«Нефтегазтехнология»



На правах рукописи


УДК 622.276.6





Ганиев Булат Галиевич


Интенсификация выработки слабодренируемых остаточных припасов НЕФТИ (на примере Сабанчинского месторождения)


Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений


Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук


Уфа – 2008 г.

Работа выполнена в ООО «Нефтегазтехнология» Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология», г. Уфа



Научный управляющий:


Официальные оппоненты:


Ведущая организация:

- кандидат физико-математических наук

Казакова Татьяна Георгиевна


- доктор технических наук, доктор

Котенев Юрий Алексеевич


- кандидат технических наук

Васильев Владимир Ильич


Закрытое акционерное общество «Алойл»



Защита диссертации состоится «Нефтегазтехнология» 13 марта 2008 г. в 1130 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Муниципальном унитарном предприятии «Институт заморочек транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»), по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, д.144/3.

С диссертацией можно ознакомиться «Нефтегазтехнология» в библиотеке ГУП «Институт заморочек транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).


Автореферат разослан 8 февраля 2008 г.


Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат технических наук Худякова Л.П.

^ Общая черта работы

Актуальность работы. Эксплуатация нефтяных месторождений Татарии в «Нефтегазтехнология» 70-80-е годы, направленная, сначала, на достижение наибольшей добычи нефти, привела сейчас к резкому возрастанию толики трудноизвлекаемых припасов и понижению толики активных припасов нефти. Этому содействовали высочайшая неоднородность и расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, также неравномерный охват «Нефтегазтехнология» заводнением в силу значимого различия приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин, как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов. Как понятно, коэффициент нефтеотдачи нефтенасыщенных коллекторов категории трудноизвлекаемых составляет менее 20-30 %. В «Нефтегазтехнология» связи с этим полнота выработки остаточных припасов не вероятна без существенного совершенствования технологии извлечения остаточных извлекаемых припасов категории трудноизвлекаемых.

Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки используются все виды ГТМ «Нефтегазтехнология», направленные на интенсификацию и стабилизацию добычи нефти, на ограничение попутно-добываемой с нефтью воды, на самое обширное применение способов роста нефтеотдачи пластов, на добуривание скважин в слабовырабатываемых, застойных и тупиковых зонах и «Нефтегазтехнология» т.д.

Непрерывный анализ состояния выработки припасов месторождений указывает, что рациональное применение инфы об объекте, приобретенной при помощи гидродинамических и геологических исследовательских работ скважин, может существенно повысить эффективность разработки объекта. В основном эффективность «Нефтегазтехнология» того либо другого воздействия на пласт определяется степенью достоверности выбора участков с надлежащими геологическими и гидродинамическими чертами, величиной остаточных припасов.

При решении всеохватывающей задачки увеличения эффективности эксплуатации месторождения, находящегося на поздней стадии «Нефтегазтехнология» разработки, животрепещущим является выделение участков с высочайшей зональной и послойной неоднородностью с завышенным содержанием остаточных подвижных припасов и выбор технологий, направленных на их лучшую эксплуатацию.

Цель работы. Обоснование и разработка научно-методических «Нефтегазтехнология» основ выделения участков с завышенными остаточными подвижными припасами нефти и интенсификация их разработки.

Главные задачки исследовательских работ.

  1. Анализ и оценка состояния информационного обеспечения базы ГИС и ГДИС объекта исследования.

  2. Оценка черт фильтрационно-емкостных характеристик «Нефтегазтехнология» продуктивных пластов.

  3. Детализация геологического строения и построения карт плотности исходных балансовых, подвижных и извлекаемых припасов нефти.

  4. Анализ эффективности реализуемой системы разработки бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения

  5. Выделение участков с завышенными остаточными «Нефтегазтехнология» припасами и разукрупнение объекта эксплуатации.

  6. Исследование и обоснование эффективности увеличения технологии выработки остаточных недренируемых подвижных припасов нефти.

Способы исследовательских работ. Решение поставленных заморочек основано на использовании современных способов обработки статистической инфы по «Нефтегазтехнология» истории разработки Сабанчинского месторождения, использовании способов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах с применением современных вычислительных способов, проведении промышленных испытаний сделанных технологий.

Научная новизна выполняемой работы.

  1. Проведен анализ «Нефтегазтехнология» статистических данных результатов тесты и внедрения технологий интенсификации притока вязкой нефти с завышенным содержанием парафина и смол в пластовых критериях. Определены более действенные технологии для интенсификации работы добывающих и регулирования приемистости и закачки нагнетательных «Нефтегазтехнология» скважин.

  2. Решены гидродинамические задачки двухфазной фильтрации в зонально-неоднородном пласте в критериях селективной изоляции заводненных объемов коллектора. На базе численного опыта определены рациональные условия внедрения потокоотклоняющей технологии. Установлена зависимость коэффициента нефтеотдачи от объема «Нефтегазтехнология» оторочки и обводненности скважин, при которой применена разработка.

  3. Способом «нечетких множеств» проведено прогнозирование появления внутрискважинного перетока воды при совместной эксплуатации пластов с разным энергетическим уровнем.

