На правах рукописи

ПАСЫНКОВ АНДРЕЙ ГЕРОЕВИЧ СИСТЕМНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГАНСКОГО РЕГИОНА) Специальность 25.00.17 - УРазработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторожденийФ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа Ц2005 2

Работа выполнена в ОАО Юганскнефтегаз и Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор физико-математических наук, профессор Бахтизин Рамиль Назифович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Зейгман Юрий Вениаминович;

кандидат технических наук, с.н.с.

Дъячук Иван Алексеевич.

Ведущая организация НПО Нефтегазтехнология.

Защита состоится л 23 декабря 2005 года в 15Ц30 часов на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.

Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан л ноября 2005 года.

Учёный секретарь диссертационного совета Ямалиев В.У.

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время в процессе разработки месторождений нефти Западной Сибири находится большое количество пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами или коллекторами разной проницаемости. Месторождения, в своём большинстве, характеризуются значительной и к тому же растущей обводнённостью продукции пластов, неоднородностью продуктивных пластов по проницаемости, повышенной гидрофильностью пород и относительно низкой нефтенасыщенностью.

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное отключение из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев. В частности, снижение продуктивности скважин, эксплуатирующих один из основных пластов Юганского региона нефти и газа - БС, в первую очередь, вызвано снижением фазовой проницаемости для нефти по мере роста обводнённости добываемой продукции. Следствием проявления этих факторов является то, что при водонасыщенности выше 0,7 объёмных долей, нефть таких месторождений как Мамонтовское, Усть-Балыкское, ЮжноБалыкское, Южно-Сургутское практически не фильтруется, остаточная же нефтенасыщенность представлена в основном капиллярно защемлённой нефтью.

На залежах с такими продуктивными горизонтами необходимо применять методы воздействия на ПЗП с целью интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых прослоев, а также выравнивания профиля приёмистости и интенсификации приёмистости нагнетательных скважин.

Цель работы. Анализ и разработка методического подхода к выбору системных технологий интенсификации добычи нефти на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.

В рамках поставленной цели, применительно к месторождениям нефти и газа Юганского региона, решались задачи:

- исследование влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность операций гидроразрыва пласта (ГРП), анализ влияния технологии проведения ГРП на его эффективность;

- оценка прироста извлекаемых запасов и коэффициента извлечения нефти (КИН) при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах;

- оценка эффективности и выявление закономерностей процесса интенсификации добычи нефти путём форсированного отбора жидкости (ФОЖ) и комплексного применения технологии ФОЖ и потокоотклоняющих технологий с использованием полимерно-гелевых составов.

Научная новизна 1. С использованием дифференциальных моделей расчета дополнительной добычи и характеристик вытеснения нефти водой рассчитаны величины вовлекаемых в разработку запасов при проведении операций ГРП.

2. Определены уровни влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность ГРП. Проведена классификация эффективности мероприятий ГРП в зависимости от групп пластов, типов коллекторов и особенностей систем разработки месторождений.

3. Выявлена зависимость влияния технологии проведения ГРП, размеров трещин на эффективность ГРП.

Практическая ценность 1. Показано, что для геолого-физических условий месторождений нефти Юганского региона, ГРП является одним из наиболее эффективных инструментов воздействия на пласт, обеспечивающим увеличение текущей и конечной нефтеотдачи. Потенциальный прирост запасов, вовлекаемых в разработку за счет увеличения коэффициента охвата при проведении ГРП на объектах разработки Юганского региона, может превысить 300 млн. т нефти.

2. Установлено, что наиболее успешно операции по ГРП осуществляются на пластах группы Ю (имеющих низкую проницаемость), где доля удачно проведенных ГРП составляет 89,0 %, а также на пластах группы А - 74,5 %. Совершенствование технологий гидроразрыва пласта, а также применение различных методов борьбы с выносом проппанта, обеспечивают не только более высокие приросты дебитов жидкости, но и значительно продлевают эффект от ГРП.

3. Установлено, что для низкопроницаемых пластов (коллекторы Приразломного (БС ), Мало-Балыкского (БС ) месторождений), сочетание технологий 4 ФОЖ и ГРП обеспечивает максимальный прирост извлечения запасов нефти.

