Выбор участков и обоснование применения потокоотклоняющих технологий при извлечении нефти из неоднородных коллекторов

Актуальность проблемы.

Изменение структуры запасов нефти в сторону их ухудшения, вызванное в связи с их истощением, наиболее интенсивно проявившиеся на месторождениях У рало-Поволжья, выдвинули ряд проблем по повышению технологии нефтеотдачи. Актуальность их значительно возросла для месторождений с неоднородными коллекторами, имеющих значительную послойную и зональную неоднородность вытеснение нефти из которых осуществляется заводнением. Отмечается закономерный переход части запасов в категорию трудноизвлекаемых в связи с постепенной выработкой из высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторов, что способствовало образованию переслаивающихся нефтяных и водонефтяных пропластков с тупиковыми и застойными зонами и слабодренируемыми участками. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы и разработке рекомендаций по интенсификации отборов нефти.

Цель работы.

Совершенствование технологий выработки остаточных запасов из неоднородных по проницаемости коллекторов многопластовых объектов на основе уточнения методики выбора участков и обоснования применения потоко-отклоняющих технологий.

Основные задачи работы.

1. Анализ состояния выработки остаточных запасов нефти на Ташлиярской площади Ромашкинского нефтяного месторождения с целью определения эффективности существующих технологий выработки запасов.

2. Изучение эффективности нефтевытеснения с применением потоко-отклоняющих технологий (ПОТ).

3. Систематизация и обобщение результатов вытеснения нефти физико-химическими методами по лабораторным данным.

4. Исследование фактической эффективности потоко-отклоняющих технологий по промысловым данным.

5. Разработка методики выбора участков для внедрения ПОТ и реализация их в промысловых условиях.

Методы исследований.

Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации по истории разработки Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, использования методов математической обработки промысловых данных с применением современных вычислительных методов и обобщения результатов численных исследований для создания методик выбора участков для ПОТ.

Научная новизна.

1. Систематизированы и обобщены результаты вытеснения нефти водой от проницаемости коллектора по нефтяным месторождениям Урало-Поволжья и Западной Сибири, которые разбиты на пять групп, характеризующих области слабо и высокодренируемых запасов в потокоотклоняющих технологиях извлечения нефти.

2. Исследована аналитическая связь удельного эффекта от применения потокоотклоняющих технологий между категориальными и количественными параметрами объекта в результате которого установлена значимая связь от обводненности добываемой продукции, абсолютной величины текущих извлекаемых запасов, объемом отобранных начальных извлекаемых запасов и накопленной компенсацией отборов закачкой.

3. Разработана методика уточнения фильтрационных характеристик пласта для выбора участков МУН путем построения по данным ГИС и ГДИС разделенных на группы коллекторов по нефтевытесняющему пределу водой карт результирующей неоднородности и определения зон (участков) повышенной остаточной нефтенасыщенности последовательным наложением их на карты недренируемых подвижных запасов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика разделения нефтенасьнценных слабо и высокодренируемых коллекторов на группы по коэффициенту вытеснения нефти водой.

2. Зависимость аналитической связи удельного эффекта ПОТ от обводненности продукции, абсолютных величин текущих и извлекаемых запасов, объема отобранных начальных извлекаемых запасов и накопленной компенсации отборов закачкой.

3. Методика выбора участков для внедрения технологии МУН по картам результирующей неоднородности и недренируемых подвижных запасов.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов численного исследования на промысловых объектах.

Практическая ценность.

1. На основании проведенного анализа состояния разработки остаточных запасов, обобщения гидродинамических исследований, режима работы добывающих и нагнетательных скважин, а также технологии нефтевытеснения выявлены зоны повышенной нефтенасыщенности и слабой дренируемости, в которых предложено образование новых участков для внедрения ПОТ с целью интенсификации отбора остаточных запасов.

2. Разработана, исследована и прошла промышленную апробацию методика выбора участков для ПОТ на Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения. За счет использования методики построения карт недренируемых подвижных запасов для разработки комплексных геолого-технических мероприятий с ПОТ достигнут экономический эффект в сумме 208,0 тыс. руб.

Апробация работы.

Результаты диссертационной работы и основные ее положения докладывались и обсуждались на научно-технических совещаниях НПО «Союзнефтеотдача» (1990 г.), институте «НИИнефтеотдача» АН РБ (2003;2004 г. г.), на научно-технических Советах НГДУ «Джалильнефть» (2004 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 7 научных работ, в том числе 3 обзора, 4 научные статьи, две из которых опубликовано самостоятельно. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Союзнефтеотдача», ПО «Юганснефтегаз», ПО «Пермнефть», ОАО «Татнефть» и НПО «Нефтегазтехнология» в 1990;2004 гг. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследования и обобщения данных, апробация и авторский надзор за внедрением методик выбора участков.

Структура и объем работы.

Диссертационная, работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, изложена на 146 страницах машинописного текста и содержит 61 рисунок, 26 таблиц, список использованных источников из 96 наименований.

