Геолого технологическое обоснование применения комплексных технологий освоения трудноизвлекаемых запасов нефти

Вид материала

Автореферат

Содержание Общая характеристика работы Целью работы Основные задачи и методы исследований Научная новизна выполненной работы Основные защищаемые положения Практическая ценность и внедрение результатов работы Структура диссертации Содержание работы Первая глава Вторая глава В третьей главе Объекты в терригенных коллекторах Объекты в карбонатных коллекторах Объекты в терригенных коллекторах Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые с заводнением Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые без заводнения В четвертой главе Дилатационно-волновое воздействие (ДВВ). Гидроразрыв пласта зарядом (ЗГРП-01-1). Термогазохимическое воздействие (ТГХВ). ... Полное содержание

Подобный материал:

• Комплесное многоуровневое планирование применения третичных методов увеличения нефтеотдачи, 454.23kb.
• Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений в заключительной, 293.03kb.
• Программа-минимум кандидатского экзамена по специальности 25. 00. 15 «Технология бурения, 138.31kb.
• 25. 00. 12 Геология, поиски и разведка горючих ископаемых, 11.81kb.
• Планирование производственной программы Выбор методики обоснования планового уровня, 910.09kb.
• Программа по курсу «Методы интерпретации гис при подсчете запасов нефти и газа», 90.53kb.
• Зарубежнефть общая характеристика эффективности использования запасов нефти, 502.14kb.
• Контрольная работа по предмету «Системы технологий» на тему: «Принципы промышленной, 273.88kb.
• В. П. Орлов Для чего нам нужна новая классификация запасов, 97.08kb.
• Рабочей программы учебной дисциплины «специальные вопросы алгебры» Уровень основной, 46.41kb.

УДК 622.276 На правах рукописи


НГУЕН ТХЕ ЗУНГ


ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ОСВОЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ


Специальности: 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

25.00.12 – Геология, поиски и разведка горючих ископаемых


АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук


Уфа – 2007


Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете и Центре химической механики нефти Академии наук Республики Башкортостан.


Научные руководители: доктор технических наук, профессор

Андреев Вадим Евгеньевич

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Сиднев Александр Валентинович


Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор,

член - корреспондент АН РБ

Нугаев Раис Янфурович

кандидат геолого-минералогических наук

Чан Ле Донг


Ведущее предприятие: Общество с ограниченной ответственностью

научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология» (ООО НПО «Нефтегазтехнология»), г.Уфа


Защита состоится 2 августа 2007 г. в 14⁰⁰ часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, Республика Башкортостан, г.Уфа, пр.Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института проблем транспорта энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР»).


Автореферат разослан 2 июля 2007 г.


Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ


Актуальность темы исследований. Исследуемая в представленной работе проблема в какой-то мере решает остро стоящий перед мировым сообществом вопрос обеспечения энергоресурсами в связи с тем, что сегодня имеет место тенденция ухудшения структуры запасов нефти и в балансе увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов. В настоящее время, когда открытие новых крупных нефтяных месторождений связано с возрастающими затратами, а многие разрабатываемые в Башкирском нефтедобывающем регионе нефтяные месторождения истощены, вопросы повышения нефтеотдачи продуктивных пород приобретают особо важное значение. С учетом того, что немалая часть нефтяных месторождений здесь характеризуется низкой проницаемостью, актуальным является детальное изучение ряда наиболее эффективных способов освоения трудноизвлекаемых запасов – комплексных технологий. Традиционные подходы в решении проблем поддержания добычи становятся все менее значимы. Успешная доразработка действующих объектов возможна только с использованием наиболее прогрессивных и высоко-эффективных методов воздействия на пласт. Нефтяные месторождения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины характеризуются широким спектром геолого-промысловых условий, разной степенью выработки запасов нефти и эффективностью применения методов воздействия на пласт. Оперативный контроль полноты и качества геолого-промысловой информации, выбор комплекса технологических моделей позволил оценить состояние разработки отдельных участков нефтяных залежей и обосновать применение наиболее эффективных комплексных методов воздействия на пласт.

Целью работы является обобщение и анализ опыта использования комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов и разработка геолого-технологических критериев выбора этих технологий для освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.

Основные задачи и методы исследований:

1. На основе анализа научно-технической и патентной литературы установить основные тенденции в разработке и промышленном использовании комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов.

2. Провести классификацию объектов разработки месторождений зоны сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины по комплексу контролируемых геолого-физических и технологических параметров методом главных компонент (МГК) и проанализировать структуру запасов выделенных групп.

3. Выполнить геолого-промысловый и геолого-статистический анализ разработки объектов выделенных групп и определить основные факторы, влияющие на эффективность процесса нефтеизвлечения.

4. Установить геолого-технологические особенности применения комп-лексных технологий повышения нефтеотдачи пластов на типичных объектах выделенных групп и дать рекомендации по выбору комплексных технологий для освоения различных классов трудноизвлекаемых запасов нефти.

Научная новизна выполненной работы:

1. На основе классификации объектов разработки зоны сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины выделены характерные группы, отличающиеся комплексом геолого-физических и физико-химических свойств пластовых систем и технологическими параметрами систем разработки, определены центры группирования (типичные объекты) и проведено структурирование геологических и извлекаемых запасов дифференцированно по выделенным группам.

2. В результате многоуровневого геолого-промыслового и геолого-статистического анализа выявлены основные геолого-физические и техноло-гические факторы, влияющие на эффективность процесса нефтеизвлечения в зависимости от типа коллектора и применяемой системы разработки.

3. Выявлены основные геолого-технологические особенности применения комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов на типичных объектах выделенных групп, проведен сравнительный анализ технологической эффективности микробиологических, физических, физико-химических и комплексных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и снижения обводненности продукции.

