Совершенствование методик построения карт карбонатности и выбора скважин для соляно-кислотных обработок

Вид материала

Автореферат

Содержание Общая характеристика работы Цель работы Методы решения поставленных задач. Научная новизна результатов работы На защиту выносятся Апробация результатов работы Публикации и личный вклад автора Структура и объем работы Краткое содержание работы Основные выводы и рекомендации Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах

Подобный материал:

• Инструкция установка для промывочных, тампонажных и кислотных работ патент №89163, 111.4kb.
• Совершенствование метрологического обеспечения инклинометрии нефтегазовых скважин 25., 254.4kb.
• Современные проблемы выбора методик для диагностики потребления, при проведении интенсивного, 192.95kb.
• Программа 40 часового курса по теме: «Современные технологии и технические средства, 64.91kb.
• Москвоведение, 62.13kb.
• Планирование теоретического и эмпирического исследования Примерный список тем для рефератов, 69.4kb.
• Разграфка и номенклатура карт разграфка карт, 55.1kb.
• Построение адаптивных тренировочных методик для спортивных единоборств на основе технологии, 8.13kb.
• Анкета для программ, 129.02kb.
• Методические указания и контрольные задания учебной дисциплины «Технология текущего, 962.09kb.

УДК 622.276.6 На правах рукописи




ФИРСОВ ВЛАДИСЛАВ ВЛАДИМИРОВИЧ


СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИК ПОСТРОЕНИЯ КАРТ КАРБОНАТНОСТИ И ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК


Специальность 25.00.17  Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений


АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук


Уфа 2011

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии

«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Научный руководитель: Официальные оппоненты: Ведущая организация:

 кандидат технических наук Манапов Тимур Фанузович  доктор технических наук Султанов Шамиль Ханифович  кандидат технических наук Зарипов Мустафа Салихович  Научно-производственная фирма «Востокнефтегазтехнология», г.Уфа

Защита диссертации состоится 22 апреля 2011 г. в 10 ³⁰ часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР»


Автореферат разослан 22 марта 2011 г.


Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор Л.П.Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ


Актуальность проблемы

Интенсификация извлечения нефти из низкопродуктивных пластов, представленных карбонатными коллекторами, проводится с применением одной из самых распространенных технологий, путем осуществления соляно-кислотных обработок призабойной зоны скважин. Однако, несмотря на значительную изученность геолого-физических и фильтрационных характеристик призабойной зоны коллектора и технологических параметров самой технологии успешность соляно-кислотных обработок (СКО) для отдельных месторождений не превышает 50-60%. Одной из причин низкой эффективности СКО связывается с низкой достоверностью определения карбонатной составляющей (кальцит + доломит) в общем разрезе перфорированной мощности призабойной зоны пласта и объекта. Установлено, что чем меньше карбонатная составляющая в разрезе, тем меньше эффективность СКО. Причем эффективность СКО имеет склонность к снижению при хаотичной послойной неоднородности коллектора, когда карбонатная составляющая имеет различное распределение с другими породами по разрезу наиболее значимо с глинами, что препятствует образованию эффективных червоточин (каналов с высокой удельной проводимостью) при взаимодействии кислоты с карбонатной породой. Поэтому достоверное прогнозирование и построение карт карбонатной составляющей по объекту для осуществления технологий СКО является чрезвычайно актуальной задачей. Представленная работа направлена на решение этой проблемы в комплексе с разработкой комбинированных геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на увеличение эффективности притока нефти с СКО из пород с карбонатной составляющей по единичной скважине и в целом по изучаемому объекту.

Цель работы – совершенствование методологических основ распространения карбонатной составляющей в разрезе пород по объекту с построением совмещенных карт карбонатности с текущими запасами нефти и использование их при определении и выборе скважин под СКО.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи исследований:

1. Анализ и обобщение результатов геофизических исследований скважин (ГИС) для выделения карбонатной составляющей по различным методам ГИС;
   
2. Изучение и обобщение результатов СКО на Сорочинско-Никольском месторождении для выявления причин низкой эффективности технологий СКО;
   
3. Анализ методик выбора скважин для СКО и выделение неустойчивых по определению (низкой достоверности) параметров объекта и технологий;
   
4. Совершенствование и научное обоснование методики выделения карбонатной составляющей пород в разрезе скважин и построение комбинированной карты карбонатности и остаточных извлекаемых запасов нефти;
   
5. Формирование комплексных геолого-технических мероприятий (ГТМ) по объекту с использованием совмещенных карт карбонатности в технологиях с СКО.
   