  4. Изучена технико-экономическая эффективность проведения «Нефтегазтехнология» селективной водоизоляции пластов в скважинах с высочайшей степенью вероятности внутрискважинного перетока воды.

Главные защищаемые положения.

  1. Методика анализа результатов внедрения технологии интенсификации притока в добывающих и регулирование приемистости и закачки в нагнетательных «Нефтегазтехнология» скважинах для увеличения эффективности нефтевытеснения высоковязкой нефти.

  2. Методика определения геолого-технологических характеристик действенного внедрения потокоотклоняющих технологий на базе глинистой суспензии и сшитых полимерных систем.

  3. Методика прогнозирования внутрискважинного перетока воды в скважинах, эксплуатирующих пласты с разным «Нефтегазтехнология» энергетическим состоянием.

  4. Методика оценки эффективности внедрения технологии угнетения внутрискважинных перетоков зависимо от геологических и технологических характеристик избранного участка.

Практическая ценность и реализация работы.

  1. Результаты диссертационной работы применяются при формировании «Нефтегазтехнология» геолого-технических мероприятий для Бавлинского, Матросского, Кандызского, Сабанчинского месторождений и Южной площади Ромашкинского месторождения.

  2. Внедрение советов создателя с потокоотклоняющими технологиями закачкой оторочек глинистой суспензии и сшитых полимерных систем с изменяющимися параметрами объемов закачки и давления «Нефтегазтехнология» нагнетания в неоднородные водоносные пласты с остаточной нефтенасыщенностью позволило получить технологический эффект в объеме 1840 т. нефти с экономическим эффектом 2,140 млн. руб. Эффект от внедрения технологий длится.

Апробация работы. Главные положения и результаты «Нефтегазтехнология» диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2004-2007 гг.), научно-технических советах НГДУ «Бавлынефть» (г. Бавлы 2003-2007 г.г.) на республиканской научно-технической конференции юных ученых и профессионалов (г. Альметьевск, 2006 г.)

Публикация «Нефтегазтехнология» результатов и личный вклад создателя. По теме диссертации размещено 9 печатных работ, в том числе 7 – научных статей, одна из которых размещена без помощи других, получено два патента РФ. В рассматриваемых работах создателю «Нефтегазтехнология» принадлежит постановка задач, их решение, анализ приобретенных результатов и организация внедрения советов в промысловых критериях.

Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, 4 глав, главных выводов и советов, табличных приложений и перечня «Нефтегазтехнология» литературы из 143 наименований. Работа изложена на 136 страничках, в том числе содержит 5 таблиц, 64 рисунков.

Создатель выражает глубокую благодарность научному руководителю, к.ф.-м.н. Казаковой Т.Г., также к.т.н «Нефтегазтехнология». Вафину Р.В. за полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

^ Короткое содержание работы.

Во внедрении обусловлена актуальность, сформулированы цель и главные задачки исследования, приведены научная новизна, главные защищаемые положения и практическая ценность «Нефтегазтехнология» работы.

^ В первой главе рассмотрены современные представления о причинах понижения эффективности выработки нефтяных пластов в процессе использования. Выделены физические и геолого-технологические предпосылки формирования застойных зон с извлекаемыми припасами нефти, проведена оценка эффективности «Нефтегазтехнология» работы скважин на поздней стадии разработки и заводнения.

Тщательно рассмотрены предпосылки неравномерной выработки припасов нефти. Так из геолого-технических обстоятельств формирования застойных, слабовырабатываемых зон с извлекаемыми припасами выделены: геологические – ухудшение «Нефтегазтехнология» фильтрационно-емкостных параметров коллектора из-за их неоднородности, геолого-технические – изменение реологических параметров остаточной нефти и параметров коллектора в процессе разработки, технические – несовершенство действующей системы разработки. Отмечено, что данная неувязка довольно тщательно «Нефтегазтехнология» исследована.

Определенный вклад в исследование этих вопросов занесли ученые в различные годы в таких больших научно-исследовательских организациях как ГАНГ им. И.М. Губкина (И.М. Муравьев, И.Т. Мищенко, Г «Нефтегазтехнология».З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, Р.Р. Ибатуллин), во ВНИИнефть (М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Ю.В. Желтов, Г.Г. Вахитов, Г.Е. Малофеев, Б.Т. Баишев, Э.М. Симкин, О.Л. Кузнецов «Нефтегазтехнология»), в БашНИПИнефть (М.Д. Валеев, В.Е. Лозин, Э.М. Тимашев, Р.Х. Алмаев, К.С. Баймухаметов, В.Г. Пантелеев), в ТатНИПИнефть (И.Ф. Глумов, Р.Н. Дияшев, Р.А «Нефтегазтехнология». Максутов, Р.Х. Муслимов, Р.Т. Фазлыев, Р.Г. Абдулмазитов, А.Ф. Блинов, В.П. Тронов), в УГНТУ (Ю.В. Антипин, М.А. Токарев, Ю.В. Зейгман), в СибНИИНП (Ю.Е Батурин, Р «Нефтегазтехнология».Я. Кучумов, К.М. Федоров), в НИИнефтеотдача (В.Е. Андреев, Н.Ш. Хайрединов, Ю.А. Котенев), ООО «УфаНИПИнефть» (А.Г. Телин, М.М. Хасанов, А.Р. Латыпов) и другие.