4. Разработаны рекомендации по выбору комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов для различных классов трудноизвлекаемых запасов нефти.

Основные защищаемые положения:

1. Классификация эксплуатационных объектов в зоне сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины методом главных компонент по комплексу геолого-физических и физико-химических свойств пластовых систем.

2. Научно обоснованные геолого-статистические модели эффективности процесса нефтеизвлечения в выделенных группах объектов.

3. Рекомендации по выбору комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов для различных классов трудноизвлекаемых запасов.

Практическая ценность и внедрение результатов работы:

Результаты проведенных исследований позволяют существенно повысить эффективность разработки нефтяных месторождений с ТрИЗ через применение комплексных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и снижения обводненности продукции. Рекомендации автора по обоснованию применения комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов использованы при составлении проекта разработки Красноярско-Куединского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ – Пермнефть».

Публикации: По теме диссертационной работы опубликовано девять печатных работ. Автор неоднократно докладывал материалы на вузовских, региональных и международных конференциях в Саратове, Уфе, Ижевске, Ухте, Янауле и др. в 2001 – 2006 гг.

Структура диссертации: Диссертация состоит из введения, 4-х глав и заключения. Список литературы включает 97 наименований. Текст на 163 страницах, содержит 59 рисунков и 33 таблицы.

Автор искренне благодарен за помощь, ценные советы и консультации научным руководителям д.т.н., профессору В.Е. Андрееву, д.г.-м.н., профессору А.В. Сидневу, а также д.г.-м.н., профессору Н.Ш. Хайрединову, д.т.н. Ю.А. Котеневу, к.г-м.н., доценту Ш.Х. Султанову, к.т.н. И.И. Абызбаеву, к.т.н. Р.М. Каримову, к.т.н. А.В. Чибисову, сотрудникам ЦХИМН АН РБ, коллективу кафедры геологии УГНТУ, начальнику производственного управления ОАО «АНК «Башнефть» к.т.н. Ю.В Лукьянову, генеральному директору ДООО «Башгеопроект» к.т.н. Е.Н. Сафонову и многим другим, плодотворная работа с которыми способствовала становлению, развитию идей и практической их реализации.


СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ


Во введении мотивируется актуальность темы диссертации, определяются цели и основные задачи исследования, обосновываются: научная новизна, защищаемые положения, практическая ценность и внедрение результатов.

Первая глава диссертации посвящена обобщению основных применяемых комплексных технологий освоения трудноизвлекаемых запасов нефти. Отмечено, что значительный вклад в изучение комплексных техонологий, совершенствование принципов и методов разработки место-рождений внесла большая группа российских учёных и специалистов таких предприятий как: ОАО «Башнефть», ООО «Башгеопроект», НГДУ «Краснохолмскнефть» и ЦХИМН АН РБ: Абызбаев И.И., Алтунина Л.К., Алемасов В.Е., Андерсон Т., Андреев В.Е., Арабаджи М.С., Асмоловский В.С., Ащепков М.Ю., Ащепков Ю.С., Бакиров Э.А., Березин Г.В., Бугаец А.Н., Буторин Э.А., Винь Т.Д., Волков Ю.А., Гайнуллин К.Х., Гуськов О.И., Доан Ф.В., Добрынин В.М., Дуденко Л.Н., Загидуллина Л.Н., Ибрагимов Г.З., Исхаков И.А., Каждан А.Б., Камалов Р.Н., Каптелинин О.В., Котенёв Ю.А., Кравцов Я.И., Куликов А.Н., Лукьянов Ю.В., Марфин Е.А., Муслимов Р.Х., Назмиев И.М., Насыров А.Н., Нугайбекова А.Г., Павлов Е.Г., Попов А.М., Потрясов А.А., Рао С.Р., Розанова Е.П., Розенкова З.A., Самбурова Л.И., Сваровская Л.И., Телин А.Г., Туфанов И.А., Хавкин А.Я., Хайрединов Н.Ш., Чан Л.Д., Черский Н.В., Шарифуллин Р.Я., Шестернин В.В. и др.

Алтунина Л.К., Булдакова Е.П., Сваровская Л.И., Винь Т.Д., Доан Ф.В. и др. в своих работах описывают применение микробиологического метода на поздней стадии разработки обводненных месторождений с возрастающей долей трудноизвлекаемых запасов остаточных нефтей. В этих работах авторы проводили лабораторные испытания экологически безопасной биотехнологии увеличения нефтеотдачи применительно к условиям залежи высоко-парафинистых нефтей месторождения Белый Тигр (Вьетнам).

Ащепков М.Ю., Ащепков Ю.С., Березин Г.В. и Назмиев И.М. описывают опыт применения осадкообразующей технологии с использованием щелочно-полимерного раствора (ЩПР) на фоне дилатационно-волнового воздействия (ДВВ) на продуктивные пласты терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Юсуповской площади Арланского месторождения. Авторы показали, что при комплексном воздействии на нефтяные залежи ДВВ и осадкогелеобразующими технологиями техническая эффективность резко возрастает.

Каптелинин О.В., Лукьянов О.В., Дыбленко В.П., Туфанов И.А. и Шарифуллин Р.Я. в своих работах доказали высокую эффективность применения комплексной технологии виброволнового и физико-химического воздействия на пласт для вовлечения в активную разработку трудно-извлекаемых запасов, содержащихся в карбонатных и низкопроницаемых коллекторах.