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируются на основе анализа состояния разработки выбранного объекта, результатов исследований данных ГИС, методов построения карт карбонатности с выделением карбонатной составляющей по разрезу пласта с использованием современных способов обработки исходной статистической информации путем применения методов математической статистики и обобщения результатов промысловых и численных исследований для создания ГТМ.

Научная новизна результатов работы

1. Исследовано по данным измерений ядерно-физическими методами (ЯФМ) и промысловой статистики изменение коэффициентов карбонатности от коэффициента пористости, проницаемости, расчлененности, глинистости и коэффициента послойной неоднородности, песчанистости по разрезу и установлено, что наиболее значимо влияющими параметрами на коэффициент карбонатности являются коэффициенты песчанистости, расчлененности и послойной неоднородности.
   
2. Получена формула для определения коэффициента карбонатности для единичной скважины зависящей от коэффициентов песчанистости, расчлененности, послойной неоднородности и коэффициента средней карбонатности по объекту в целом.
   
3. Создан алгоритм для формирования ГТМ с использованием карт карбонатности, наложенных на карту остаточных извлекаемых запасов нефти и разработана методика определения технологического эффекта от СКО по объекту.
   
4. Представлена комбинированная технология, состоящая из элемента увеличивающей контакт кислоты с породой с нефтями с повышенным содержанием асфальто-смоло-парафиновых отложений путем нагнетания перед кислотой растворителя и агента понизителя реакции в смеси с кислотой переменной концентрации и расхода.
   

На защиту выносятся:

1. Методика определения коэффициента карбонатности для единичной скважины;
   
2. Методика построения комбинированных карт остаточных запасов нефти и карбонатности и их использование в промысловой практике;
   
3. Алгоритм формирования ГТМ с картами карбонатности и остаточных запасов;
   
4. Методика расчета технологического эффекта и расхода кислоты на обработку скважин с СКО для конкретного объекта.
   

Практическая ценность результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий (ГТМ) на Сорочинско-Никольском месторождении.
   
2. Внедрение новой методики выбора скважин для СКО позволило дополнительно получить 3240 т нефти с экономическим эффектом в 5,380 млн руб.
   

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах (2009-2010 гг), проведенных в ГУП «ИПТЭР», ООО НПО «Нефтегазтехнология», «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2008-2010 гг.), на научно-технических советах ОАО «Оренбургнефть» и его подразделениях (г. Бугуруслан, 2006-2010 гг.), нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2008-2010 гг.).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 8 научных трудах, в том числе 7 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 94 наименований. Работа изложена на 111 страницах машинописного текста, содержит 13 таблиц, 53 рисунков.


Краткое содержание работы


Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные защищаемые положения, показаны научная новизна и практическая ценность работы.


В первой главе рассмотрены состояние изученности проблемы и постановка задачи исследования. Показано, что первые в России (СССР) публикации, имеющие описательный характер технологии и механизма воздействия на карбонатную составляющую были опубликованы в 1945 году М.И. Максимовым, хотя кислотные технологии воздействия на породу были известны и ранее. Отметим, что именно в работе М.И. Максимова были обобщены основные технологические приемы и применяемые технические средства, которые затем постепенно совершенствовались и широко применялись в промысловой практике, приведенные в работах Аширова К.Б., Андреева В.Е., Багринцева К.И., Викторина В.Д., Дияшева Р.Н., Ибрагимова Г.З., Жданова С.А., Логинова Б.Г., Малышева Л.Г., Гарифуллина Ш.С., Мищенко И.Т., Сучкова Б.М., Телина А.Г., Хисамутдинова Н.И. и многих других. Основываясь на работе Басина Я.Н., Новгородова В.А., Петерсилье В.И. отмечено, что по данным этой работы карбонатные коллектора в отличие от терригенных, характеризуются отсутствием мощных и значительных размеров однородных пород. Состав скелета породы, включающий кальцит, доломит, глинистый и силикатный материал, а также ангидрит, каменную соль, гипс, твердые битумы и является полиминеральным. Каждый дополнительный минеральный компонент скелета пород вынуждает расширять комплекс методов определения, в первую очередь, пористости и проницаемости коллекторов, поскольку все эти методы чувствительны к вариациям минерального состава породы.