В критериях насыщенного отбора нефти «Нефтегазтехнология», когда главные припасы месторождения уже извлечены с применением заводнения, в застойных зонах и недренируемых интервалах продуктивного пласта с коллекторами неоднородными по проницаемости, не окутанных воздействием вытесняющих агентов, формируются остаточные припасы нефти. Даже «Нефтегазтехнология» довольно однородное ранее поле нефтенасыщенности становится очень неоднородным. Образование целиков обосновано, приемущественно, зональной и послойной неоднородностью коллектора продуктивного пласта, что вызывает прерывание общей гидродинамической связи в зонах отбора и нагнетания. При «Нефтегазтехнология» заводнении таких залежей в участках с завышенной проницаемостью появляются фильтрационные коридоры, по которым продвигается фронт вытеснения от нагнетательной скважины к добывающим. При всем этом низкопроницаемые зоны оказываются отсеченными от воздействия вытеснения.

Ухудшение реологических «Нефтегазтехнология» параметров остаточной нефти приводит к повышению предельного градиента сдвига, т.е. к формированию более широких застойных зон. При всем этом неравномерность вытеснения нефти водой увеличивается неоднократно. Причинами конфигурации параметров нефти является, сначала «Нефтегазтехнология», изменение исходных термодинамических критерий - температуры и давления. При снижении температуры пласта вследствие закачки прохладной воды происходит существенное повышение вязкости пластовой нефти в итоге кристаллизации томных углеводородов, состоящих из парафина, церезина и «Нефтегазтехнология» других углеводородных соединений. Положение усугубляется к тому же тем, что процесс восстановления термического поля пласта может занять 10-ки лет.

Исследовательскими работами многих создателей показано, что, несовершенство действующей системы разработки, приводящее к образованию «Нефтегазтехнология» зон недвижной нефти, можно охарактеризовать последующими показателями:

1) неполный охват воздействием сетью действующих скважин;

2) совместная выработка высокопроницаемых и низкопроницаемых коллекторов;

3) заводнение прохладным агентом;

4) внедрение жидкостей с минеральным составом, хорошим от состава «Нефтегазтехнология» пластовой воды.

Проделанный в главе анализ научно-технической литературы позволяет прийти к выводу: ввод в активную разработку слабодренируемых и недренируемых припасов нефти в малопродуктивных коллекторах, застойных и тупиковых зонах, сначала, должен осуществляться комплексом ГТМ «Нефтегазтехнология» на базе действующего фонда скважин (как наименее накладный). Во вторую - с внедрением более дорогих, но высокоэффективных ГТМ, таких как зарезка боковых стволов, бурение новых вертикальных и горизонтальных скважин. Для увеличения эффективности «Нефтегазтехнология» внедрения способов роста нефтеотдачи требуется детализированное исследование параметров объекта воздействия и процессов, оказывающих воздействие на фильтрацию воды в пласте, в протяжении всей истории эксплуатации месторождения.

Проведенный анализ результатов состояния разработки и внедрение «Нефтегазтехнология» разных ГТМ на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири показал, что применение технологий в осложненных горно-геологических критериях для одних и тех же объектов дает разноплановые результаты. Отсюда следует, что выбор «Нефтегазтехнология» участков и объектов для реализации определенных технологий является одним из основных критериев эффективности нефтеизвлечения с технологиями МУН.

^ Во 2-ой главе выполнено уточнение геологической модели объекта исследования. В качестве объекта исследования было выбрано «Нефтегазтехнология» Сабанчинское месторождение, расположенное в лицензионных границах ОАО «Татнефть». Дается описание геологического строения продуктивных пластов бобриковского горизонта. Отмечено, что для построения геологической и гидродинамической модели принципиально наличие достоверной и довольно полной информативной базы данных. Первичная «Нефтегазтехнология» информация о геологическом строении залежей нефти Сабанчинского месторождения была получена от НГДУ «Бавлынефть» в удовлетворительном состоянии.

Построенная по данным базы ГИС цифровая геологическая модель обладает высочайшей информативностью о строении и ФЕС «Нефтегазтехнология» коллекторов залежей нефти бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения. Общий показатель информативности приближается к 95% (набросок 1), что позволяет выстроить достоверную геолого-гидродинамическую модель залежей нефти месторождения.

Выполнено описание и построение геологической модели бобриковского горизонта. При построении «Нефтегазтехнология» геологической модели были применены научно-методические разработки НПО «Нефтегазтехнология». Поочередно были уточнены и построены структурные карты, карты действенных толщин, карты пористости действенных толщин, карты проницаемости действенных толщин коллектора, карты расчлененности проницаемых «Нефтегазтехнология» пропластков в действенной толщине горизонта, карты исходных нефтенасыщенных толщин.