Добрынин В.М., Камалов Р.Н., Насыров А.Н. и др. показали успешность применения физико-химических и микробиологических методов на месторождениях Башкортостана и Татарстана при сочетании с заводнением. Применение этих методов позволяет улучшить вытесняющие свойства воды для обеспечения полноты выработки остаточной нефти заводненных зон.

Алемасов В.Е., Кравцов Я.И., Муслимов М.Х., Хавкин А.Я. и др. проанализировали опыт применения комбинированных энергосберегающих технологий разработки трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти и природных битумов с совместным применением теплового и газового воздействия.

Буторин Э.А., Волков Ю.А., Марфин Е.А., Шестернин В.В. и др. утверждают, что значимые результаты достигнуты при совмещении теплового, волнового и физико-химического воздействия. При этом, во-первых, каждое из них в отдельности оказывает многофакторное влияние на процесс фильтрации, а во-вторых, создает благоприятные условия для проявления новых возможностей в совершенствовании механизма воздействия на процессы в пласте.

Зиритт З.Л., Ривас О. и Бресолин Г. описывают опыт применения пароциклических обработок (ПЦО) в сочетании с закачкой ПАВ при разработке месторождений тяжёлых нефтей. Ещё в 1988 г. применялись специально подобранные реагенты (ПАВ) для пароциклических обработок скважин. Это приводило к большому увеличению добычи нефти за цикл, за единицу времени и на единицу массы закачиваемого пара.

Лозин Е.В., Пияков Г.Н. и др. в своих работах указывали возможность повышения эффективности гидроразрыва пластов с использованием виброволнового воздействия.

По данным литературных источников отмечены недостатки ряда существующих тампонажных составов, являющихся основой комплексных технологий: токсичность, пожароопасность, возможность кольматации и ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта. При реализации комплексных технологий отмечена необходимость повышения селективного воздействия.

В последние годы всё больший интерес вызывает метод комплексного воздействия, под которым понимается совмещение или чередование с определенной закономерностью различных методов воздействия на продуктивные пласты. Важным обстоятельством является тот факт, что применяемые методы не противопоставляются друг другу, а способствуют повышению эффективности каждого из них в условиях эволюции пласта. Тем самым обеспечивается рациональное использование накопленного опыта и материально-технической базы. Наибольшая эффективность достигается в тех случаях, когда при совмещении методов проявляется их взаимовлияние на механизм каждого из них. Важной задачей является создание комплексных технологий, при удачном сочетании которых достигается значительный эффект.


Вторая глава диссертационной работы посвящена обобщению и систематизации геолого-физических характеристик и группированию объектов разработки месторождений зоны сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины.

Расположенные в северо-западной части Республики Башкортостан месторождения Краснохолмской группы приурочены к пограничной зоне двух структур первого порядка: Башкирского свода и Верхне-Камской впадины. По кровле терригенных отложенний нижнего карбона здесь выделено более 60-ти локальных поднятий. Обе эти структуры, как многие другие в пределах Удмуртской и Татарской Республик, Пермской, Оренбургской и других областей, входят в состав значительной по площади Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Находящиеся здесь месторождения – преимущественно осадочного происхождения. В их числе: горючие полезные ископаемые (нефть, природный газ, каменный уголь, торф); агрономические руды; строительные материалы (строительный камень, песчано-гравийные смеси, глины и суглинки ) и др.

Главной же составляющей минерально-сырьевой базы Башкортостана являются топливные ресурсы, в первую очередь нефть. За период промышленной разработки нефтяных месторждений (с 1932 года) добыто свыше 1,5 млрд. т нефти и 70 млрд. м³ природного и попутного газа, открыто более 250 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Наиболее крупными из них на северо-западе республики являются Орьебашское, Четырманское, Югомашевское, Татышлинское и др. В настоящее время по объективным причинам добыча нефти постепенно снижается и составляет около 12 млн. т. Разрабатываются 150 нефтяных и нефтегазовых месторождений, 17 законсервировано и на 5-ти проводятся геолого-разведочные работы. Большинство месторождений перешагнуло пик своей максимальной добычи и находится в поздней стадии разработки с высокой степенью обводненности добываемой продукции. На завершающей стадии разработки находятся 26 месторождений. Степень освоения начальных суммарных ресурсов нефти составляет 78,9 %, – газа 27,5 % (Хамитов, 2000 г). В среднесрочной перспективе нефтедобыча будет оставаться приоритетным направлением в добывающей промышленности Башкортостана.

В этой плоскости и стоит основная задача нашего исследования: научно обосновать возможность, необходимость и достаточность современных технологических приёмов и методологий для стабилизации нефтедобычи на продолжительный период (два-три десятилетия) экономического саморазвития республики. Богатство природных ресурсов, экологический и научно-интеллектуальный потенциал республики и впередь должны служить во имя процветания её многонационального народа и всей России. Рассмотрим вкратце строение интересующих нас структурно-тектонических элементов.

Разрез осадочной толщи «Краснохолмской группы» нефтяных месторождений изучен нами до глубины 5019 м (по материалам параметри-ческой скв. № 83 Калтасинская и поиско­вой скв. № 82 Орьебашская – 5013 м). Фундамент ни одной из скважин не был достигнут. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, карбона и перми, а также молодые кайнозойские отложения в долинах рек и на междуречьях.

Сводный разрез палеозоя зоны сочленения Верхне-Камской впадины и Башкирского свода дает отчетливое представление об основных этапах геологической истории этого региона. В условиях эпейрогенического режима развития создалась возможность формирования пликативных структур и насыщения их флюидами. Последние избрали местом своего скопления песчаные и карбонатные пласты девона и карбона.

