WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

КОРАБЕЛЬНИКОВ АЛЕКСАНДР ИГОРЕВИЧ РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ (на примере

Самотлорского месторождения) Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2005 2

Работа выполнена в закрытом акционерном обществе «Тюменский нефтяной научный центр» (ЗАО «ТННЦ»)- ТНК-ВР Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук Ягафаров Алик Каюмович

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич - кандидат технических наук Мулявин Семен Федорович Ведущая организация Открытое акционерное общество «Черногорнефтеотдача» (ОАО «Черногорнефтеотдача»)

Защита состоится 9 июля 2005 года в 9 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г.

Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 9 июня 2005 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор В. П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири, введенных в эксплуатацию в 60-80-е годы прошлого столетия, находятся на заключительной стадии разработки, однако именно на этих месторождениях добывается основной объем нефти в стране.

Для них характерно наличие значительных остаточных запасов нефти при высокой обводненности добываемой продукции. Примером является Самотлорское месторождение, где обводненность по основным эксплуатационным объектам достигает 90-95 %. Проблемы с преждевременной обводненностью испытывают также новые, введенные в последние годы в разработку нефтяные месторождения Западной Сибири, содержащие трудноизвлекаемые запасы, приуроченные к переходным зонам. Добыча нефти из них сопровождается значительными эксплуатационными затратами на сбор и утилизацию добываемой воды. Большие объемы добываемой и закачиваемой воды влекут за собой нанесение непоправимого ущерба природной экосистеме.

В этой связи работы по ограничению и изоляции водопритоков являются неотъемлемой частью геолого-технических мероприятий, направленных на стабилизацию добычи нефти и сокращение объемов добываемой воды.

Научный прогресс и многообразие геолого-технических условий разрабатываемых месторождений способствовали созданию большого количества материалов и тампонажных систем, что существенно расширило спектр технологий, применяемых при проведении изоляционных работ. Однако их успешность и эффективность остается достаточно низкой и составляет порядка 40-60 %. В связи с этим задача совершенствования и повышения качества методов ограничения водопритоков остается актуальной, а ее решение в значительной степени способствует повышению нефтеотдачи пластов.

Цель работы. Разработка теоретического и технологического обеспечения мероприятий ограничения водопритоков, повышающих эффективность работ по снижению обводненности скважинной продукции.

Основные задачи исследований 1. Анализ существующих технологий и специальных материалов для ограничения водопритока и исследование влияния комплекса геолого технологических факторов на эффективность работ по ограничению водопритоков (на примере скважин Самотлорского месторождения).

2. Исследование процесса разработки водонефтяных зон и залежей нефти с подошвенной водой с использованием трехмерной фильтрационной модели месторождения с целью повышения эффективности работ по ограничению водопритоков.

3. Разработка новой технологии водоизоляционных работ с использованием составов на основе кремнийорганических соединений и жидких влагопоглотителей и методики выбора скважин-кандидатов для её реализации.

4. Реализация результатов исследований в проектных документах на разработку месторождений нефти.

Научная новизна 1. Разработана методика выбора скважин-кандидатов для проведения мероприятий по ограничению водопритоков, учитывающая комплексное влияние геолого-технологических и технических факторов на эффективность водоизоляционных работ.

2. Объяснен механизм совместной фильтрации нефти и воды в интервале работающих толщин и установлены причины поглощения водоизолирующих составов всей перфорированной мощностью пласта вне зависимости от их селективных свойств. При этом выявлено образование зоны повышенной водонасыщенности, создающей дополнительные фильтрационные сопротивления движению нефти и снижающей эффективность работ по ограничению водопритоков.

3. Предложена технология водоизоляционных работ с использованием кислотных составов для предотвращения проникновения водоизоляционных материалов в слабообводненные зоны, а также технологическое решение, позволяющее расширить условия применения кремнийорганических соединений в высокообводненных пластах путем предварительного закачивания жидких влагопоглотителей.

Практическая ценность 1. Методика выбора скважина-кандидатов для проведения работ по ограничению водопритоков в условиях пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения, позволяющая систематизировать планирование ГТМ на месторождении.

2. Технология комплексного водоизоляционного воздействия на ПЗП добывающих скважин, расположенных в монолитных пластах, позволяющая при одновременном закачивании кремнийорганических соединений (из класса полифункциональных соединений кремния + 25 %ГКЖ) и кислотных составов (первый цикл – закачивание 12 % HCl с введением 0,05 % неионогенного ПАВ + 1 % уксусной кислоты, второй цикл– 12 % HCl + 4 % HF + 0,05 % неионогенного ПАВ + 1 % уксусной кислоты без освоения скважины), снизить содержание воды в продукции и интенсифицировать притоки из слабообводненной части пласта.