Набросок 1 – Показатель информативности базы ГИС по фильтрационно-емкостным чертам бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения


Изучен показатель неоднородности ФЕС коллектора. Данный показатель позволяет оценить коэффициент «Нефтегазтехнология» послойной неоднородности в скважинах, вскрывших два и поболее пласта, также найти очаги заводнения с высочайшей зональной неоднородностью. На практике при помощи коэффициента неоднородности ФЕС коллектора можно найти зоны завышенной фильтруемости и зоны, не «Нефтегазтехнология» вовлеченные в систему разработки. В скважинах с высочайшим коэффициентом послойной неоднородности вскрытие нескольких пропластков ведет к понижению эффективности выработки извлекаемых припасов.

Анализ статистических рассредотачиваний указывает, что на долю неоднородных по проницаемости коллекторов «Нефтегазтехнология» (неоднородность более 1) бобриковского горизонта приходится наименее 1% всех коллекторов. Более неоднородный по проницаемости пласт C1ббI3, средняя послойная неоднородность которого составляет 0,214. Но пласты C1ббI1-3 рассматриваются как единый объект разработки. Видно, что послойная неоднородность «Нефтегазтехнология» данного объекта составляет уже 0,379 (набросок 2), что гласит о значимой неоднородности проницаемостных параметров в разрезе пластов C1ббI1-3.

Приведена также физико-химическая черта нефти. По свойствам нефть горизонта является средней (плотность в пластовых «Нефтегазтехнология» критериях составляет 863,0 кг/м3, в поверхностных – 889,0 кг/м3), с завышенной вязкостью (22,24 мПа·с), высокосернистая (3,11 %), смолистая (14,4 %), парафинистая (3,15%).

По результатам прошлых исследовательских работ проведена детализация строения залежей, расчет геологических и подвижных припасов «Нефтегазтехнология» нефти и построение карт плотности исходных геологических, исходных подвижных припасов нефти. Основная цель данных карт – показать, где с большей вероятностью выработка припасов нефти будет происходить с высочайшей либо низкой эффективностью, также оценить объем припасов «Нефтегазтехнология» нефти, расположенных в недренируемых либо слабо дренируемых зонах. При построении применены методики уточнения структуры геологических, подвижных и извлекаемых припасов нефти, используемые разными нефтяными компаниями (к примеру, ОАО «Татнефть», НК «Роснефть, НК «Лукойл «Нефтегазтехнология»»), а именно, способы детализации строения нефтесодержащих коллекторов. Применяемые методические приемы почти всегда эффективны, позволяют улучшить действующие системы разработки и наметить стратегию их предстоящего развития, но они недостаточно детализированы по отдельным пластам и «Нефтегазтехнология» пропласткам.




Набросок 2 – Рассредотачивание скважин-пластов по интервалам конфигурации величины послойной неоднородности коллектора пластов C1ббI1-3 Сабанчинского месторождения.


Определена структура геологических, подвижных и извлекаемых припасов нефти пластов бобриковского горизонта. Структуризация припасов проводится по «Нефтегазтехнология» последующим главным показателям: проницаемости, послойной неоднородности, зональной неоднородности коллектора. Интервалы конфигурации характеристик, делящие исследуемые величины на группы, определялись на базе статистических рассредотачиваний характеристик ФЕС (набросок 3).

Анализ структуры припасов нефти пластов бобриковского «Нефтегазтехнология» горизонта Сабанчинского месторождения указывает, что пласты месторождения характеризуются сложным строением, разнородностью параметров коллекторов по пластам, значимой послойной и зональной неоднородностью. Пласты значительно отличаются друг от друга как по плотности геологических, подвижных и извлекаемых «Нефтегазтехнология» припасов нефти, так и по своим фильтрационно-емкостным свойствам (неоднородности ФЕС) (набросок 3).










В третьей главе проведен анализ эффективности реализуемой системы разработки Сабанчинского месторождения, главные технологические характеристики которой приведены на рисунке 4.







Набросок 4 – Динамика текущих «Нефтегазтехнология» и скопленных характеристик разработки бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения

Проведена оценка эффективности эксплуатации и обоснование проведения ГТМ по действующему фонду скважин. Отмечено что, с целью совершенствования разработки и увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения длятся «Нефтегазтехнология» и расширяются работы гидродинамического и физико-химического нрава воздействия на пласт. Всего на бобриковском горизонте с внедрением способов увеличения нефтеизвлечения пластов было обработано 425 добывающих и нагнетательных скважин. В итоге этих «Нефтегазтехнология» обработок дополнительная добыча составила около 1810.56 тыс. т нефти. Дополнительная добыча нефти, приобретенная в итоге обработок нагнетательных скважин, превосходит дополнительно добытую нефть на добывающих скважинах. По их результатам выданы советы по увеличению эффективности их внедрения.