В настоящее время все открытые в Башкортостане нефтяные и нефтегазовые месторождения (более 160 единиц) приурочены к палеозойскому разрезу. В последние десятилетия появился ряд научных работ по обобщению условий их формирования и выделению зон нефтегазонакопления. Это важно для понимания проблемы углеводородонасыщения литосферы в глобальном масштабе и для оценки возможности единства зон нефтенакопления палеозоя Башкортостана и других регионов. Нам это важно для выполнения условий группирования объектов разработки Краснохолмской группы месторождений с целью поиска новых направлений повышения эффективности эксплуатации залежей.

Отметим, что в платформенной части Башкортостана, равно как и в нашем регионе исследований, в нефтенасыщенных палеозойских отложениях сегодния выделяются (по Е.В.Лозину, Г.П.Ованесову, М.А.Юнусову и др.) семь нефтегазоносных комплексов (снизу вверх по разрезу):

1. Терригенно-карбонатный девонский;
   
2. Карбонатный верхний девон – турней;
   
3. Терригенный нижний карбон (ТТНК);
   
4. Карбонатный башкирский;
   
5. Терригенно-карбонатный верейский;
   
6. Карбонатный каширо-гжельский;
   
7. Карбонатный верхний девон-нижняя пермь.
   

Эта классификация является важным элементом в наших исследованиях по группированию объектов и последующих аналитических расчётах. Краткий очерк о геологическом строении Краснохолмских месторождений показывает, что в их пространственном расположении, как и содержании, есть определенная закономерность: 1) Подавляющее число месторождений сосредоточилось в зоне сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины. В девоне она могла быть областью мелководного палеошельфа с многими рукавообразными притоками с пологого склона башкирского свода.

В карбоне бассейн углублялся, возникали бортовые зоны с рифовыми постройками, сменившиеся затем фациями открытого моря. 2) Тектонически периферия двух структурных элементов оказалась благопрятной зоной нефтенакопления как «первичного» (в песчаниках), так и «вторичного» (в трещиноватых карбонатах) типов.

Проведена классификация и группирование продуктивных объектов разработки по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластовых систем.

Выделение однородных групп проводилось одним из методов теории распознавания образов – методом главных компонент (МГК) с исполь-зованием пакета прикладных программ GEOMAGE Plus для ПЭВМ, разработанного в ЦХИМН АН РБ.

Для объектов, приуроченных к терригенным и карбо­натным коллекторам, идентификацию проводили отдель­но. Для группирования было взято 88 объектов (31– в терригенных и 57 – в карбонатных коллекторах ) по следующим параметрам: коэффициентам проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, расчлененности, плотности и вязко­сти пластовой нефти, объёмному коэффи-циенту нефти, пластовому давлению и температуре, общей и эффектив­ной нефте-насыщенной толщине, содержанию серы, пара­финов, асфальтенов, проектному коэффициенту извлече­ния нефти, площади нефтеносности и глубине залегания.

Геометрическое представление объектов исследования (терригенных и карбонатных) в координатных осях главных компо­нент Z1-Z2, Z1-Z3 и Z1-Z4 позволило выделить по три относительно однородных группы объектов (соответственно, в терригенных и карбонатных коллек­торах). При выделении групп и проведении границ выполнялось условие, при котором каждая группа объектов должна занимать определенную и ограниченную зону в пространстве всех четырёх главных компонент. Для качественной характеристики и выявления особенно­стей выделенных групп объектов по исходным геолого-физическим и физико-химическим параметрам были рассчитаны их значения для средних гипотетических залежей, а также проведено разделение по характерным интервалам изменения параметров. Последние выбирали исходя из средних значений гипотетических залежей, наилучшего разделения средних объектов и законов распределения параметров групп.


В третьей главе приведены анализ структуры запасов нефти, геолого-промысловый и геолого-статистический анализ процесса нефтеизвлечения в выделенных группах объектов разработки. При группировании объектов в качестве факторов использовались значения начальных геологических и извлекаемых запасов, площадь нефтеносности которых имеет значительную вариацию.

Проведенный анализ структуры запасов по выделенным группам объектов позволил определить долю запасов каждого объекта от запасов в терригенных и карбонатных коллекторах (дифференцированно). Основная доля запасов и добычи нефти приходится на залежи, приуроченные к бобриковскому, верейскому горизонтам и башкирскому ярусу. Идентификация объектов по геолого-промысловым данным позволила определить долю запасов, приходящихся на каждую группу. Из 31-го объекта, приуроченного к терригенным коллекто­рам, в группы распределились 27 объектов. По объектам в карбо­натных коллекторах в три группы вошли 54 эксплуатационных объекта.


Объекты в терригенных коллекторах

На первую группу объектов приходится 11,7 % начальных геологических и 13 % начальных извлекаемых запасов нефти рассматриваемых групп. Вторая группа объектов содержит 28,5 % начальных геологи­ческих и 32 % начальных извлекаемых запасов. В третью группу вошли четыре объекта разработки. На их до­лю приходится 44,7 % начальных геологических и 47,7 % начальных извлекаемых запасов рассматриваемых групп. В целом по группам, приуроченным к терригенным коллек­торам, можно отметить, что достаточно благоприятной выработ­кой характеризуются объекты третьей и второй групп.


Объекты в карбонатных коллекторах

На долю первой группы приходится 81,4 % начальных геоло­гических и

86 % начальных извлекаемых запасов рассматриваемых групп. В пяти объектах второй группы содержатся 10 % начальных геологических и 8 % начальных извлекаемых запасов. В третью группу вошли пять объектов разработки – 5 % начальных геологических и 4 % начальных извлекаемых запасов нефти. На долю объектов, не вошедших в группы (как по терригенным, так и по карбонатным коллекторам), приходится около 10 % запасов нефти.