3. Технология селективной изоляции водопритоков на основе кремнийорганических соединений (Продукт ТС 119-204) и жидких влагопоглотителей, позволяющая снизить обводненность продукции за счет гидрофобизации поровой поверхности коллектора.

Реализация результатов работы. Основные положения диссертационной работы реализованы в следующих регламентирующих документах: «Регламент по подбору скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий на месторождениях ОАО ТНК», «Регламент на создание постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений ОАО ТНК», «Регламент на сопровождение постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений ОАО ТНК».

Результаты исследований вошли составной частью в следующие проектные технологические документы на разработку месторождений:

«Технологическая схема опытно-промышленной разработки пласта БВ101- Мыхпайской площади Самотлорского месторождения», «Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации пласта АВ11-2 «рябчик» Самотлорского месторождения», «Технологическая схема опытно промышленной разработки Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения».

Технология ограничения водопритоков на основе кремнийорганических соединений и жидких влагопоглотителей принята к внедрению в ОАО «Самотлорнефтегаз».

Апробация работы Основные положения работы докладывались и обсуждались на:

Всероссийской 55-ой юбилейной научной конференции студентов и молодых специалистов «Нефть и Газ - 2001» (Москва, 2001);

Региональной научно практической конференции «Нефть и Газ», посвященной 90-летию со дня рождения В.И.Муравленко (Тюмень, 2002);

Международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти» (Москва, 2003);

XIII Научной конференции «Структура, вещество, история литосферы Тимано Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2004);

Межрегиональной конференции, посвященной 400-летию г.Томска (Томск, 2004);

IX Международном научном симпозиуме студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2005).

Публикации По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в т.ч. 3 статьи и тезисов докладов, подана 1 заявка на изобретение.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций и приложения. Изложена на 181 страницах машинописного текста, содержит 12 таблиц и 50 рисунков. Список использованных источников включает 126 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность, цель работы, научная новизна и сформулированы задачи исследований, дана краткая характеристика работы.

В первом разделе дан анализ следующих основных причин обводнения добывающих скважин, расположенных в различных горно-геологических условиях: подтягивание конуса подошвенных вод;

прорывы краевых или нагнетаемых вод по высокопроницаемым пропласткам;

совместный приток нефти и пластовой воды в недонасыщенных пластах и в интервале переходной зоны;

поступление рыхлосвязанной воды диффузных слоев.

Рассмотрены результаты теоретических и экспериментальных работ, посвященных вопросам образования и развития фильтрации многофазных систем в пористой среде, проблемам конусообразования, прорыва краевых и нагнетаемых вод при различных режимах эксплуатации месторождений. При этом изучались труды следующих отечественных и зарубежных ученных:

Ю.С. Абрамова, К.С. Басниева, Р. Викова, А.И. Гриценко, В.Н. Данилова, С.Н. Закирова, П.Я. Кочиной, Б.Б. Лапука, В.М. Максимова, М. Маскета, Р.И. Медведского, М.Л. Сургучева, А.П. Телкова, С.А. Христиановича, И.А. Чарного, В.Н. Щелкачева и др.

Установлено, что характер обводнения добывающих скважин бывает самым разнообразным и определяется горно-геологическими особенностями продуктивного горизонта, свойствами насыщающих пласт жидкостей, а также состоянием призабойной зоны скважин, условиями разработки залежи.

Для определения источника обводнения, как правило, применяются геофизические методы исследования скважин. При этом важной является предварительная идентификация причин обводнения скважин, в том числе по косвенным признакам, т.к. уже на начальном этапе необходимо правильно выбрать комплекс промысловых исследований и вид водоизоляционных работ.

Поэтому в работе анализируется несколько способов предварительной идентификации причин обводнения добывающих скважин, полученных на основе обзора публикаций зарубежных и отечественных исследователей.

Проблема обводнения добывающих скважин изучена на примере основных особенностей геологического строения пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения, в пределах которого выделена водоносная область, занимающая около 90 % площади нефтеносности, установлено наличие газовой шапки. При этом значительную часть мощности продуктивного пласта занимают два типа гидродинамически связанных и прерывистых пород-коллекторов, залегающих, как правило, совместно. Данные особенности оказывают существенное влияние на характер обводнения добывающих скважин.