Рассмотрен «Нефтегазтехнология» и выполнен анализ эффективности проведения ГТМ на добывающих скважинах. Виды работ ГТМ на добывающих скважинах отнесены к последующим группам:

По технологическому эффекту фаворитные позиции занимает бурение горизонтальных стволов. Это мероприятие ориентировано на интенсификацию выработки слабо дренируемых и недренируемых зон, образованных в итоге деяния сложившейся системы разработки. Доминирующими «Нефтегазтехнология» по количеству проводимых операций являются способы, направленные на стимуляцию отбора продукции действующими добывающими скважинами. Данными способами было обработано 67 % скважин. При всем этом в 2005 г. за счёт их (с учётом закачек прошлых лет), было «Нефтегазтехнология» добыто около 13.8 тыс. т дополнительной нефти.

По количеству обработок посреди способов стимуляции лидирующую позицию занимает ударно-депрессионное воздействие методом совмещения термо- и имплозионного воздействия. С начала внедрения МУН в отложениях карбона Сабанчинского месторождения данным «Нефтегазтехнология» способом обработано 126 добывающих скважин, дополнительная добыча нефти по которым составила 113.85 тыс.т нефти.

Высшую эффективность указывает термобароимплозионное воздействие (ТБИВ). При помощи данной технологии обработано 121 скважина. Дополнительно добыто 261.26 тыс. т нефти «Нефтегазтехнология».

Показано, что одним из самых действенных воздействий на призабойную зону, является способ кислотно-имплозионного воздействия. При внедрении технологии употребляется устройство имплозионного типа, совмещающее гидроимпульсные волновые процессы и хим реакцию. Разработка базирована на «Нефтегазтехнология» использовании энергии пласта, проявляющейся при искусственном нарушении гидродинамического равновесия системы "скважина - призабойная зона - пласт" методом сотворения упругих волн. При всем этом в поровом объеме коллекторов ПЗП появляются силы сдвига, направленные из пласта «Нефтегазтехнология» в скважину, что приводит к расформированию сложной многокомпонентной консистенции поровых флюидов и зоны кольматации, также к другим изменениям в самой породе (образование микротрещиноватости, новых поровых каналов за счет поршневого эффекта и другие).

Периодическое «Нефтегазтехнология» увеличение и понижение давления на забое скважины приводит к появлению снутри пласта нестационарных перепадов давления и соответственных нестационарных перетоков воды меж слоями (участками) разной проницаемости.

Проведенный анализ эффективности ГТМ на нагнетательных скважинах «Нефтегазтехнология» показал, что способы, используемые на нагнетательных скважинах, делятся последующим образом:

Посреди технологии МУН самую большую эффективность проявили способы сотворения оторочек с целью увеличения коэффициентов охвата и вытеснения на бобриковском горизонте. За счет данных способов получено 9.78% от всей дополнительной нефти, что составило 100.135 тыс. т «Нефтегазтехнология». В итоге всеохватывающего анализа внедрения ГТМ на добывающих и нагнетательных скважинах выданы советы по их предстоящему применению.

Стоит отметить, что НГДУ «Бавлынефть» проводит довольно большой объем работ, направленных на увеличение эффективности «Нефтегазтехнология» процесса разработки и, а именно, на понижение объемов попутно добываемой воды. Но некие характеристики сформировавшейся системы разработки (высочайшая текущая обводненность, припасы, не вовлеченные в разработку) требуют собственной корректировки.

^ В четвертой главе разработаны улучшенные «Нефтегазтехнология» технологии по увеличению нефтеотдачи пластов в слабо вырабатываемых зонах. Выполнены теоретические исследования увеличения нефтеотдачи коллекторов с высочайшей зональной неоднородностью и вязкой нефтью

Рассмотрен механизм сотворения потокоотклоняющих технологий на базе глинистой суспензии «Нефтегазтехнология» и сшитых полимерных систем. Невзирая на довольно широкую известность и применение данных технологий механизм деяния вязких составов на коэффициент нефтеотдачи, связывающий объем прокачки и изменение обводненности продукции окружающих добывающих скважин от точки нагнетания, исследован «Нефтегазтехнология» недостаточно много.

Разработка воздействия на пласт, предлагаемая создателем, осуществляется в последующей последовательности. Устанавливается концентрация глины в растворе зависимо от проницаемости водопринимающего интервала коллектора: 25, 45, 65, 85, 105 кг/м3 соответственно для 0,2-0,5; 0,5-0,75; 0,75-1; 1-1,5; более 1,5 мкм2. Добывающие «Нефтегазтехнология» скважины, находящиеся в слабо дренируемой зоне останавливаются. В отличие от ранее узнаваемых технологий добывающие скважины, находящиеся в высокопроницаемой зоне работают в форсированном режиме отбора. Глинистая суспензия вводится в пласт при давлении нагнетания «Нефтегазтехнология», не допускающем образования трещинок в пласте. После нагнетания глинистой суспензии в пласт под давлением на 10-20% превосходящим давление закачки глины в пласт закачивается вода для оттеснения оторочки от забоя нагнетательной скважины вглубь пласта. Потом «Нефтегазтехнология» нагнетательная скважина и добывающие скважины, находящиеся в высокопроницаемой зоне, переводятся в обыденный режим работы. Остановленные добывающие скважины также возобновляют работу (Патент РФ №2226605 Е 21 В43/20, БИ № 10, 2004).