Поэтому при изменении проницаемости призабойной зоны пласта в зоне с достаточно большим радиусом оценка действия кислоты может быть оценена через формулу Дюпюи, например, с неоднородным распределением карбонатной составляющей по разрезу (примем двухзонной) модели пласта в виде:


(1)

где k – проницаемость пласта; h – толщина пласта;  – вязкость нефти; r – радиус скважины; R₁ – радиус призабойной зоны пласта (ПЗП); R_k – радиус контура питания; = К_ПЗП/К – степень улучшения фильтрационной характеристики ПЗП; К_ПЗП, К – проницаемость призабойной зоны и пласта; Pпл – пластовое давление; Рзаб – забойное давление.

Из выражения (1) видим, что чем больше карбонатная составляющая пород и выше и тем выше эффект воздействия соляно-кислотной обработки. Даны методы определения карбонатности путем использования геофизических и лабораторных измерений.

В соответствии с выше приведенным постановка задачи может быть сформулирована в следующем виде: Совершенствование методологических основ распространения карбонатной составляющей в разрезе пород по объекту с построением совмещенных карт карбонатности и остаточных запасов, использование их при определении и выборе скважин под соляно-кислотные обработки на примере Сорочинско-Никольского нефтяного месторождения.

Во второй главе приведена оценка информативности объекта и анализа основных петрофизических и фильтрационных зависимостей пластов О₂, О₃,О₄. Кратко дано описание строения пород-коллекторов по объектам О₂, О₃, О₄.окского надгоризонта по результатам ГИС и лабораторных исследований керна

Пласты О₂, О₃ относятся к отложениям окского надгоризонта визейского яруса общей толщиной 234-253 м, сложены известняками, доломитами и ангидритами, и залегают в среднем на абсолютных глубинах 1950-2050 м. Верхняя часть надгоризонта представлена чередованием ангидритов с подчиненными прослоями доломитов, реже известняков (непродуктивный пласт О₁). Средняя часть сложена преимущественно доломитами, иногда засульфаченными с прослоями ангидритов, к ним относят нефтенасыщенные пласты О₂, О₃, О₄. На рисунке 1 показан геологический профиль продуктивных пластов О₂ и О₃. В нижней части залегают в основном известковистые (нефтенасыщенные пласты О₅, О₆).

Пласт О₂ приурочен к верхней части окского надгоризонта и залегает на 20 м ниже его кровли. Он состоит из одного, реже двух пропластков мощностью от 0.5 до 4.7 м. Обычно эффективная мощность составляет 1.2-2.0 м. По результатам исследования керна выявлено, что пласт О₂ сложен доломитами серого, темно- и буровато-серого цвета.

Пласт О₃ представлен неравномерным чередованием пористых и плотных прослоев доломитов и в меньшей степени известняков. Сульфатизация пород неравномерная, в виде гнезд, линз, прожилков и прослоев 0.2-0.9 м, реже рассеянная по всей породе. Доломиты вторичные, тонкозернистые, с реликтами органогенной структуры, однородные или полосчатые.

Пласты О₄ сложены доломитами серые, светло- и темно-серые с коричневым и бурым оттенком от нефтенасыщения, средней крепости, массивные и оскольчатые, кристаллические, неравномерно пористые и кавернозные, в различной степени известковистые. Структура доломитов тонко-, мелкокристаллическая и реликтовая органогенная.

Рисунок 1 – Геологический профиль продуктивных пластов О2 и О3 Сорочинско-Никольского месторождения по линии скважин 1372-532

Мелкокристаллические доломиты характерны для Львовского и Никольского куполов, тонкокристаллические – для всех остальных залежей. Зерна доломита вторичные, округлой, неправильно ограненной и ромбоэдрической формы, часто замутнены полностью или только в центральной части пелитовой примесью, иногда с черными центрами роста.