Детально рассмотрены результаты промыслово-геофизических исследований, которые показывают, что на эксплуатационном объекте АВ4-5 идет опережающее заводнение гидродинамически связанных коллекторов и отставание в подключении к разработке прерывистых коллекторов, что вызывает неравномерную выработку запасов нефти в целом по объекту. Кроме того, неравномерность выработки обусловлена тем, что нефть подошвенной части пласта вырабатывается интенсивнее прикровельных интервалов как за счет процессов конусообразования и подъема ВНК, так и за счет прорыва закачиваемой воды по нижней недонасыщенной части пласта. В результате этого значительная часть действующего фонда скважин характеризуется низкими дебитами нефти, обводненностью 90-98 % и, как правило, находится на грани рентабельности эксплуатации. Перспективы извлечения остаточных запасов в данных условиях должны определяться детальным изучением особенностей геологического строения продуктивных пластов и применением технологий, позволяющих эффективно и дифференцированно воздействовать на разно продуктивные интервалы разреза, обеспечить увеличение добычи нефти за счет сокращения объемов попутно добываемой воды. Таким образом, работы по ограничению водопритоков являются технологически необходимой частью данного комплекса мероприятий.

Изучению проблем водоизоляции, а также разработке новых составов и технологий ограничения водопритоков, посвящены работы многих ученых как у нас в стране, так и за рубежом. Среди них: А.Г. Аветисов, Ф.А. Агзамов, В.А. Амиян, Н.К. Байбаков, С.Н. Бастриков, Ю.Е. Батурин, В.А. Блажевич, А.Ш. Газизов, В.П. Гончаров, А.Т. Горбунов, С.И. Грачев, Г.П. Зозуля, Ю.В. Земцов, Р.К. Ишкаев, Н.А. Карташов, И.И. Клещенко, А.А. Клюсов, А.И. Комиссаров, А.Т. Кошелев, И.И. Кравченко,Ю.С. Кузнецов, А.В. Маляренко, И.И. Маслов, Е.К. Мачинский, Р.И. Медведский, Р.А. Мусаев, В.П. Овчинников, В.Н. Поляков, Ф.Л. Романюк, В.М. Светлицкий, А.П. Телков, Е.Н. Умрихина, П.М. Усачев, К.М. Федоров, В.А. Шумилов, В.Н. Юдин, А.К. Ягафаров, E. Dolark, G.A. Einarsei, R.J. Engight, W.G. Martin, N.N. Nimerk, K.T. Presli, C.N. Rankin, E.A. Richardson, R.S. Seiright, D.D. Sparline, H.D. Woodard и др.

Рассмотрены водоизоляционные технологии и составы, апробированные на месторождениях Западной Сибири. Анализ различных методов изоляции и ограничения водопритоков показал, что большинство из них основаны на применении нескольких химических реагентов и технологических приемов, выполняющих различные функции. Это вызвано как сложностью промысловых геолого-физических условий, так и необходимостью достижения наиболее оптимальных технологических показателей за счет использования композиционных составов.

Проведенный анализ позволил обосновать основные направления исследований повышения эффективности и качества водоизоляционных работ, сформулировать цель и задачи диссертационной работы.

Во втором разделе на основе статистической обработки информации проводится исследование влияния различных геолого-технических и технологических факторов на эффективность водоизоляционных работ. Для этого выбран и применен метод множественной регрессии, позволяющий аналитически прогнозировать эффективность воздействия в зависимости от конкретных геолого-технологических условий. Выявление и применение такого рода закономерностей повышает эффективность выбора скважин-кандидатов для водоизоляционных работ, а также комплекса мероприятий, включающего совершенствование существующих технологий ограничения водопритоков.

При статистическом анализе учитывались следующие параметры (независимые переменные - Х): параметр нормализованной самополяризации (Апс);

коэффициент песчанистости (Кпесч);

коэффициент расчлененности (Красчл);

комплексный коэффициент неоднородности (Кнеод), равный произведению коэффициента средней вертикальной расчлененности кривой ПС на коэффициент средней вертикальной относительной изменчивости кривой ПС [по Г.М. Золоевой];

минерализация добываемой воды (CL);

удельный дебит жидкости (qж/h);

удельная накопленная добыча нефти (Qн);

обводненность (F);

пластовое давление (Pпл);

удельный расход водоизоляционного материала на 1 м толщины пласта (Vиз/h);

отношение давления закачивания водоизоляционного состава к давлению раскрытия трещин (Рзак/Ртр);

неработающая толщина пласта после проведения работ (Н_изол);

толщина глинистой перемычки (Н_глин) между нижними отверстиями перфорации и ВНК (либо обводненная часть пласта), тип изоляционного состава (Т: 1 - полимерсодержащие составы, 2 - композиции на базе жидкого стекла).

В качестве зависимой переменной Y принята дополнительная добыча нефти, полученная за счет проведения водоизоляционных работ.