Наиболее крупной по текущим извлекаемым запасам является группа терригенных коллекторов с «активными запасами», наименьшей – группа терригенных коллекторов с малой нефтенасыщенной толщиной.

Таким образом, применение процедуры «группирование объектов разработки» с использованием МГК и кластерного анализа позволило в значительной степени сформировать процесс классификации залежей, выделить однородные группы, а внутри них провести анализ структуры запасов.

Из 31-ого продуктивного объекта в терригенных коллекторах и 57-ми – в карбонатных выделены шесть групп (три - в терригенных и три – в карбонатных коллекторах). Для удобства проведения анализа в каждой группе были выделены центры группирования и подобрано по два типичных объекта, которые далее нами анализировались. Эксплуатационные объекты карбонатных отложений тоже разделены на три группы. Для расчетов были взяты два объекта, разрабатываемые с заводнением и без заводнения. После анализа строили графики. Три эксплуатационных объекта, разрабатываемые с заводнением в первой, второй и третьей группах совместили в одном графике. Три объекта, разрабатываемые без заводнения, также выделили в одном графике. Затем сравнили их по величине отборов начальных извлекаемых запасов (НИЗ).

Общий обзор графиков (рисунок 1) показывает, что большинство крупных месторождений «Краснохолмской группы» выработали от 60 до 85 % своих запасов. Достигнутый КИЗ составляет 0,6 – 0,85 %, и неуклонно приближается к максимально возможному для терригенных коллекторов. Высокая степень обводненности пластов (более 80 %) побуждает к поиску новых технологических решений и методов для увеличения нефтеотдачи пластов в настоящее время и на перспективу.


Объекты в терригенных коллекторах



Рисунок 1. Динамика добычи нефти: qн/qнmax – добыча по годам разработки в долях от максимальной для бобриковского горизонта Бураевского, Игровского, Краснохолмского и Татышлинского месторождений и для девонского отложения Четырманского и Югомашевского месторождений.


Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые с заводнением

Залежи нефти в карбонатных коллекторах Краснохолмской группы месторождений, разрабатываемые с заводнением, приурочены к турнейским (Воядинское месторождение) и каширско-верейским (Югомашевское и Воядинское месторождения) известнякам.

Уровень годовой добычи нефти в целом по Югомашевскому месторождению достиг максимального значения в 1989 г. (505 тыс. т), жидкости – в 1993 г. (982 тыс. т). Основными объектами разработки являются карбонатные отложения среднего карбона. На долю их приходится 56 % начальных балансовых запасов и 41 % от общего отбора нефти по месторождению. Анализ текущих показателей разработки по среднему карбону позволяет сделать вывод о том, что начиная с 2002 г. наблюдается рост годовой добычи нефти и жидкости, что объясняется интенсивным разбуриванием объекта, в т. ч горизонтальными скважинами (ГС).

В 2002 г. действующий фонд добывающих скважин составлял 437. Из

17-ти скважин, пробуренных в 2004 г. на башкирский ярус, 11 были горизон-тальными со средним дебитом по нефти 9,6 т/сут.


Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые без заводнения

В рассматриваемой группе три эксплуатационных объекта, приуроченны к отложениям: турнейского, фаменского ярусов и среднего карбона (средний карбон Львовского месторождения, турнейский ярус Игровского месторождения и фаменский ярус Татышлинского месторождения).

Динамика добычи жидкости по турнейским объектам представлена на рисунке 2. Расхождение в условиях отбора жидкости гораздо значительнее, чем в добыче нефти. Так, максимальный отбор жидкости по Игровскому месторождению был достигнут, примерно, при выработке начальных извле-каемых запасов в 41 %, а максимальный отбор нефти составил около 39 %.

Эксплуатация залежей ведется максимальным действующим фондом скважин (1…9 ед.). По турнейскому ярусу Игровского месторождения действующий фонд в процессе разработки изменялся, максимальное число – 9 скважин – было при отборе 41 % НИЗ (рисунок 3). Непродолжительное повышение уровней добычи жидкости сопровождалось вводом в эксплуатацию новых скважин.

Как видно, (рисунок 4), высокие дебиты жидкости на сутки наблюдались лишь в начальной стадии разработки.

Рисунок 2. Динамика отбора жидкости: qж/qжmax – отборы по годам разработки в долях от макси-мальной для кабонатного отложения среднего карбона Львовского месторождения, турней-ского яруса Игровского месторождения и фамен-ского яруса Татышлинского месторождения.

Рисунок 3. Динамика фонда добывающих скважин: Nд/Nдmax – фонд в долях от максимального (условные обозначения см. рисунок 2).

Рисунок 4. Динамика среднесуточных дебитов жидкости: qж/qжmax – средний дебит жидкости на одну скважину в долях от максимального (условные обозначения см. рисунок 2).


Таким образом, анализ текущего состояния разработки среднего карбона говорит об эффективности разбуривания карбонатных отложений горизонтальными скважинами в условиях Югомашевского месторождения. Мы также положительно оцениваем методологию и технологию бурения горизонтальных скважин как один из методов увеличения нефтеотдачи пластов. Сегодня эта технология всё в большей степени начинает применяться при разрабоке органогенных известняков на ряде нефтяных месторождений Южного Вьетнама.

С целью изучения влияния геолого-физических характери­стик пластовых систем на эффективность нефтеизвлечения нами проведено геолого-статистическое моделирование с использова­нием множественного линейного регрессионного анализа.

В результате выявлены наиболее значимые геолого-физические и технологогические факторы, влияющие на эффективность процесса нефтеизвлечения в зависимости от типа коллектора (карбонатный или терригенный) и применяемой системы разработки (истощение или заводнение): толщина и расчлененность пласта, его проницаемость, вязкость нефти, величина пластового давления, удельные запасы, приходящиеся на одну скважину.