4. Показано, что наибольшая эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти путём ФОЖ достигается при увеличении кратности отбора жидкости из скважин не менее чем в 1,8 раза. При этом успешность операций достигает 88 %, прирост извлекаемых запасов - порядка 8,5 тыс.т /скв.

5. Установлено, что комплексное сочетание ФОЖ и потокоотклоняющих технологий более эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов. В противном случае необходимо увеличение объема закачиваемого полимерногелевого состава.

6. Разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Апробация работы. Содержание работы докладывалось и обсуждалось на Международном симпозиуме Результаты комплексного применения интенсификации добычи нефти и потокоотклоняющих технологий на месторождениях ОАО Юганскнефтегаз, г. Москва, 2005 г.; 5-й международной конференции Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей, г.

Краснодар, 2005 г.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 8 печатных работ.

Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, глав, заключения, списка использованной литературы из 211 наименований, содержит 149 страниц машинописного текста, 59 рисунков, 18 таблиц и 2 приложения объёмом 10 страниц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрывается актуальность рассматриваемой проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы.

Первая глава посвящена литературному обзору материала по тематике диссертации. Вопросы интенсификации добычи нефти рассмотрены в трудах Р.Х. Алмаева, Л.К. Алтуниной, П.С. Бриллианта, Т.А. Бурдынь, В.В. Гузеева, С.А. Жданова, Ю.В. Зейгмана, Л.Х. Ибрагимова, Р.Д. Каневской, Р.М. Курамшина, М.В. Катеева, Б.И. Леви, Н.Н. Лисовского, Е.В. Лозина, Д. Мача, А.Х.

Мирзаджанзаде, И.Г. Мищенко, А.И. Пономарёва, М.Л. Сургучёва, А.Г. Телина, М.А. Токарева, Д. Уолкотта, П.М. Усачёва, Э.М. Халимова, Н.И. Хисамутдинова, М. Экономидеса и других исследователей.

В связи с существенным изменением структуры запасов нефти, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, расположенных в низкопроницаемых, расчленённых коллекторах месторождений нефти Западной Сибири, возрастает роль геолого-технических мероприятий, позволяющих существенно повысить коэффициент нефтеизвлечения. Одним из наиболее эффективных и динамично развивающихся способов разработки нефтяных месторождений является ГРП.

В настоящее время на месторождениях нефти и газа, расположенных в ХМАО, ежегодно проводится около 1000 операций по ГРП, практически на всех типах продуктивных коллекторов.

Эффективным методом интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи является метод ФОЖ, причём отмечается, что наиболее целесообразно его применение на заключительной стадии разработки нефтяных месторождений.

Актуальной задачей эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири является регулирование заводнения с помощью потокоотклоняющих реагентов. Перспективными вариантами селективного снижения проницаемости наиболее проницаемых и, соответственно, выработанных пластов и пропластков, являются технологии, основанные на применении полимерных составов, силикатов и алюмосиликатов, карбамидно-формальдегидных смол, кремнийорганических соединений. Высокой эффективностью обладает и комплексная технология, сочетающая интенсификацию отбора жидкости с физико-химическими МУН, в частности, закачкой большеобъёмных оторочек сшитых полимерно-гелевых составов. Наличие широкого ряда технологий интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеизвлечения делает актуальными работы по анализу их эффективности и оптимизации применения на месторождениях Западной Сибири.

Во второй главе приведены результаты исследований, направленных на анализ эффективности и совершенствование технологий применения ГРП на месторождениях нефти и газа Юганского региона.

Динамика проведения ГРП на месторождениях Юганского региона, в частности, ОАО Юганскнефтегаз (ОАО ЮНГ), приведена на рисунке 1.

Из представленных данных видно, что на месторождениях нефти ОАО Юганскнефтегаз за 1988 - 2003 гг. было проведено свыше трех тысяч операций по гидроразрыву пласта. Наибольшее количество мероприятий по ГРП приходится на период 1996 - 1997 гг., последовавший за этим спад обусловлен, в первую 200 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 Год Рисунок 1 - Динамика проведения ГРП на объектах ОАО Юганскнефтегаз за период 1988 - 2003 гг.

очередь, экономическими проблемами в ОАО ЮНГ, в последующем достигнута определённая стабилизация - порядка 250 - 300 операций ГРП в год.