На первом этапе регрессионного анализа было установлено, что обобщенное уравнение регрессии, полученное для всей совокупности исходных данных, обладает невысоким качеством прогноза. Поэтому на следующем этапе исследования, для повышения достоверности оценки влияния геолого-технологических факторов на эффективность водоизоляционных работ, весь массив исходной информации был разделен на группы и регрессионный анализ проводился по каждой группе отдельно.

Группирование осуществлялось по следующим признакам:

- в зависимости от вида технологии ограничения водопритока: ВСИ («безподходная» селективная изоляция), СИ+ Цемент (селективная изоляция с докреплением интервала воздействия цементным раствором;

- в соответствии с наличием в обрабатываемой скважине следующих классов пород-коллекторов: ГСК – гидродинамически связанный коллектор и ПК – прерывистый коллектор (таблица 1).

Таблица 1 - Группировка скважин в зависимости от прерывистости коллекторов и технологии водоизоляционных работ Группа 1 Группа 2 Группа Коллектор технология коллектор Технология коллектор технология СИ + СИ + ГСК ВСИ ПК+ГСК ГСК Цемент Цемент С учетом изложенного были получены уравнения регрессии, представленные в таблице 2. Входящие в уравнения регрессии коэффициенты являются значимыми с вероятностью 0,95. Наибольшее влияние на эффективность работ по ограничению водопритоков для выделенных групп оказывает удельная накопленная добыча нефти (характеризует выработку запасов), толщина глинистой перемычки, коэффициент неоднородности, минерализация добываемой воды (характеризует источник обводнения).

В третьем разделе приведены методика и результаты исследований эффективности применения водоизоляционных мероприятий с использованием трехмерной фильтрационной модели залежи, а также результаты изучения особенностей моделирования различных причин обводнения добывающих скважин.

При этом особое внимание уделялось анализу влияния размеров и геометрии ячеек фильтрационной модели на точность воспроизведения показателей разработки водонефтяных зон и процессов конусообразования. Для этого были выполнены экспериментальные расчеты на тестовых моделях, отличающихся друг от друга размером ячеек и типом сетки (равномерная сетка, неравномерная сетка, сетка с локальным измельчением - lgr). За базовый вариант расчета была принята модель с равномерной сеткой и размером ячеек 1 метр по осям X, Y, Z. Все последующие вычисления сравнивались с этим вариантом расчетной модели.

Результаты проведенных расчетов позволили сделать следующие выводы:

- показатели разработки водонефтяных зон зависят от размера ячеек Таблица 2 – Характеристика уравнений множественной регрессии для прогноза дополнительной добычи нефти Кол-во Среднее Сред-квадр. Ошибка Группа скважин, значение отлонение Уравнение регрессии прогнозир R2 F-критерий шт Qн_доп, т Qн_доп, т ования, т Qн_доп=-1,44·CL – 172,68·Log(Qнак.н/h) + +301,19·Log(Vиз/h) – 125,86·Pmax/Pтр- Группа1 40 150 299 193 0,669 7, - 1135,5Aps + 273,18·Log(Kнеод) – -309,52·Log(qж/h) – 4,37·Рпл + +3330, Х Qн_доп = 833,35·Н_глин – 1860, Х Log(Qнак.н/h)+3855,06·Log(Vиз/h) – Группа2 31 1058 1775 953 0,736 13, -6093,75·Pmax/Ртр+ 211,13·Кнеод + +11462, Qн_доп=834,04·Н_глин –101,12·Н_изол – Группа3 43 658 1421 -507,34·Log(Qнак.н/h) –1745,66·Log(Vиз/h)+ 815 0,706 14, + 281,31·Кнеод + +2796, гидродинамической модели. При этом установлено, что с увеличением размера ячеек, как правило, занижаются значения начальной обводненности и завышаются другие основные показатели (начальные дебиты нефти, накопленная добыча нефти, и, соответственно, КИН);

- использование неравномерных сеток является предпочтительным, по сравнению с равномерными сетками, а также сетками с локальным измельчением. Доказательством этого является тот факт, что при их применении удается достигнуть наилучшего схождения результатов расчетов с результатами, полученными на точной модели, а также требуются меньшие вычислительные и временные ресурсы. При этом, в отличие от локальных измельчений, они не требуют привлечения специальных программных продуктов, позволяющих использовать их в расчетах;

- выбор размера «измельченных» ячеек должен выбираться применительно к конкретным горно-геологическим условиям, для чего необходимо проводить оценочные расчеты по определению чувствительности модели к изменению геометрии сетки.

Проведенные расчеты позволили по новому объяснить результаты исследований ряда ученых (Закирова С.Н. и Закирова И.С.), уточнить выбор типа гидродинамической сетки и размеров её ячеек для проведения дальнейших расчетов по исследованию влияния геолого-технологических факторов на эффективность водоизоляционных работ.