В четвертой главе приведены результаты применения методов повышения нефтеотдачи на объектах разработки выделенных групп. За период 1970 – 2004 гг. в НГДУ «Краснохолмскнефть» неоднократно применялись следующие методы: микробиологические, физические, физико-химические и комплексные.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи пластов

Закачка сухого активного ила. В НГДУ «Краснохолмскнефть» внедрение сухой формы активного ила было начато в 1981 г. Биореагент представляет собой активный ил очистных сооружений микробиологических или гидролизных производств. Технология обработки скважин микробио-логическим воз­действием заключается в следующем: сухой активный ил в мешках с баз приема на хранение завозится к устью нагнетательной скважины, подлежащей обработке.

Раствор биореагента (с массовой 10 % на сухое вещество) готовится в металлической ёмкости 1 –3 м³. Для приготовления суспензии ила используется вода. Закачивание готовой суспензии ила осуществляется цементировочными агрегатами типа ЦА-320. В процессе закач­ки активного ила регистрируется давление на устье скважины. После окончания закачки биореагента скважина вновь подклю­чается к водоводу, замеряется приемистость и давление закачки. Оперативный контроль за влиянием биохимических процессов на разработку осуществляется путем регистрации изменений профиля приемистости очаговой нагнетательной скважины и проведения наблюдений за общей численностью микроорганиз­мов в пластовой жидкости окружающих добывающих скважин.

Обработку скважин следует проводить многократно. Периодичность устанавливается по результатам исследований скважин и уточняется в ежегодных программах промысловых работ.

Показатели эффективности применения технологии на основе сухого активного ила за период 1999 – 2004 гг. (рисунок 5) показывают, что эта технология применялась на нескольких месторождениях и показывала не очень высокую эффективность. При этом дополнительная добыча нефти лишь на Бураевском месторождении оказалась самой высокой – 11,5 тыс. т.




Рисунок 5. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт технологии сухого активного ила

на месторождениях в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг.

Физические методы повышения нефтеотдачи пластов представлены дилатационно-волновым воздействием (ДВВ) и гидроразрывом пласта зарядом (ЗГРП-01-1).

Дилатационно-волновое воздействие (ДВВ). Технология ДВВ основана на использовании статических (создаваемых весом колонны НКТ) и динамических (возбуждае­мых работой ШГН) напряжений для формирования в продук­тивной толще пород поля упругих деформаций: инфраниз-кочастотных волновых процессов и интенсивной сейсмической эмиссии, разрушающих связанную воду и стимулирующих фильтрационные процессы. Статические нагрузки на пласт, создаваемые весом колонны НКТ, вызывают перераспределение поля напряжений в поро­дах, частичную структурную перестройку и интенсивную сейсмическую эмиссию. В резуль­тате структурной перестройки частично высвобождается защемленная нефть и образуются новые фильтрационные каналы. В ча­стности, в продуктивном пласте над точкой опоры колонны воз­никает дилатация (разуплотнение) пород и раскрываются поры, что улучшает фильтрацию.

Показатели эффективности применения метода ДВВ в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг. представлены в рисунке 6. Они показывают, что метод ДВВ эффективен для внедрения на многих месторождениях (12 месторождений) и на каждом дает эффективность, но самая большая дополнительная добыча нефти получена на Югомашевском месторождении (39,65 тыс. т).

Гидроразрыв пласта зарядом (ЗГРП-01-1). Данный метод основан на воздействии на ПЗП высоких температур и давлений газохимических процессов при сгорании зарядов в интервале перфорации. Указанные факторы способствуют расплавлению и сгоранию АСПО, разрушению кольматационной корки в перфорационных отверстиях, созданию волновых процессов в скважине и пласте. Таким образом происходит очистка ПЗП и улучшаются условия притока жидкости к забою сважины.

Рассматривая показатели эффективности применения физического метода «ЗГРП-01-1» в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг. (рисунок 7) можно сделать следующий вывод: метод ЗГРП-01-1 применялся на семи месторождениях, но эффективность получена только в четырёх –Бураевском, Игровском, Надеждинском и Югомашевском. Самая же высокая эффективность получена на Югомашевском месторождении (12,36 тыс. т).

Рисунок 6. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт метода ДВВ на месторождениях в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг.

Рисунок 7. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт метода «ЗГРП» на место-рождениях в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг.

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов

Закачка композиций на основе алюмохлорида. В основу технологии заложен принцип гелеобразования в высокопроницаемых каналах продуктивного пласта с использованием алюмохлорида – отхода производства химической промышленности (содержание основного вещества в товарном продукте 200 - 300 г/л, рН раство­ра – 0,6-2). Сущность данного метода

за­ключается в образовании гидрооксида аллюминия при смешивании солей алюминия с щелочными растворами. Работы проводятся с использованием серийно выпускаемого оборудования, применяе­мого при капитальном и текущем ремонте скважин. Анализ применения технологий на основе алюмохлорида в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг. (рисунок 8) показывает, что за 5 лет эта технология применялась на пяти месторождениях, но получена эффективность только на двух месторождениях (Кузбаевском и Четырманском). При сравнении эффективности они сильно отличаются. Дополнительная добыча нефти на Четырманском месторождении во много раз больше, чем дополнительная добыча нефти на Кузбаевском месторождении (почти в 91 раз).

Термогазохимическое воздействие (ТГХВ). Рассматривая процессы применяемых физико-химических методов ТГХВ в НГДУ «Краснохолмск-нефть» за период 1999 – 2004 гг. (рисунок 9), можно сделать следуюший вывод: из 10-ти месторождений, где применяли этот метод, только на 8 месторождениях получили хороший результат. Самая высокая дополнительная добыча нефти получена на Бураевском месторождении (почти 35 тыс. т).