Как видно из вышеприведенного, неоднородность строения карбонатной составляющей разреза пород требует определенных научно-методических подходов к выявлению единичных пород. В связи с этим изучены возможности определения характеристик пород (пористость, проницаемость) методами гидродинамических исследований скважин (ГДИС), а также геофизических исследований скважин (ГИС).

Изучены методы разделения пород на карбонатные составляющие по данным стандартного каротажа и ядерно-физическому методу (ЯФМ).

Полученные с помощью ЯФМ данные позволяют определить относительное содержание элементов (C, O, H, Cl, Si, Ca, S, Mg, Fe, K, Th, U и другие) построить многомерную модель горной породы и порового пространства.

Таким образом, ядерно-физические методы ГИС позволяют оценить нефтенасыщенность, пористость, литологический состав горных пород, но прежде всего, выделить карбонатную составляющую в разрезе скважины.

Так сравнение выделенных коллекторов различными методами (рисунок 2) показывает, что коллектора выделенные по данным ЯФМ, сильно отличаются от коллекторов, которые были выделены стандартными методами. Так, например, стандартными методами не выделены коллектора на глубинах 2158.2-2160.8, которые выделены по результатам исследования ЯФМ.

В данной работе использовались пласты выделенные в результате интерпретации ЯФМ, в которых значения в пастах и на кривых непрерывной (поточечной) интерпретации должны были совпадать ЯФМ с методами стандартного каротажа, что не происходило, а используя пласты выделенные стандартными методами можно было попасть в переходную зону «доломит-ангидрит» и показать неверные значения.

По результатам этих исследований выявлено, что основным составляющим пластов-коллекторов О₂-О₄ является доломит и кальцит. В ходе исследования уточнено содержание доломита, которое изменяется в пределах от 20 до 94% общего объема скелета, в среднем - 68%, содержание кальцита - 25% (варьируется от 4% до 67%). Содержание таких примесей как гипс в исключительных случаях достигает 10%, в среднем содержание гипса - 0.9%, содержание ангидрита - 0.93% (максимум 18%), каолинита в среднем - 1.15% (максимум 4.6%), гидрослюды - 2.21% (максимум 10%), полевого шпата - 0.2% (максимум 7.6%), кварца - 0.95% (максимум 15%).




1 – по методам стандартного каротажа (ПС, ГК, НГК);

2 – по результатам ядерно-физических методов (ЯФМ).


Рисунок 2 – Сравнение выделения коллекторов пласта О₂ и О₃ в скважине 4507


В целом по разрезу различие результатов выделения карбонатной составляющей достаточно велико (зоны 1, 2, 3, 4, 5, 6). Так анализ сопоставления данных по рисунку 2 показывает, что в интервале 2158,2-2160,8 м карбонатная составляющая по стандартному каротажу вообще не отмечается, хотя по ЯФМ выделение породы «кальцит+доломит» существует. Поэтому в дальнейших исследованиях автор использовал данные как одного, так и другого метода исследований, по значениям которых уточнялась карбонатная составляющая по каждой исследованной скважине.

О некоторых несоответствиях в зависимостях по рисунку 2 напомним о понятии карбонатности породы, под которым понимают долю карбонатной составляющей в целом в породе. В нашем случае, основными карбонатными составляющими в коллекторе считается доломит и доломитизированный известняк. Поэтому сумма этих двух составляющих в породе и представляет карбонатность породы, которая показана на рисунке 3, как распределение основных компонентов породы для пластов О₂, О₃,О₄.




Рисунок 3 – Компонентный состав пород окских отложений


В результате обобщения данных было определено, что карбонатность коллекторов в целом по объекту в среднем составляет 93%, остальную часть коллектора составляет нерастворимый остаток, состоящий из примесей ангидрита, каолинита, гипса и других глинистых частиц. Однако, если сам коллектор часто представляет собой чистый доломит с прослоями кальцита и известняка, то пласт в целом не однороден и часто представляет собой переслаивание тонких прослоев ангидрита, заглинизированных плотных доломитов, которые не являются коллекторами. Поэтому в данной работе рассмотрена карбонатность, как доля чистых пористых доломитов (коллекторов) в общем объеме пласта. Показаны динамики распространения доломита, ангидрита, гипса и каолинита на изучаемых объектах, один из вариантов которого приведен на рисунке 4.






Содержание доломита, %.