Для оценки влияния различных геолого-технологических параметров на эффективность водоизоляционных работ была продолжена серия экспериментальных расчетов. При этом изучалось влияние следующих факторов: степени вертикальной сообщаемости пласта (монолитный или расчлененный коллектор), различные виды распределения проницаемости от кровли к подошве пласта, разные источники обводнения (подошвенная или нагнетаемая вода), разные интервалы поглощения водоизоляционных составов и т.д.

Воздействие водоизолирующих композиций на коллектор воспроизводилось в модели изменением фазовых проницаемостей. В качестве водоизолирующего состава выбирался реагент, обладающий селективными свойствами, т.е. способный уменьшать фазовую проницаемость по воде, в то время как проницаемость по нефти оставалась неизменной (аналогичным действием обладают кремнийорганические соединения – КОС).

Результаты проведенных расчетов позволили сделать следующие выводы:

- при проведении водоизоляционных работ необходимо избегать поступления изоляционного состава в нефтенасыщенную часть пласта не зависимо от природы его селективных свойств (перед проведением работ в нефтенасыщенную область необходимо закачивать состав, сохраняющий или улучшающий её фильтрационные свойства, с проведением в последующем мероприятий по интенсификации отборов нефти из этой зоны);

- эффективность работ по ограничению водопритоков повышается при наличии неравномерной выработки запасов;

- в коллекторах, имеющих расчлененное строение (при отсутствии вертикальной сообщаемости между пропластками), эффективность водоизоляционных работ выше, чем в монолитных пластах;

- наибольший эффект от водоизоляционных работ достигается в коллекторах, проницаемость которых в подошвенной части больше, чем в кровельной;

- эффективность работ по ограничению водопритоков при обводнении скважин нагнетаемой водой выше, чем при обводнении пластовой (подошвенная или законтурная вода).

Четвертый раздел посвящен разработке новых методов ограничения водопритоков и совершенствованию технологий водоизоляционных работ, широко применяемых на Самотлорском месторождении.

Практика показывает, что за последние 8-10 лет на месторождении наибольшее распространение получили два состава, используемые в комплексе с различными добавками:

- гелеобразующие составы на основе силиката натрия;

- вязкоупругие полимерсодержащие гели.

При этом гелеобразующие составы на базе силиката натрия используются для селективной изоляции обводненных интервалов, с докреплением интервала цементным раствором и установкой «блокад-экранов». Вязкоупругие полимерсодержащие гели - для «бесподходной» селективной изоляции (без привлечения служб КРС), селективной изоляции обводненных интервалов с докреплением интервала воздействия цементным раствором и установкой «блокад-экранов».

Анализ эффективности водоизоляционных работ на Самотлорском месторождении показал, что за последние 5 лет она снизилась в среднем в раза (с 1-1,4 до 0,5-0,6 тыс.т на скв/опер), а успешность работ не превышает 60 %. Таким образом, логично утверждать, что применяемые в настоящее время на Самотлорском месторождении технологии ограничения водопритоков (ОВП) оказались малоэффективными. Поэтому, для повышения эффективности ОВП существует необходимость разработки новых водоизоляционных составов и технологических решений. Кроме того, объективно необходимо совершенствовать и повышать эффективность применяемых в настоящее время водоизоляционных технологий по следующим направлениям:

- совершенствование методики подбора скважин-кандидатов для проведения работ по ОВП;

- совершенствование изоляционных составов и методов водоизоляционных работ для конкретных горно-геологических условий;

- совершенствование технологических операций, входящих в комплекс работ по ограничению водопритоков.

Основная сложность при планировании ОВП заключается в выборе перспективных скважин, проведение работ в которых технологически оправдано и экономически целесообразно. В настоящее время на месторождении отсутствует рациональная методика выбора скважин-кандидатов для проведения водоизоляционных работ. На практике руководствуются, в основном, накопленным опытом, поэтому выбор скважин для проведения работ по ограничению водопритока в определенной мере носит субъективный характер. В связи с этим, в работе приводятся результаты разработки методики выбора скважин для проведения водоизоляционных мероприятий, которые позволили создать принципиальную схему выбора скважин-кандидатов для проведения водоизоляционных работ, позволяющую минимизировать число рисков получения отрицательного результата.

Согласно данной схемы (рисунок 1) основными этапами выбора скважин являются:

- изучение геологического строения объекта воздействия и расчет технологической эффективности мероприятия с помощью уравнений регрессии, полученных в 3-м разделе, что позволяет создать ранжированный список скважин;

- расчет экономической эффективности проведения мероприятия, уточнение ранжированного списка скважин;

- анализ динамики добычи и истории эксплуатации скважин, предварительная идентификация причин обводнения скважин;

- выбор скважин для проведения промыслово-геофизических исследований с целью точного определения причины и места поступления воды в скважину;

- по результатам промысловых геофизических исследований назначается комплекс геолого-технических мероприятий.