1.7.Выводы и рекомендации по постановке задачи исследования.

Выделим основные, выводы, полученные в результате анализа состояния разработки исследуемого объекта и формирования остаточной нефти в связи с постановкой задачи исследования:

1. Рост вязкости нефти по площади с 1957 по 1966 г. г. вырос в 1,92 раза, асфальтенов — в 1,2 раза, парафина — в 1,16 раза, что привело к коренному изменению подвижности остаточной и увеличению вероятности образования раздробленных участков нефти вызванные неоднородностью коллектора и изменением фильтрационных характеристик пласта.

2. Произошло формирование адсорбционных слоев за счет адсорбирования асфальто-смоло-парафинов на контакте фронта фильтрации воды и остаточной нефти.

3. На картах выработки запасов выделяются области с низким показателем отбора от начальных извлекаемых запасов, что вызвано неравномерной выработкой коллекторов с послойной и зональной неоднородностью и изменением свойств нефти (таблицы 1.5−1.6), в которых существующие технологии нефтевытеснения закачкой воды требуют коренного совершенствования (блок нагнетательных скважин 1 — №№ 14 624, 7527,3564- 2 — №№ 7458, 16 222, 7542, 14 625- 3 — №№ 14 627, 14 626, 7451 А- 4 — 7976, 7993, 16 769).

4. Повышенные остаточные нефтенасыщенные толщины пластов распределены по площади неравномерно и сосредоточены в зонах с высокой неоднородностью и пониженной коллекторской характеристикой пластов (рисунки 1.15,1.16).

5. Для областей с повышенными остаточными нефтенасыщенными толщинами пластов характерны более низкие значения текущей обводненности.

41 I РОССИЙСКАЯ государственная | библиотека добываемой продукции, чем в среднем по площади из-за низкой эффективности заводнения (раздел 1.5).

6. Несмотря на значительные остаточные балансовые запасы нефти отбор от НИЗ по отдельным участкам находится в пределах от 87,1 до 90,6%. Поэтому для дальнейшей разработки участков требуются применение таких технологий МУН, которые позволяют часть неподвижных (недренируемых) (рисунок 1.16) и слабодренируемых запасов нефти перевести в дренируемые и, тем самым, увеличить начальные извлекаемые запасы нефти и текущие коэффициенты нефтеизвлечения.

На основании полученных анализом данных состояния разработки объекта сделан вывод о том, что необходимы методы совершенствования заводнения или какие технологии наиболее эффективны для данной площади и на каких участках их надо внедрять. Однако без подробной характеристики и обобщения применения физико-химических методов в сочетании с заводнением внесет некоторые неточности в оценке выбора технологий. Поэтому является целесообразным рассмотреть последовательно эффективность вытеснения нефти водой и растворами химреагентов с целью определения критериев применимости в дальнейших технологиях заводнения, а затем обосновать методику выбора участков для их внедрения и тип технологии.

2. СИСТЕМАТИЗАЦИЯ И ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ ПО ЛАБОРАТОРНЫМ.

ДАННЫМ.

2.1. Современные представления о коэффициенте нефтеотдачи пластов и вытеснения.

Продолжающаяся в течение длительного времени дискуссия о целесообразности увеличения коэффициента нефтеотдачи физико-химическими методами, вызвала бурный рост в период 1960;1985 г. г. объема экспериментальных исследований по созданию новых технологий вытеснения нефти из коллекторов категории трудноизвлекаемых [2, 4, 29, 36, 46, 47, 60, 77, 80]. Можно здесь привести исследования по данной проблеме в пяти крупных центрах — это в г. Уфе (БашНИПИнефть, НПО «Союзнефтеотдача», УГНТУ), в г. Москве (ВНИИнефть, ГАНГ им. И.М.Губкина), в г. Тюмени (СибНИИНП), в г. Самаре ((Гипровостокнефть), в г. Бугульме (ТатНИПИнефть). Не следует при этом забывать, что такими исследованиями были охвачены многочисленные другие организации, здесь же мы говорим о крупных центрах. Экспериментальные исследования были направлены на повышение коэффициента вытеснения различными агентами, являющегося составной частью коэффициента нефтеотдачи. Но на настоящий период, ранее принятые параметры, характеризующие коэффициент нефтеотдачи, разными авторами истолковываются по разному.

Традиционно величина КИН ранее была представлена в виде произведения трех коэффициентов и повсеместно широко использовалась и используется основное выражение для Кн0 вида:

К&bdquo-0 = Ki • К2 • К3, доли ед. (2.1) где.

Ki — коэффициент охвата процессом вытеснения (коэффициент сетки), доли ед.- Кг — коэффициент вытеснения нефти вытесняющим агентом, доли ед.- Кз — коэффициент использования подвижных запасов нефти (коэффициент заводнения), доли ед.

