 1982.- №. 10. - С. 6-7.

53. Старковский A.B. Промысловый опыт применения силикатного геля для условий нефтяных месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / A.B. Старковский, В.А. Старковский, И.И. Минаков, Р.Ю. Жуков, // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 2. - С. 20-22.

54. Жуков Р.Ю. Применение физико-химических технологий воздействия на завершающей стадии разработки месторождений / Р.Ю. Жуков, A.M. Петраков, A.B. Серов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 1. - С. 51-53.

55. Шульев Ю.В. Применение методов увеличения нефтеотдачи и адресных обработок скважин на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». / Ю.В. Шульев, М.А. Виноходов, Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, Р.Ю. Жуков, А.И. Шилова // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 1. - С. 64-66.

I I

56. Чекотовский Э.В. Графический анализ статистических данных в MICROSOFT EXCEL 2000 / Э.В. Чекотовский // Москва, Санкт-Петербург, Киев, Издательство «Диалектика», 2002,465 с.

57. Поддубный Ю.А. Приоритетные физико-химические технологии РМНТК «Нефтеотдача» для объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Сб. науч. тр. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2000. - Вып. 122: Исследование технологий повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. - С. 17-19.

58. Билинчук A.B. Обобщение опыта применения технологии нестационарного заводнения и комплекса мероприятий по повышению эффективности разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 2005-2008 гг. / A.B. Билинчук, Д.Ю. Крянев, И.И. Минаков, A.M. Петраков, Р.Ю. Жуков, A.B. Серов // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (2; 15-16 сент. 2009; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2009. - Т. 1. - С. 71-76.

59. Серов A.B. Повышение эффективности нефтеизвлечения на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / A.B. Серов, A.M. Петраков, И.И. Минаков, Р.Ю. Жуков // Москва, Материалы V научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия». - 2010. - С. 88.

60. Жуков Р.Ю. Применение технологии комплексного воздействия на низкопроницаемые коллекторы юрских отложений на примере Аригольского месторождения / Р.Ю. Жуков, И.И. Минаков // Сб. науч. тр. ВНИИнефть. - 2007. -Вып. 136, - С. 81-91.

61. Горбунов А. Т. Системная технология воздействия на нефтяные пласты при разработке нефтяных месторождений / А. Т. Горбунов, JI. Н. Бученков, А. М. Петраков // Сб. науч. тр. / ВНИИнефть. - 1993. - Вып. 117, Ч. 2. - С. 196-205.

62. Джафаров И.С. Влияние технологий выравнивания профиля приемистости скважин на показатели разработки месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» / И.С. Джафаров, М.Ф. Нуриев, А.П. Рожков, К.В. Стрижнев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 12. - С. 33-36.

63. Дюк В., Самойленко A. Data Mining. Учебный курс. Спб.: Питер.-2001.-

366 с.

64. Шульев Ю. В. Применение методов повышения нефтеотдачи и адресных обработок скважин на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Ю. В. Шульев, М.А. Виноходов, Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, А.И. Шилова, Р.Ю. Жуков // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (2; 20-21 сент. 2011; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2011. - Т. 1. - С. 58-63.

65. Виноходов М.А. Результаты применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / М.А. Виноходов, Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, Р.Ю. Жуков, А.И. Шилова // Междунар. науч. симп. "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов", (4; 18-19 сент. 2013; Москва): материалы: в 2 т. / ОАО "ВНИИнефть". - М., 2013. - Т. 1. - С. 145-150.