Данная методика выбора позволяет определить группу наиболее перспективных скважин для проведения работ по ограничению водопритоков и снизить эксплуатационные затраты.

Одним из основных направлений совершенствования водоизоляционных работ является повышение селективности водоизоляционных технологий. Как Фонд скважин Тип коллектора ГСК+ПК ГСК Расчет технологической эффективности Qн_доп<0 Qн_доп> Расчет экономической эффективности PI< PI> Предварительная идентификация причин обводнения, анализ истории добычи Кандидаты для РИР Кандидаты для ОВП Проведение комплекса ПГИ Кандидаты для РИР Кандидаты для ОВП Назначение комплекса мероприятий Рисунок 1- Схема выбора скважин-кандидатов для проведения работ по ограничению водопритоков показывают результаты фильтрационного моделирования, при проведении водоизоляционных работ необходимо избегать поступления изолирующего состава в слабообводненную часть пласта вне зависимости от природы его селективных свойств. В связи с этим, необходимо повышать точность закачивания водоизолирующих композиций, которые должны поступать только в высокообводненные интервалы разреза. Существующие на месторождении стандартные схемы закачивания водоизолирующих композиций могут применяться только в случае отделения высокообводненной части пласта глинистой перемычкой от слабообводненной. В монолитных однородных коллекторах, при наличии вертикальных внутрипластовых перетоков, в ходе водоизоляционных работ необходимо проводить дополнительные мероприятия по предотвращению фильтрации водоизоляционных составов в слабо обводненную часть пласта.

В отечественной и зарубежной практике для этих целей используют специальные защитные составы, способные сохранять фильтрационные свойства коллектора слабообводненных зон. При этом нагнетание водоизолирующего и защитного составов можно осуществлять как поочередно, так и одновременно, через разные колонны насосно-компрессорных труб. В работе предложено в качестве защитных реагентов использовать кислотные составы. В результате их применения, во первых, должны быть ликвидированы перетоки водоизоляционного реагента в слабообводненную область пласта, во вторых - фильтрационные свойства слабообводненной части пласта будут сохранены или даже улучшены.

В качестве водоизолирующей композиции предлагается кремний органический состав класса полифункциональных соединений кремния +25 % ГКЖ. Закачивание кислотных составов рекомендуется проводить в два цикла. Первый цикл – закачивание 12 % HCl + 0,05 % неионогенного ПАВ + % уксусной кислоты с целью выщелачивания карбонатов. Второй цикл – закачивание 12 % HCl + 4 % HF + 0,05 % неионогенного ПАВ + 1 % уксусной кислоты без освоения скважины. При этом осуществляется воздействие на глинистую составляющую коллектора.

На рисунке 2 показана схема осуществления данного метода воздействия с использованием технологии гибких труб (ГТ).

Работы проводят в следующей последовательности: спуск обычных труб диаметром 4 дюйма с установкой пакера над кровлей пласта. Затем, производят спуск гибкой трубы (диаметр 40 мм) с установкой надувного пакера (коэффициент расширения 300 - Рисунок 2 - Схема совместной закачки 350 %) в интервале раздела сильно- водоизоляционной и слабообводненной части пласта.

композиции и защитного После чего осуществляется кислотного состава с закачивание описанных выше использованием ГТ технологических составов.

В результате проведения рекомендуемых комплексных операций достигается максимальное селективное воздействие на изолируемый пласт.

Следующим этапом совершенствования водоизоляционных работ в нефтегазовых скважинах явилась разработка (в соавторстве) технологии ограничения водопритоков на базе кремнийорганических соединений (подана заявка на пат. РФ 2004129539).

Из анализа применяемых технологий ограничения водопритоков на Самотлорском месторождении следует, что наибольшее распространение находят водоизолирующие составы на основе жидкого стекла и полимерсодержащих композиций. Объемы внедрения кремнийорганических составов имеют единичные случаи, хотя при рассмотрении результатов лабораторных исследований по обработке кремнийорганическими соединениями образцов керна можно сделать вывод, что данные составы не только не уступают вязкоупругим гелям и гелеобразующим составам, но и по некоторым характеристикам превосходят их (например, не снижают проницаемость по нефти).