Рисунок 4 – Содержание доломита (%) в минеральном составе коллекторов пластов О₂, О₃ и О₄ Сорочинско-Никольского месторождения по результатам ядерно-физических исследований скважин.

В третьей главе исследованы влияние коэффициента песчанистости, расчлененности и послойной неоднородности пластов О₂, О₃, О₄ на продуктивность скважин.

На основе детального анализа и построения карт песчанистости, расчлененности и послойной неоднородности в пластах О₂, О₃, О₄ получено, что для расчета эффективности соляно-кислотных обработок использовался коэффициент послойной неоднородности – V12, который количественно характеризует неоднородность пластов по проницаемости пропластков (по разрезу). Коэффициент послойной неоднородности i-того скважино-объекта определяется как квадрат коэффициента вариации проницаемости слоев объекта.

Приведен численный метод модели для построения карт карбонатности, суть которой состоит в следующем. Поскольку карбонатность пластов-коллекторов в большинстве случаев превышает 90% (раздел 3.2) и тесной связи с фильтрационно-емкостными свойствами не наблюдается, принято в качестве карбонатности использовать коэффициент, одновременно учитывающий долю карбонатной породы (коэффициент песчанистости) в общем объеме пласта, число прослоев (коэффициент расчлененности) и послойную неоднородность по проницаемости (раздел 3.2).

Расчетный коэффициент карбонатности для единичной скважины будет определять наиболее чистые, однородные доломиты-коллекторы с достаточно большими толщинами, который имеет вид:

(3)

где К_песч - коэффициент песчанистости – отношение толщины коллектора пласта к его общей мощности, д.ед.

К_расч - коэффициент расчлененности – количество прослоев коллектора пласта, разделенных перемычками неколлектора, д.ед.;

К_общ. – обобщенная карбонатность в целом по объекту, построенная с использованием фактических данных по ЯМФ, лабораторных исследований и расчетных по недостающим данным по скважинам путем сопоставления стандартного каротажа с ЯФМ.

V_посл.² - коэффициента послойной неоднородности. Количественно характеризует неоднородность пластов по проницаемости пропластков (по разрезу). Определяется как квадрат коэффициента вариации проницаемости слоев объекта.

По рассчитанным данным коэффициента карбонатности (методика Басина Я.Н., Новгородова В.А., Петерсилье В.И.) и ЯФМ были построены карты карбонатности, из которых установлено, что самым высоким К_карб является западный район Толкаевско-Сорочинского купола, где выявлены самые большие по толщине и однородные пласты карбоната, которые будут наиболее восприимчивы к обработке соляной кислотой.

Сопоставление расчетной карбонатности и определенной по ЯФМ по соответствующим скважинам показало, что изменение параметров расчетной карбонатности и по ЯФМ на отдельных участках прямо пропорционально (штрих-пунктир). С наибольшим коэффициентом корреляции (0,26) данные согласуются по логарифмическому закону (рисунок 6).




Рисунок 6 – Сопоставление расчетной карбонатности и полученной по ЯФМ


Были построены карты остаточных нефтенасыщенных толщин по объектам разработки по методике НПО «Нефтегазтехнология», которые были наложены на карты карбонатности (рисунок 7).

В результате анализа совмещенных карт были выделены скважины (№№ 1379, 1472, 304) рекомендуемые для проведения СКО с целью уточнения научно-методических основ, а также области для проведения обработок после совмещения карт карбонатности с картами остаточных нефтенасыщенных толщин. По полученным результатам анализа фонда скважин с СКО, разделенных на 2 группы были внесены поправки и уточнения в карты карбонатности.




Условные обозначения:

	- область текущих нефтенасыщенных толщин более 8м		- действующие скважины
	- область с коэффициентом карбонатности более 6 усл.ед.		- ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб)
	- скважина рекомендуемая для проведения СКО		- бездействующие скважины
	- область пласта благоприятная для проведения СКО		- совместные и других горизонтов

Рисунок 7 – Совмещенная карта повышенной карбонатности и мощности текущих нефтенасыщенных толщин

В четвертой главе приведены результаты реализации рекомендаций автора на Сорочинско-Никольском месторождении. Для формирования комплексных геолого-технических мероприятий на стадии доразработки Сорочинско-Никольского месторождения разработан обобщенный алгоритм, сбалансированный как с точки зрения эффективности технико-экономических показателей, применения новых МУН, сроков разработки, проектных уровней и реалистичности внедрения их на практике, разбитых на элементные технологии, включающий и соляно-кислотные обработки. На данную составную часть комплексных ГТМ, разработан отдельный алгоритм расчета эффективности технологий соляно-кислотных обработок (СКО) для единичной и группы скважин (рисунок 8).