Дальше приводится описание математической модели, применяемой для «Нефтегазтехнология» расчета объема вязкого раствора, нужного для сотворения оторочки, снижающей фильтрационные характеристики зонально-неоднородного коллектора, и обводненности продукции добывающей скважины, при которой проводится обработка. Изучено воздействие обозначенных характеристик на КИН.

Принято, что «Нефтегазтехнология» процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т.е. в критериях применимости модели "black oil".

Используя известную методику (И.В. Владимиров, Н.И. Хисамутдинов, Т.М. Тазиев) были «Нефтегазтехнология» проведены численные исследования механизма вытеснения нефти из зонально-неоднородного по проницаемости пласта с созданием вязко-упругих оторочек в зоне фильтрации воды. Рассмотрена девятиточечная схема расположения скважин. При всем этом элемент системы разработки «Нефтегазтехнология» моделируется 3-мя добывающими и нагнетательной скважинами, расположенными в углах квадрата (набросок 5).




Набросок 5 – Площадная модель зонально-неоднородного по проницаемости пласта с расположением добывающих и нагнетательных скважин. Изолиниями показано поле проницаемости.


Главные абсолютные «Нефтегазтехнология» и относительные характеристики модели соответствуют условиям залегания пласта Д1 Бавлинского месторождения. Принято, что длина пласта Lx=300 м (расстояние меж скважинами №№ 373 и 401), абсолютная проницаемость меняется от 0,1 до 1 мкм2, мощность пласта h=5 м, пористость – 0.2 д.ед «Нефтегазтехнология». Соотношение вязкостей нефти и воды . Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно равны . Изначальное пластовое давление p0=1.75107 Па, давление на забое нагнетательной скважины – 1.5p0, а в добывающих – 0.5p0. Масштаб времени: 1 отн «Нефтегазтехнология». ед. соответствует 3.1 сут. Процесс моделирования вытеснения нефти водой длился до заслуги предельной обводненности добываемой продукции каждой добывающей скважиной (95 %.).

Рассмотрено 2 варианта разработки модельного пласта. При базисном варианте в пласт закачивается вода, а «Нефтегазтехнология» добывающие скважины работают до заслуги предельной обводненности продукции. 2-ой вариант – закачка вязко-упругой оторочки на базе глинистой суспензии либо сшитой полимерной консистенции. В пласт закачивается вода. При достижении обводненности продукции какой-нибудь «Нефтегазтехнология» из добывающих скважин 80 % и поболее в пласт через нагнетательную скважину закачивается глинистый раствор, снижающий проницаемость призабойной зоны пласта на расстоянии R от нагнетательной скважины в k раз. Закачка глинистой суспензии моделируется понижением «Нефтегазтехнология» фильтрационных параметров коллектора около нагнетательной скважины в направлении обводнившейся добывающей скважины, находящейся в высокопроницаемой зоне. При всем этом принято, что все характеристики разработки (балансовые, дренируемые, недренируемые припасы нефти известны по главе 3).

В процессе продвижения «Нефтегазтехнология» оторочки происходит более активное вытеснение нефти из низкопроницаемой зоны пласта в направлении скважины D3. После закачки оторочки наблюдается понижение темпа добычи воды по всем добывающим скважинам. Более стремительно, по сопоставлению с базисным «Нефтегазтехнология» вариантом, обводняется скважина D2. При всем этом безводный период эксплуатации скважины D3 возрастает в 1,8 раз. Темп выработки пласта падает практически вдвое, в то же время КИН возрастает на 0,046 д.ед. и составляет «Нефтегазтехнология» 0,594 д.ед.

По результатам численных исследовательских работ исследовано воздействие объема закаченной суспензии на коэффициент извлечения нефти модельного пласта. Серия проведенных численных тестов указывает, что для рассматриваемых критерий лучший объем закаченной суспензии равен «Нефтегазтехнология» 1750 м3. При таком объеме оторочки КИН пласта становится большим и составляет 0,595 д.ед. (набросок 6).



Набросок 6 – Зависимость КИН от объема закаченной глинистой суспензии


Предстоящее повышение объема оторочки приводит к понижению КИН, что связано «Нефтегазтехнология» с потерей части припасов в недопромытой высокопроницаемой зоне.