Объяснить меньшие объемы внедрения КОС по сравнению с другими водоизоляционными композициями можно тем, что их применение при обводненности больше 60 % не дает желаемого эффекта. По-видимому, при высокой обводненности в процессе реакции поликонденсации образующаяся гидрофобная пленка не прочно изолирует стенки пор, а взаимодействует со свободной водой. При освоении скважины, а также в процессе её эксплуатации, в прискважинной зоне пласта возникают знакопеременные депрессии, под действием которых непрочно зафиксированная гидрофобная пленка разрушается за счет колебательных процессов и легко вымывается из пласта. В результате эффективность применения кремнийорганических соединений снижается. Справиться с этой проблемой можно, предварительно обработав прискважинную зону жидким влагопоглотителем, в качестве которого могут выступать растворители. Для подтверждения данной гипотезы была проведена серия лабораторных экспериментов по исследованию водоизолирующих свойств кремнийорганических составов на образцах керна, обработанных жидким влагопоглотителем, в качестве которого применен этиловый спирт.

Кремнийорганический реагент - продукт ТС 119-204, представляющий собой сложную смесь частично этерифицированных хлорсодержащих полифун кциональных соединений кремния. В экспериментах использовались образцы керна пород Орехово-Ермаковского и Покачевского нефтяных месторождений с минеральным составом цементирующего материала, аналогичным составу пород пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения. Эксперименты проводились на установке УИПК-1М. Результаты определения проницаемости по воде до и после обработки образцов керна водоизолирующим комплексом на основе этилового спирта и продукта 119-204 приведены в таблице - 3.

Результаты показали, что данная технология является более эффективной (в 1,8 раза), чем воздействие продукта ТС 119-204.

В четвертом разделе обосновывается целесообразность проведения работ по ограничению водопритоков с учетом экологической безопасности окружающей среды.

При этом оцениваются следующие наиболее значимые экологические последствия обводнения добывающих скважин и нефтяной залежи в целом:

- проникновение высокоминерализированных вод в выше расположен- Таблица 3- Изменение проницаемости исследуемых образцов керна (по пластовой воде, до и после фильтрации водоизоляционных составов) Проницаемость по пластовой воде, Порис-Водона Состав Эффект мкм № № сыщен тость, изолирующей ивность, п/п образца ность, До После % композиции % % обработ обработ ки, К1 ки, К 1 34581 21 85 Продукт 119-204 0,032 0,028 112, 2 36542 19,3 90 Продукт 119-204 0,018 0,015 115, 3 95462 18,6 88 Продукт 119-204 0,019 0,016 116, 4 74583 20,4 89 Продукт 119-205 0,022 0,020 107, 5 11458 19,5 90 Продукт 119-206 0,022 0,020 111, Этиловый спирт + 6 52897 17,3 82 0,014 0,007 208, Продукт 119- Этиловый спирт + 7 2654 18,2 82 0,019 0,009 203, Продукт 119- Этиловый спирт + 8 79845 19,6 83 0,025 0,012 198, Продукт 119- Этиловый спирт + 9 69876 19 84 0,021 0,012 173, Продукт 119- Этиловый спирт + 10 56934 18,9 80 0,025 0,012 204, Продукт 119- Этиловый спирт + 11 33251 19,2 90 0,015 0,008 187, Продукт 119- Этиловый спирт + 12 23564 18,7 83 0,025 0,014 184, Продукт 119- Этиловый спирт + 13 35268 20,6 84 0,028 0,013 213, Продукт 119- Этиловый спирт + 14 45671 20,8 88 0,020 0,011 173, Продукт 119- Этиловый спирт + 15 52689 18,8 81 0,028 0,013 222, Продукт 119- ные водоносные горизонты и загрязнение подземных пресных водоносных горизонтов;

- эксплуатационные затраты, обусловленные использованием больших объемов пресных вод и энергоресурсов, снижением продуктивности пластов;

- вынос на дневную поверхность радионуклидов и металлов, формирование искусственных геохимических ареалов в регионах нефтедобычи.

Поэтому, в целях обеспечения экологической безопасности в районах нефтедобычи в ходе разработки нефтяных месторождений особое внимание следует уделять контролю герметичности скважин, мониторингу состояния геологической среды, состояния пресных водоносных горизонтов, а также реализации методов, направленных на сокращение объемов добываемой и закачиваемой воды. Поэтому работы по ограничению водопритоков являются важной составляющей процесса обеспечения как экономической эффектив ности добычи нефти, так и экологической безопасности окружающей среды.

Основные выводы и рекомендации 1. Анализ применяемых технологий ограничения водопритоков на примере скважин Самотлорского месторождения показал, что их успешность в настоящее время не превышает 60 %, а достигаемая технологическая эффективность составляет 400-500 тонн на 1 скважино-операцию.