Количество ГРП Для оценки влияния ГРП на КИН на основных объектах разработки Юганского региона были использованы две различные методики расчета изменения коэффициента охвата. Первая основана на реальных трехмерных геологических моделях месторождений, вторая - на использовании геостохастического моделирования. Используя построенные геологические модели пластов, определяли ожидаемый прирост коэффициента охвата, и, соответственно, прирост КИН и извлекаемых запасов, достигнутые при проведении ГРП. Значения прироста извлекаемых запасов и КИН для ряда объектов разработки Юганского региона приведены в таблице 1.

Оценка потенциала прироста извлекаемых запасов показала, что в целом, за весь срок разработки применение ГРП на низкопродуктивных коллекторах Юганского региона может обеспечить потенциальный прирост извлекаемых запасов не менее чем на 300 млн. т, в основном, за счет Приобского, Приразломного и Мало-Балыкского месторождений, где прирост КИН при применении ГРП составляет не менее 30 %.

Величина вовлеченных в разработку запасов при ГРП в результате подключения трещиной нефтенасыщенных пропластков и линз определялась по каждой скважине в отдельности по методике, утвержденной в ОАО ЮНГ в 2001 г. (Оценка технологической эффективности проведения геолого-технических мероприятий № 403-88-У), с использованием дифференциальных моделей для расчета дополнительной добычи нефти и характеристик вытеснения нефти водой для определения изменения значений остаточных запасов (для высокообводнённых скважин). Методика позволяет оценивать и разделять дополнительную добычу нефти в результате проведения геолого-технического мероприятия по трем основным характеристикам работы скважин - коэффициенту эксплуатации, дебиту жидкости и обводнённости добываемой продукции. Технологическая эффективность ГТМ определялась как дополнительная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта (приращения вовлекаемых в разработку запасов нефти) путем сравнения фактических показателей с расчётными (базовыми), которые были бы характерны для базового метода разработки Таблица 1 - Оценка прироста извлекаемых запасов за счет увеличения коэффициента охвата при проведении ГРП на объектах разработки месторождений нефти Юганского региона Средняя Максимально возКол-во Средняя Объём можный прирост Месторождение, сква- проница-оптималь- Прирост извлекаемых запатрещи- ная длина Кохв., (пласт) жин с ны, м3 емость, трещины, % сов на конец разраГРП мД м ботки, тыс. т Усть-Балыкское (БС ) 88 21 185 13 0,0 Солкинское (ЮС ) 9 21 15 36 1,3 Юж-Сургутское(1Б, 2Б ) 10 21 273 9 0,0 Юж-Сургутское(Ю ) 50 21 51 15 7,0 Вост-Сургутское (Ю ) 10 21 10 59 0,5 Вост-Сургутское (Ю ) 3 21 10 42 0,3 Омбинское (Ю ) 24 21 6 79 1,2 Мамонтовское (БC ) 92 21 210 11 0,0 Мамонтовское (AC ) 51 21 210 12 0,3 Средне-Балыкское (Б ) 49 21 9 58 2,7 Мало-Балыкское (Б ) 573 21 6 58 3,7 Угутское (Ю ) 79 21 26 37 0,4 Петелинское(АС ) 10 21 65 23 0,7 Киняминское (Ю ) 3 21 24 35 0,0 1/Западно-Угутское (Ю ) 9 21 15 36 5,1 1-Правдинское (Б ) 11 21 130 20 0,1 Правдинское (Б ) 2 21 200 16 0,0 Правдинское (Б ) 68 21 205 11 1,7 Приразломное (Б ) 745 21 5.9 55 2,5 Лемпинское (АС ) 25 21 20 44 0,0 10-Лемпинское (Б ) 13 21 15 70 0,3 Лемпинское (Б ) 3 21 40 41 0,0 Приобское 919 21 10 50 0,8 Итого: объекта без проведения ГТМ. Значения прироста запасов для отдельных скважин объектов Юганского региона, вовлеченных в разработку в результате проведения ГРП в 2003 г., приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты проведения ГРП на объектах разработки Юганского региона Прирост Неиз- Прирост запаКол-во запасов, во- влечённые сов, вовлекаеобрабо- % от Месторождение Пласт влекаемых запасы неф- мых в разратанных НИЗ в разра- ти (НИЗ), ботку, тыс. т.

скважин ботку, тыс. т тыс. т на одну скв.