Расчеты, проведенные для разных значений обводненности скважины D1, при которой проводится создание глинистой оторочки, проявили, что хорошим в критериях модельного пласта является «Нефтегазтехнология» проведение ГТМ при обводненности скважины D1 более 80% (набросок 7). При более низкой обводненности эффект от выполненного мероприятия существенно понижается. Нрав воздействия объема закаченного глинистого раствора на коэффициент извлечения нефти при всех значениях обводненности сохраняется: КИН «Нефтегазтехнология» вырастает с повышением объема раствора от 250 до 1750 м3. При предстоящем увеличении объема закаченного раствора КИН понижается. По результатам численных исследовательских работ можно выделить две области значений объема закаченной суспензии, в каких достигается лучший «Нефтегазтехнология» КИН: I область – расход суспензии от 750 до 1300 м3, II – от 1300 до 2200 м3. Такое разделение разъясняется тем, что для первого краткосрочного эффекта увеличение КИН может достигаться и при малых объемах закачки «Нефтегазтехнология». Но по мере движения оторочки по высокопроницаемой зоне она рассасывается и дробится на отдельные зоны со понижением начальной вязкости, потому эффективность КИН падает. Для II области, соответствующей как для глинистой суспензии, так и «Нефтегазтехнология» для сшитой полимерной системы, объем закачки агента выше, чем в первой области, в 1,9 раза, что сдвигает время распада оторочки на отдельные зоны. Расходы вязкоупругих оторочек соответствуют данным рассматриваемой модели, а именно, значению «Нефтегазтехнология» коэффициента неоднородности в границах принятой ячейки.

Набросок 7 – Зависимость КИН от объема закаченной глинистой суспензии для разных значений обводненности скважины D1, при которой делается закачка глинистой суспензии

Приведен пример расчета определения хороших характеристик закачки на «Нефтегазтехнология» базе оторочек глинистой суспензии и СПС в районе деяния нагнетательной скважины № 1726 Сабанчинского месторождения.

Серия проведенных численных тестов показала, что больший технологический эффект от сотворения оторочки достигается при закачке 1970 м3 глинистого «Нефтегазтехнология» раствора в скважину № 1726 после заслуги скважиной № 1788 обводненности 90%. Аналогично результатам, приобретенным для модельного пласта Бавлинского месторождения, определены 2 области значений объема закаченной суспензии, при которых КИН оптимален: I при расходах 13002100 м3 , II – 21002900 м3. Это подтверждает «Нефтегазтехнология» предположение, что характеристики воздействия расхода суспензии и обводненности скважины, при которой проводится обработка, для каждого участка разработки персональны.

Создателем проведена оценка вероятности появления внутрискважинных перетоков воды при совместной эксплуатации пластов «Нефтегазтехнология» с разным энергетическим состоянием.

Оценка вероятности появления внутрискважинного перетока в добывающих скважинах бобриковского горизонта, в отличие от ранее узнаваемых методик, проведена при помощи способа «нечетких множеств». Способом экспертной оценки выбирались характеристики, оказывающие наибольшее «Нефтегазтехнология» воздействие на появление внутрискважинного перетока. Для каждого избранного параметра определялся его коэффициент значимости. Результирующий коэффициент способности появления внутрискважинного перетока определялся как линейная композиция коэффициентов значимости отобранных характеристик. Экспертная оценка приобретенного результирующего коэффициента позволила найти «Нефтегазтехнология» степень вероятности появления внутрискважинного перетока и выделить добывающие скважины для изоляции обводненных пластов.

После проведенного анализа промысловых данных и результатов математического моделирования были выбраны последующие характеристики, оказывающие наибольшее воздействие на «Нефтегазтехнология» возможность появления внутрискважинного перетока в добывающей скважине.



где n – количество работающих пластов.

,

где – малая проницаемость работающих пластов, – наибольшая проницаемость работающих пластов.



где, – толщина глинистого раздела меж пластами.



где m – число примыкающих нагнетательных скважин, ведущих закачку в «Нефтегазтехнология» рассматриваемые пласты.

,

где l – число вскрытых нагнетательной скважиной пластов, – малая проницаемость работающих пластов, – наибольшая проницаемость работающих «Нефтегазтехнология» пластов.

Коэффициент способности появления внутрискважинного перетока в добывающей скважине определяется как

.

Для каждой добывающей скважины бобриковского горизонта был рассчитан коэффициент . В итоге исследовательских работ выделены 5 групп скважин с различной степенью вероятности внутрискважинного перетока «Нефтегазтехнология». Группы скважин выбирались на базе последующей шкалы.





Возможность появления перетока

Значение коэффициента

0

Перетока нет

0-0,3

1

Слабенькая

0,3-0,5

2

Умеренная

0,5-0,7

4

Высочайшая

0,7-0,9

5

Очень высочайшая

более 1


По приведенной выше методике был проанализирован действующий фонд добывающих скважин бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения. Отобраны скважины с обводненностью более 85 %, эксплуатирующие «Нефтегазтехнология» несколько пластов, в каких высока возможность внутрискважинного перетока. По этим скважинам рекомендовано отключение высокопроницаемых обводненных пластов, проведена оценка технико-экономической эффективности изоляции обводненного пласта.


^ Главные выводы и советы



  1. Проведенный анализ «Нефтегазтехнология» разработки пластов С1ббI1-3, С1ббII Сабанчинского месторождения указывает, что на исследуемом объекте проводится довольно большой объем работ, направленных на увеличение эффективности процесса вытеснения нефти водой. Темпы выработки припасов довольно высоки.