2. Установлено, что показатели разработки залежей нефти с подошвенной водой и процессы конусообразования при моделировании зависят от размеров ячеек гидродинамической модели. Показано, что с увеличением размера ячеек занижаются такие показатели, как стартовые дебиты нефти и, соответственно, накопленные отборы и КИН. При этом, в процессе создания гидродинамических моделей водонефтяных зон, необходимо использование неравномерных гидродинамических сеток, так как это является более корректным, чем применение равномерных сеток или сеток с локальным измельчением.

3. Обоснован выбор наиболее благоприятных условий для проведения работ по ограничению водопритоков, учитывающих неравномерность выработки запасов, неоднородность геологического строения, поглощение водоизолирующей композиции наиболее обводненными интервалами (вне зависимости от степени её селективности) и обводнение скважин за счет нагнетаемой воды.

4. Предложена новая методика подбора скважин-кандидатов для проведения работ по ограничению водопритоков в добывающих скважинах на примере Самотлорского месторождения.

5. Разработана технология комплексного воздействия на ПЗП добыва ющих скважин, расположенных в однородных монолитных пластах, основанная на одновременном закачивании водоизоляционной композиции (КОС класса полифункциональных соединений кремния + 25 % ГКЖ) и кислотных составов (12 % HCl + 0,05 % НПАВ + 1 % уксусной кислоты и 12 % HCl + 4 % HF + 0,05 % НПАВ + 1 % уксусной кислоты).

6. Разработана новая технология ограничения водопритоков в добывающих скважинах на основе применения полифункциональных соединений кремния (ТС-119-204) и жидких влагопоглотителей (спирты, кетоны), позволяющая повысить эффективность водоизоляционных работ на основе кремнийорганических соединений в 1,8 раза.

7. Результаты исследований использованы при составлении регламентов и проектной документации на разработку ряда нефтяных месторождений, эксплуатируемых ОАО «ТНК-ВР».

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах:

1. Корабельников А.И. Анализ технологической эффективности воздей ствия СПС на пласт АВ1-2 Урьевского месторождения / А.И. Корабельников, Ю.А. Медведев // Нефть и Газ – 2001: Труды 55 юбилейной науч. конф. студентов и молодых специалистов. М, 17-20 апреля 2001.- М.:, Интерконтакт Наука, 2001. - С. 24.

2. Проблемы и особенности моделирования полимерного заводнения / А.И. Корабельников, В.Р. Сыртланов //Нефтяное хозяйство. – 2002. - № 6. - С.

62-64.

3. Сыртланов В.Р. Особенности моделирования закачки полимеров для повышения нефтеотдачи пласта / В.Р. Сыртланов, А.И. Корабельников // Нефть и газ: Тр. науч.-техн. конф. г. Тюмень 21-22.11.2002. - Изд-во Наук Сервис, 2002. – С. 86.

4. Корабельников А.И Некоторые особенности моделирования полимерного заводнения в Eclipse / В.Р. Сыртланов, А.И. Корабельников // Интенсификация добычи нефти: Тр. Междунар. технол. симпозиума. М, 26-28 марта 2003. – М.: ИНБ, 2003. – С. 271-275.

5. Корабельников А.И. Факторы, влияющие на эффективность водоизоляционных работ / А.И. Корабельников, А.К. Ягафаров // Нефтяное хозяйство. – 2004. - № 12.- С. 67-68.

6. Корабельников А.И. Оценка влияния геолого-технических факторов на эффективность водоизоляционных работ / А.И. Корабельников, А.К. Ягафаров // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Материалы 13 науч. конф. г. Сыктывкар 8-10 декабря 2004. – Сыктывкар, Геопринт, 2004. – С. 98-102.

7. Ягафаров А.К. Повышение эффективности водоизоляционных работ в высокообводненных скважинах / А.И. Корабельников, А.К. Ягафаров, Н.П.

Кузнецов // Тр. Межрегион. конф., посвященной 400-летию г. Томска. Томск 20-23 ноября 2004. – Томск, ТПУ, 2004. – С. 56-57.

8. Корабельников А.И. Экологические проблемы, возникающие при заводнении нефтяной залежи / А.И. Корабельников, И.В. Корабельников // Сибирь-Восток. – 2005. - № 1. – С. 10-13.

9. Корабельников А.И. Влияние особенностей геологического строения пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения на выбор методов ограничения водопритока / А.И. Корабельников, Б.Б. Квеско // Проблемы геологии и освоения недр: Тр. IX Междунар. науч. симпозиума студентов и молодых ученых. г. Томск 11-15 апреля 2005. – Томск, ТПУ, 2005. – С. 24.

Соискатель А.И. Корабельников Подписано к печати Бум. писч № Заказ № Усл. изд. л. 1, Формат 60х841/16 Усл. печ. л. 1, Отпечатно на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет 62500, Тюмень, ул. Володарского, Отдел полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская,




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.