Обработка реагента СНПХ-9010. Технологический процесс обработки призабойной зоны СНПХ - 9010 предназначен для повышения производи-тельности низкопродуктивных скважин в карбонатных коллекторах и при освоении скважин. Эффект от применения достигается рядом факторов: увеличением радиуса активного дренирования пласта в результате частичного растворения скелета породы и очисткой поровых каналов от отложений АСПО, механических загрязнений и глинистых частиц. При освоении скважин эффект достигается более полной очисткой стенок скважин от корки бурового раствора. По сравнению с соляной кислотой композиция СНПХ – 9010 имеет:

а) большую скорость реакции с карбонатами, б) в 1,5 – 2 раза ниже коррозионную активность, в) предотвращает образование эмульсии на границе «нефть – вода», частично отмывает АСПО. Рассматривая обработку месторо-ждений реагентом СНПХ – 9010 в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период

1999 – 2004 гг. (рисунок 10) видно, что на четырёх месторождениях применялся этот метод. Только два месторождения дали высокую эффективность.

Рисунок 8. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт технологии на основе алюмохлорида на месторождениях в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999–2004 гг.

Рисунок 9. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт технологии ТГХВ на месторождениях в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг.

Рисунок 10. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт технологии на СНПХ – 9010

на месторождениях в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг.

Комплексные технологии повышения нефтеотдачи пластов

Среди комплексных методов повышения нефтеотдачи пластов, применяемых на НГДУ «Краснохолмскнефть», выделяются: комлексное виброволновое воздействие, закачка композиции на основе биоПАВ и жидкого стекла, вибродепрессионное химическое воздействие и комплексная технология «КОГОР».

Комплексное виброволновое воздействие предназначено для повышения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Высокая эффективность метода достигается за счет комплексного воздействия на ПЗП упругими колебаниями в сочетании с забойными депрессиями. Под действием упругих колебаний и перепадов давления, направленных из пласта в скважину, происходит разуплотнение кольматирующего материала, глинистых включений и очистка поровых каналов коллектора. Устраняется блокирующее влияние остаточных фаз газа, нефти и воды, происходит фильтрация флюидов в низкопроницаемых пропластках и зонах, увеличивается охват пласта как по толщине, так и по простиранию. Из полученных результатов внедрения технологии ВВВ в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг. следует, что эта технология применялась на 11-и месторождениях, но только на девяти из них получен положительный результат. На Югомашевском месторождении получили хорошую дополнительную добычу нефти (25,29 тыс. т).

Вибродепрессионное химическое воздействие (ВДХВ). Технология ВДХВ предназначена для повышения производительности добывающих скважин. ВДХВ – сочетание виброволнового, депрессионного и физико-химического воздействий на ПЗП. Немалая часть поверхности порового пространства призабойной зоны заблокирована и недоступна для простых обработок. Виброволновое воздействие на ПЗП в сочетании с депрессионно-химическим позволяет увеличить глубину обработки по пласту и извлечь продукты реакции из пласта. Анализируя результаты применения физико-химических методов ВДХВ в НГДУ «Краснохолмскнефть» (рисунок 11), мы сделали следующий вывод: из семи месторождений, где применялся этот метод, эффективность получили только на трёх месторождениях – Воядинском, Татышлинском и Четырманском. Высокая дополнительная добыча нефти получена от внедрения этого метода лишь на Татышлинском месторождений (9,9 тыс. т).

Закачка композиции на основе биоПАВ и жидкого стекла обладает свойством понижать поверхностное и межфазное натяжение на границе с нефтью, что позволяет отмывать остаточную нефть. Кроме того, при фильтрации в пористой среде и взаимодействии с остаточной нефтью водный раствор биоПАВ и жидкое стекло в нейтральной и щелочной среде образует устойчивую вязкую микроэмульсию, что улушает вынос нефти из низкопроницаемой части пласта. Результаты применения технологии на основе биоПАВ и жидкого стекла в НГДУ «Краснохолмскнефть» на двух месторождениях показали хороший результат (10,5 тыс.т на Воядинском и 7,8 тыс. т на Кузбаевском месторожденииях).

Внедрение комплексной технологии «КОГОР». Технология, разработан­ная в БашНИПИнефти, основана на совместном приме­нении многокомпонентной композиции из легкодоступных осадкогелеобразующих реагентов: алюмохлорида, силиката на­трия, глинистой суспензии, каустической соды, сточной и пре­сной воды. Предназначена она для снижения обводненности добы­ваемой жидкости и увеличения нефтеотдачи пластов. Много-компонентную технологию «КОГОР» рекомендуется приме­нять на месторождениях с терригенными и карбонатными кол­лекторами с коэффициентом выработанности извлекаемых запа­сов не более 0,95 и обводненностью более 85 %. В зависимости от конкретных геолого-промысловых условий проводится подбор модификации «КОГОР».

Показатели эффективности технологии «КОГОР» в НГДУ «Краснохолмскнефть» (рисунок 12) показывают, что на всех пяти месторождениях, где применялась эта технология, она дала положительный результат. Самая максимальная дополнительная добыча нефти (40,4 тыс. т) получена на Старцевском месторождении.

При сравнении дополнительных объемов добычи нефти от применения четырёх комплексных методов в НГДУ «Краснохолмскнефть» (рисунок 13) видно, что все четыре метода показали хороший результат. Методы: ВВВ и «КОГОР» оказались наиболее эффективным.