Более действенными являются «Нефтегазтехнология» мероприятия, проведенные в скважинах нагнетательного фонда, направленные на перераспределение фильтрационных потоков и повышение охвата заводнением слабо вырабатываемых зон. Посреди работ, проводимых на добывающих скважинах, более действенными являются всеохватывающие способы стимуляции работы скважин «Нефтегазтехнология».

  1. Реализуемые в текущее время на месторождении водоизолирующие и потокоотклоняющие технологии, невзирая на упомянутый эффект их внедрения, не довольно результативны. Анализ геолого-технологических особенностей Сабанчинского месторождения показывает на необходимость разработки более точных критериев выбора «Нефтегазтехнология» объектов для внедрения той либо другой технологии, а именно, для скважин, эксплуатирующих пласты с высочайшей зональной и послойной неоднородностью.

  2. Решены гидродинамические задачки двухфазной фильтрации в зонально-неоднородном пласте в критериях «Нефтегазтехнология» селективной изоляции заводненных объемов коллектора. На базе численных тестов определены рациональные условия внедрения потокоотклоняющих технологий. Установлена зависимость коэффициента нефтеотдачи от объема оторочки и обводненности скважин, при которой применена разработка.

  1. В скважинах с высочайшей послойной неоднородностью, эксплуатирующих несколько пластов высока «Нефтегазтехнология» возможность появления внутрискважинных перетоков. Способом «нечетких множеств» проведено прогнозирование появления внутрискважинного перетока воды при совместной эксплуатации пластов с разным энергетическим уровнем.



^ Главные положения диссертации размещены в последующих публикациях:



  1. Патент РФ №2203405, МПК Е 21 В «Нефтегазтехнология»43/20. Метод разработки нефтяной залежи / Абдулмазитов Р.Г., Ганиев Г.Г., Ханнанов Р.Г., Ганиев Б.Г., Хуррямов А.М., Мухаметвалеев И.М. №2002119757/03; заявл. 29.07.2002; опубл. 27.04.2003, Бюл. Открытия. Изобретения. – 2003. – № 12.

  2. Патент РФ №2226605, МПК Е «Нефтегазтехнология» 21 В43/20. Метод разработки заводненных пластов с зональной неоднородной проницаемостью / Хисамов Р.С., Ганиев Г.Г., Садреев А.М., Ганиев Б.Г., Нагаев М.Г., Ханнанов Р.Г., Гильмутдинов Н.А «Нефтегазтехнология». №2003114192/03; заявл. 14.05.2003; опубл. 10.04.2004, Бюл. Открытия. Изобретения. – 2004. – №10.

  3. Хуррямов А.М., Ганиев Б.Г., Кузнецов В.Г., Абдулмазитов Р.Г., Абзяппаров А.В., Емельянова Г.Г. Улучшение системы разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах Бавлинского «Нефтегазтехнология» месторождения // НТЖ, Георесурсы. – Казань: КГУ. – 2006. – №3. – С.11-14.

  4. Тюрин В.В., Мухаметвалеев И.М., Ганиев Б.Г., Подавалов В.Б. Опыт внедрения горизонтальной технологии нефтеизвлечения на объектах НГДУ «Бавлынефть»// НТЖ, Георесурсы. – Казань: КГУ. – 2006. – №3. – С «Нефтегазтехнология».24-27.

  5. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Казакова Т.Г., Тазиев М.М., Кожин В.Н., Ганиев Б.Г. Исследование воздействия текущей обводненности коллектора промежного слоя с водонефтяными зонами на свойства вытеснения пласта// НТЖ, Нефтепромысловое «Нефтегазтехнология» дело. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2006. – №11. – С.12-18

  6. Хисамутдинов Н.И., Казакова Т.Г., Гильманова Р.Х., Тазиев М.М., Кожин В.Н., Ганиев Б.Г. Исследование воздействия неоднородности коллектора переходной зоны на свойства выработанности пласта// НТЖ «Нефтегазтехнология», Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ.– 2006.– №11. – С.18-21.

  7. Владимиров И.В., Владимирова И.И., Тазиев М.М., Кожин В.Н., Ганиев Б.Г. Исследование воздействия вязкости вытесняющего агента на процессы извлечения нефти «Нефтегазтехнология» из неоднородного по проницаемости коллектора// НТЖ, Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2006. – №11. – С. 28-33.

  8. Казакова Т.Г., Данилов Е.В., Тюфякова О.С., Ганиев Б.Г. Оценка вероятности появления внутрискважинных перетоков воды при совместной эксплуатации «Нефтегазтехнология» пластов с разным энергетическим состоянием// НТЖ, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2008. – №1. – С.15-19.

  9. Ганиев Б.Г. Оценка динамики конфигурации эффективности ГТМ в процессе разработки Сабанчинского месторождения// НТЖ, Геология, геофизика и разработка «Нефтегазтехнология» нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2008. – №1. – С.9-12.




neft-i-gaz-v-amurskoj-oblasti.html
neft-proishozhdenie-sostav-metodi-i-sposobi-pererabotki-referat.html
neft-v-obmen-na-prodovolstvie.html