Алгоритм включает построение в целом для объекта геологической и гидродинамической модели с результатами лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований, по результатам которых создается из этой базы модель призабойной зоны единичной скважины. Принято, что для выбора характеристик разреза единичной скважины карты карбонатности построены, поэтому значение карбонатности по разрезу известно.

Процесс выбора скважин-кандидатов для СКО является многомерным разветвленным и корректируемым по средствам обратной связи. На начальном этапе весь фонд добывающих скважин потенциально является пригодным, содержащий карбонатные и терригенные коллектора, для проведения СКО. Однако эффективность обработок в каждом отдельном случае различна. С целью ранжирования скважин и выделения приоритетов необходим полный анализ фонда скважин по единым критериям. Все имеющиеся данные по скважине в отличие от ранее известных методик подготовки скважины к СКО, анализируются по пяти направлениям (измерениям). Первые три определяют геометрию, четвертое – время, пятое – привязку к окружающим скважинам.

1. Лабораторные исследования – получение точечных абсолютных параметров пласта по керну в близи к стволу скважины.

2. Геофизические исследования - продольные исследования по определению относительных (эталонированных по керну) величин параметров пласта по стволу скважины стандартным каротажом и методом ЯФМ.

3. Гидродинамические исследования - радиальное исследование гидродинамических характеристик призабойной зоны по напластованию.

4. Промысловые исследования - исследования изменений во времени базовых показателей - обводненности (текущей насыщенности наиболее продуктивных интервалов), энергетического потенциала

Рисунок 8 – Алгоритм формирования технологий СКО в единичной скважине

Продолжение рисунка 8

пласта (продуктивность пласта на единицу энергии), геометрическая оценка остаточных запасов (в радиусе дренирования).

5. Увязка с окружающими скважинами и границами - оценка коэффициента влияния и взаимовлияния скважин, уточнение своевременности интенсификации с учетом продвижения фронта вытеснения, ориентация относительно нагнетательных скважин, контуров нефтеносности и замещений.

В итоге обследования скважины по пяти направлениям формируется так называемая многомерная модель призабойной зоны пласта, которая характеризуется своими собственными уникальными признаками. Совокупность признаков, также сохраняет свою преемственность к пяти направлениям исследований. На данном этапе закономерно происходит:

1. Выявление химических особенностей пород и представительность пород разного состава и строения коллектора. Уточнение химического состава, концентрации основного и продавочного растворов.

2. Оценка равномерности охвата профиля проницаемости воздействием. Определение зоны эффективной восприимчивости (карбонатность для карбонатных пород и доля песчаника для терригенных соответственно).

3. Оценка однородности призабойной зоны пласта, выявление трещин и суперколлектора в разрезе пласта. Предварительный выбор объекта и расчет объема реагента, объема продавочной жидкости и количества оторочек.

4. Режим закачки агентов, расход, минимальное и максимальное давление для всех этапов обработки. Начальное забойное давление при остановке скважины на реагирование.

5. Очередность и периодичность обработок. Анализ источников обводнения и оценка вероятности прорыва закачиваемых вод.

По предварительно сформированному прообразу будущей обработки СКО подбирается технология по известной рецептуре. В случае если подобранная технология отвечает всем заявленным требованиям, производится расчет исходных параметров СКО. Если же из имеющегося перечня обычно применяемых на месторождении технологий не удалось выбрать по тем или иным причинам подходящую, то производится персональный подбор-расчет гибридной технологии, являющейся совокупностью нескольких частей имеющихся. По выбранной тем или иным способом технологии производится расчет прогнозного дебита на цифровой модели призабойной зоны скважины, построенной так же с использованием данных по пяти направлениям исследований. Затем технологическая эффективность оценивается в рамках текущих экономических условий. Если пороговая рентабельность, являющаяся индивидуальной для каждого предприятия достигнута, то производится расчет оптимальной схемы оборудования и обвязки при СКО и скважина встает в рейтинг оценки её приоритетности для проведения относительно других скважин.