Основные исходные данные характеризовали следующие параметры:

1. параметры продуктивных пластов, характеризующие их коллекторские свойства: (прерывистость, послойную и зональную неоднородность рисунок 2.1);

2. параметры, характеризующие пластовые жидкости;

3. параметры, характеризующие добывные возможности скважин и залежи в целом;

580 580.

Примеры зональньо^послойных нсоднородностей основных параметров пластов в районе скважины 3313 Дбдрахмановской площади Ромашкннского месторождения.

Рисунок 2.1.

4. нормативы затрат, определяющие предельные значения толщин в зонах размещения проектных скважин и обводненности продукции, при которых скважины отключаются из эксплуатации.

Обозначения исходных данных и их единицы измерения широко используемые в исследовательских институтах приведены в таблице 2.1.

Таким образом, согласно данным таблицы 2.1 видим, что коэффициент нефтеотдачи характеризуется более чем 50 параметрами, 43 из которых приведены ниже.

В методике, например, ТатНИПИнефть предполагаются неизменными свойства пластовых жидкостей, характеристики коллекторов и полей давления. Однако, как будет показано ниже, есть параметры пласта и параметры пластовых жидкостей, которые зависят от многих факторов и изменяются в процессе разработки, занимая разные веса в параметре коэффициента нефтеотдачи. Отметим некоторые основные параметры, используемые в дальнейшем для характеристики нефтевытеснения, прежде всего свойства коллектора.

Зональная неоднородность — V32. Количественно характеризует неоднородность скважин по продуктивности. Квадрат коэффициента вариации зональной неоднородности пласта определяется по формуле: п.

2Ж i у-1, долиед. (2.2) пи V. / где r|i — коэффициент продуктивности i-ой скважины, т/сут/МПапн — количество скважин, по которым определен коэффициент продуктивности, шт.

При недостаточном количестве определений коэффициента продуктивности зональную неоднородность многие авторы предлагают определять по начальным дебитам нефти скважин или по гидропроводности объекта в скважинах, определенной поГИС [31,88].

Послойная неоднородность — Vi2. Количественно характеризует неоднородность пластов по проницаемости. Рассмотрим этот параметр более подробно, так как он является определяющим для оценки эффективности коэффициента вытеснениянефти водой.

Последовательность расчета следующая:

— определяется послойная неоднородность пласта по i-ой скважине:

V? =.

7i).

Л ср).

— 1 = п.

2>.

1−1.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

На основании анализа и обобщения экспериментальных и аналитических исследований эффективности вытеснения нефти водой по месторождениям Урало-Поволжья и Западной Сибири выполненный объем работ позволяет сформулировать следующие основные выводы и рекомендации.

1. Систематизированы и обобщены результаты вытеснения нефти водой от проницаемости коллектора по нефтяным месторождениям Урало-Поволжья и Западной Сибири, которые разбиты на пять групп, характеризующих области слабо и высокодренируемых запасов в потокоотклоняющих технологиях извлечения нефти.

2. Установлено, что применение потокоотклоняющих технологий на примере Ташлиярской площади при общей положительной эффективности одного из видов МУН показало, что путем более углубленного численного исследования выявляется неоднозначность результатов внедрения отдельных технологий на конкретных участках, что позволило определить приоритетность, технологическую и экономическую эффективность отдельных технологий.

3. Исследована аналитическая связь удельного эффекта от применения потокоотклоняющих технологий между категориальными и количественными параметрами объекта в результате которого установлена значимая связь от обводненности добываемой продукции, абсолютной величины текущих извлекаемых запасов, объемом отобранных начальных извлекаемых запасов и накопленной компенсацией отборов закачкой.

4. Путем аналитического и численного исследования рассмотрен механизм различия фильтрационных свойств между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми объемами движения фронта воды к забою скважины, в результате которого установлен факт формирования после прорыва воды по высокопроницаемой части пласта возле забоя вертикального движения фронта воды (аналог образования конуса воды). Отмечается, что вследствии этого по достижении предельной обводненности на выходе из пласта, значительная часть подвижных запасов нефти низкопроницаемой части пласта остается не извлеченной.

5. Путем обработки статистических данных по ГИС и ГДИС получена связь между значениями коэффициента проницаемости определенных по ГИС и ГДИС, разделенных на группы коллекторов по нефтевытесняющему пределу водой, по результатам которой построена карта коэффициента результирующей неоднородности коллектора.

6. Разработана методика построения карт начальных подвижных запасов и недренируемых подвижных запасов при вытеснении нефти закачкой воды, совмещение которой путем наложения на карту коэффициента результирующей неоднородности коллектора, разделенных на группы, указывает на участки не вырабатываемые или слабовырабатываемые заводнением для предпочтительного применения МУН.

7. Предложена методика выбора потокоотклоняющих технологий на базе закачки вязкодисперсных составов (ВДС) для интенсификации выработки слабодренируемых или не вырабатываемых участков с индексом доходности 2.3−2.4.