Кроме того, из вышесказаного можно сделать вывод, что дальнейшая разработка месторождений с существующим фондом скважин с применением новых методов увеличения нефтеотдачи позволит осуществить выработку трудноизвлекаемых запасов и достичь утвержденного КИН.

Обобщая показатели, прведенные на рисунках и диаграммах (рисунок 14), мы видим, что самая высокая дополнительная добыча нефти достигалась в случаях применения комплексных технологий (37 %). Поэтому, мы предлагаем при любых условиях месторождений применять комплексные технологии. Мы надеемся, что освоение перечисленных технологий даст мне возможность активно работать в нефтяной компании «Вьетсовпетро», а также рекомендовать эти технологии к практическому внедрению в аналогичных геологических условиях шельфа Южного Вьетнама.

Рисунон 11. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт метода ВДХВ на месторождениях в НГДУ «Краснохолмск-нефть» за период 1999 – 2004 гг.

Рисунок 12. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт технологии КОГОР на месторождениях в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг.

Рисунок 13. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт комплексных техно-логий на месторождениях в НГДУ «Красно-холмскнефть» за период 1999 – 2004 гг.

Рисунок 14. Диаграмма распределения дополнительно добытой нефти от различных МУН, %

Основные выводы и рекомендации

1. На основании обобщения данных научно-технической и патентной литературы, посященной разработке и внедрению комплексных технологий увеличения нефтеотдачи, сформулированы основные направления повышения эффективности данных методов воздействия на пласт: отбор наиболее эффективных технологий, повышение адресности и селективности воздействия, адаптация технологий к конкретным геолого-физическим условиям, сопровождение применения технологий проведением гидродинамических и геофизических исследований скважин и пластов.

2. Выполненная с помощью метода главных компонент процедура группирования обьектов разработки зоны сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины позволила дифференцировать их по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластовых систем, выделить шесть однородных групп (по три в терригенных и карбонатных коллекторах), определены центры группирования и типичные объекты, проанализирована структура начальных и текущих геологических и извлекаемых запасов в каждой выделенной группе.

3. В результате многоуровнего геолого-промыслового и геолого-статистического анализа выявлены наболее значимые геолого-физические и технологические факторы, влияющие на эффективность процесса нефтеизвлечения в зависимости от типа коллектора (карбонатный и терригенный) и применяемой системы разработки (истощение или заводнение): толщина и расчлененность пласта, его проницаемость; вязкость нефти; величина пластового давления; удельные запасы, приходящиеся на одну скважину.

4. Проведенный сравнительный геолого-технологический анализ применения физических, физико-химических, микробиологических и комплексных МУН на типичных объектах выделенных групп позволил установить, что самые высокие показатели удельной технологической эффективности достигнуты при использовании последних, а среди них максимально эффективными оказались технологии с применением комплексного осадкогелеобразующего реагента и виброволнового воздействия.

5. На основе комплекса выполненных исследований даны рекомендации по выбору комплексных технологий повышения нефтеотдачи для различных классов ТрИЗ: для малотолщинных коллекторов – механохимические МУН; для слабопроницаемых коллекторов – гидродинамические+химические, микробиологические+гидродинамические и микробиологические+химические; для залежей высоковязких нефтей – термические+газовые, гидродинамические + микробиологические; для карбонатных коллекторов – механохимические, а также гидродинамические +химические МУН.

Материалы диссертации опубликованы в следующих работах

1. Андреев В.Е., Нгуен Т.З. Геологическое строение и особенности разработки Кушкульского месторождения// 54-я науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых учёных: Тез. докл. – Уфа: УГНТУ, 2003. – С.25-26.

2. Нгуен Т.З., Чижов А.П. Комбинированные технологии освоения трудноизвлекаемых запасов// Международ. молодеж. науч. конф: Тез. докл. – Ухта: УхГТУ, 2004. – С.297-300.

3. Андреев В.Е., Нгуен Т.З. Характеристика нефтяных месторождений в гранитоидных коллекторах месторождений на шельфе Южного Вьетнама//. 56-я науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых учёных: Тез. докл. – Уфа: УГНТУ, 2005. – С.310-311.

4. Нгуен Т.З., Лукьянов Ю.В., Абызбаев И.И. Физико-химические методы интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов месторождений в ООО «НГДУ «Краснохолмскнефть» // VI Конгресс нефтепромышленников России: науч. тр. – Уфа: Реактив, 2005. – С.61-65.

5. Нгуен Т.З., Андреев В.Е., Сиднев А.В. Технология изоляции продуктивных пластов для сохранения естественной продуктивности при стороительстве новых скважин// Международная научно-техническая конференция: Тез. докл. – Уфа: 2005. – С.185-187.

6. Нгуен Т.З., Сиднев А.В., Андреев В.Е. К характеристике нефтяных месторождений в гранитоидных коллекторах на шельфе Южного Вьетнама// Успехи современного естествознания. – Москва: 2005. – С.44-45.

7. Нгуен Т.З., Абызбаев И.И., Андреев В.Е., Сиднев А.В. Технология обработки призабойной зоны скважин электрогидровоздействием на месторождениях ООО «НГДУ «Краснохолмскнефть»» // Всероссийская научно-практическая конференция «Уралэкология. Природные ресурсы – 2005». – Уфа – Москва: 2005. – С.138-139.

8. Нгуен Т.З., Сиднев А.В. Структура запасов нефти и проблемы освоения карбонатных коллекторов месторождений севера Башкортостана// 57-я науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых учёных: Тез. докл. – Уфа: УГНТУ, 2006.

9. Нгуен Т.З. Геолого-технологическая эффективность применения МУН на Краснохолмской группе месторождений. Статья в научно-техническом журнале «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». – Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2007. – С.47-54.