Если подобранная технология не рентабельна, то производится корректировка требований к технологии и производится подбор новой. Если требования к технологии СКО завышены, подбор прекращается. Скважина при этом все равно заносится в рейтинг, но с отрицательными показателями. Ниже даются некоторые элементы применения обобщенного алгоритма формирования технологий СКО для единичной скважины по пластам О₂, О₃, О₄ Сорочинско-Никольского месторождения.

Методика выбора скважин к соляно-кислотной обработке по картам карбонатности и расхода кислоты. На первом этапе в соответствии с блок – схемой делается оценка добывных возможностей скважин, путем исследования фактических данных по притоку нефти к забою скважин по формуле (1), что позволяет установить корреляционную связь между расчетным дебитом и плотностью начальных геологических запасов для пластов О₂, О₃, О₄. При этом считаем, что запасы по единичным скважинам, рассчитанные по методике НПО «Нефтегазтехнология» известны. При этом были учтены коэффициенты влияния и взаимовлияния скважин друг с другом, что позволило более точнее определить радиус дренирования скважин. Поэтому все исходные данные были подготовлены. По предложенной методике были определены все скважины-кандидаты на СКО, которые нанесены на карты и приведены на рисунке 9.

На картах карбонатности выделяются области со значениями карбонатности выше среднего. Это наблюдается и на картах плотности текущих извлекаемых запасов, где также выделяются области с высокими значениями запасов. Полученные области совмещаются, и в местах их совместного наложения попадают скважины, которые рекомендуются для проведения соляно-кислотных обработок.

С учетом причин низкой эффективности ранее проведенных СКО были рассчитаны и рекомендованы следующие скважины для первоочередного СКО.

Для пласта О₂:скважины №№ 402, 372, 375, 1379, 1627.

Для пласта О₃: скважины №№231, 304, 310, 324, 361, 533, 470, 1379, 1472, 1627, 1624.

Оценка эффективности СКО по скважинам №1627, 1379, 324, 402, 304, которые в настоящее время находятся в эксплуатации, дана в таблице 2.




Условные обозначения:

- скважина, рекомендуемая для проведения СКО	- нагнетательные скважины
- область с нефтенасыщенной толщиной более 8 м	- наблюдательные скважины
- область с коэффициентом карбонатности более 10 усл.ед.	- ликвидированные скважины
- действующие скважины	- добывающие и нагнетат. скв.
- ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб)	1 кв. см=200 тыс.м3 жидкости
- бездействующие скважины	- внешний контур неф/носн.
- - лицензионная граница совместные и других горизонтов	- - зона замещ. коллектора - водоохранная зона внутр.контур неф/носн.
Рисунок 9 – Карта-схема наложения карты карбонатности и карты нефтенасыщенных толщин запасов пласта О3

Таблица 2

Расчет прогнозной эффективности СКО

Скв.	Текущий пласт	СКО на пласт	Нефтенасы-щенная толщина, м	Qн до СКО, т/сут	Qн после СКО, т/сут	Прирост Qн, т/сут
1627	О2	О2	2.7	1.3	5.0	3.7
	О3	О3	10.3	5.1	19.3	14.2
1379	О2	О2	2.2	1.6	4.6	3.0
	О3	О3	9.8	6.8	20.3	13.5
324	О2	-	-	-	-	-
	О3	О3	9.6	7.7	20.9	13.2
402	О2	О2	3.0	1.5	5.64	4.14
	О3	-	-	-	-	-
304	О2	-	-	-	-	-
	О3	О3	9.0	1.64	14.06	12.42

Определение эффективности проводилось на основе проведенного анализа эффективности СКО по истории промысловых обработок скважин (средний эффект – 1.15 т/сут. на метр продуктивного пласта). Общий прирост дополнительно добытой нефти по приведенным пяти скважинам оценивается в объеме 64,16 т/сут.

По результатам внедрения рекомендаций автора за период 2008-2010 гг. дополнительно добыто 3240 т. нефти с общим экономическим эффектом 5.38 млн.руб.


ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ


Изложенные в диссертационной работе результаты исследований позволяют сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Проведенным анализом текущего состояния технологий СКО в НГДУ «Сорочинскнефть» выявлены основные причины низкой эффективности соляно-кислотных обработок (СКО), связанные с выпадением в осадок нерастворимых и плохо растворимых примесей в карбонатной породе. Они вызваны недостаточно обоснованным выделением в разрезе пород карбонатной составляющей, что повлияло на выбор объекта, объем кислоты, время реагирования и глубину обработки.
   
2. Установлена по данным исследований ядерно-физическими методами (ЯФМ) и лабораторных экспериментов с керном, корреляционная связь между содержанием карбонатной составляющей породы с коэффициентами расчлененности, послойной неоднородности и песчанистости.
   
3. Предложена методика определения восприимчивости пласта к воздействию соляной кислотой, разделенных на две группы (верхний и нижний порог), связывающие прирост дополнительно добытой нефти с расходом кислоты на метр мощности пласта.
   
4. Разработана методика построения карт карбонатности, совмещенная с картами остаточных извлекаемых запасов нефти (текущих нефтенасыщенных толщин), на базе которых создан алгоритм для формирования геолого-технических мероприятий для выбора объекта воздействия технологией соляно-кислотных обработок.
   
5. Разработан и предложен алгоритм формирования технологий соляно-кислотных обработок для единичной скважины, состоящий из разноуровневых характеристик, разделенных на пять направлений, позволяющие сформировать многомерную модель призабойной зоны пласта и прогнозировать эффективность СКО.
   
6. В результате использования рекомендаций автора для выбора скважин с СКО при разработке Сорочинско-Никольского месторождения, представленного карбонатными коллекторами в пластах О₂, О₃, О₄ дополнительно добыто 3240 т. нефти с общим экономическим эффектом 5,380 млн.руб.
   

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Методика исследования влияния разгазирования нефти на конечную нефтеотдачу пластов и создания оптимальных технологий нефтевытеснения / Владимиров И.В., Орехов В.В., Фирсов В.В., Хальзов А.А и др. – Уфа: Выбор, 2008. – 44 с.
   
2. Владимиров И.В. Извлечение нефти из анизотропного и однородного по проницаемости коллекторов / И.В. Владимиров, Д.К. Сагитов, В.В. Фирсов, В.В. Пшеничников, В.В. Орехов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 3. – С. 33-37.
   
3. Фирсов В.В. Алгоритм выбора оптимального комплекса геолого-технических мероприятий на стадии доразработки нефтяного месторождения // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – № 5. – С.7-10.
   
4. Владимиров И.В. Математическое исследование эффективности расположения нагнетательной скважины при газовом воздействии на пласт / И.В. Владимиров, Р.Г. Сарваретдинов, Д.К. Сагитов, В.В. Фирсов, В.В. Пшеничников // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – № 7. – С.32-38.
   
5. Владимиров И.В. Моделирование процессов нефтеизвлечения при газовом воздействии и заводнении нефтенасыщенного пласта с изотропным коллектором / И.В. Владимиров, Д.К. Сагитов, В.В. Фирсов, В.В. Пшеничников, Е.В. Пицюра // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – № 8. – С.27-34.
   
6. Фирсов В.В. Выявления критериев успешного применения соляно-кислотных обработок по пластам окского надгоризонта Сорочинско-Никольского месторождения / В.В. Фирсов, Д.К. Сагитов, М.А. Кузнецов, А.Ю. Попов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2011. – № 2. – С.18-22.
   
7. Манапов Т.Ф. Изменение ламинарного характера движения однородной жидкости в поле сил тяжести и при наличии распределенных источников (перфорационных отверстий) в горизонтальном стволе скважины / Т.Ф. Манапов, М.А. Фатхлисламов, В.В. Фирсов, Т.Г. Казакова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2011. – № 3. – С. 17-22.
   
8. Сагитов Д.К. Альтернативный метод оценки карбонатности с целью повышения успешности соляно-кислотных обработок на примере Сорочинско-Никольского месторождения / Д.К. Сагитов, М.Н. Мельников, В.В. Фирсов, М.А. Кузнецов, А.Ю. Попов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2011. – № 4. – С. 12-14.
   

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 18.02.2011 г. Бумага писчая.

Заказ № 368. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
Определение пороговой рентабельности СКО