WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 9 |

Считаю своим долгом выразитьуважение памяти академика РАЕН А.Т.Горбунова, академика РАЕН,члена-корреспондента АН РБ Ф.Л. Саяхова ик.т.н. Р.Р. Ганиева, оказавших всестороннююподдержку и внимание к работе в течениемногих лет.

Выражаю глубокую благодарностьнаучному консультанту д.т.н. ГильмановойР.Х., чьи неоднократные консультацииспособствовали формированиюдиссертации.

Выражаю искреннююпризнательность заслуженному геологу РФк.г.-м.н. Р.Н. Мухаметзянову, к.г.-м.н. В.В.Калашневу, специалистам подразделений ПООАО «Ноябрьскнефтегаз» и других научных ипроизводственных организаций запроведение совместных лабораторных ипромысловых исследований.

КРАТКОЕСОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана общая характеристика работы,обоснована ее актуальность,сформулированы цель и задачи исследований,показана научная новизна и определеныосновные защищаемые положения,практическое значение и апробацияработы.

В первой главе рассмотрены геолого-физическиехарактеристики продуктивных пластовнефтегазовых месторождений Ноябрьскогорегиона Западной Сибири.

Показано, чтогеологические условия залеганияпродуктивных пластов,недонасыщенных нефтью, рассматривались вработах Архипова С.В., Абрамова А.С., АндрееваВ.Е., Бродского А.А., Дворака С.В., ДжемесюкА.В., Дроздова В.А., Забродина П.И., ИльинаВ.М., Касова А.С., Колмогорова В.Ф., КольчицкойТ.Н., Корсунь В.В., Корчемкина В.Н., КотеневаЮ.А., Кузнецова В.В., Курамшина Р.М.,Кутырева Е.Ф., Петухова В.А.,Питкевича В.Т., МалышевойГ.Н., Михайлова Н.Н., Мухаметзянова Р.Н.,Назаренко Ю.С., Николаевой Е.В., Саунина В.И., Сонича В.П., Смышляевой М.Д., ТуроваВ.А., Халимова Э.М., Шальных Г.С., Шараповой Н.В. идругих.

Отмечается, что развитиюи совершенствованию системы разработкипосвящены также работы Базива В.Ф., БлиноваС.А., Гавуры В.Е., Ганиева Р.Р., Газизова А.Ш.,Горбунова А.Т., Жданова С.А., Калашнева В.В.,Кучумова Р.Я., Лисовского Н.Н., Мулявина С.Ф.,Овсюкова А.В., Федорова К.М., ХайрединоваН.Ш., Хисамутдинова Н.И. и других.

Методы интенсификацииэксплуатации скважин рассматривались вработах Валиуллина А.В., Стрешинского И.А.,Карнаухова М.Л., Крянева Д.Ю., Саяхова Ф.Л.,Хлебникова В.Н., Яремейчук Р.С. идругих.

Объекты исследованияпредставлены в основном многопластовымизалежаминефти типовпластовых и сводовых, в большинствеслучаев частично литологическиэкранированных. Продуктивные пластысложены чередованием глинистых, алевролитовых,мелкозернистых, иногда среднезернистыхпесчаныхпрослоев с низким содержанием карбонатныхпород (рисунок 1).

1 – глины; 2 – алевролиты; 3, 4, 5– песчаникисоответственно глинистые
мелкозернистые, слабоглинистыемелкозернистые, среднезернистые;
6 –карбонатные стяжения; 7 – граница подвижнойводы; 8 –зеркало воды

Рисунок 1 – Геологическийразрез пласта БС210
Суторминского месторождения

Отмечено, чтопесчано-алевролитовые прослои невыдержаны по простиранию, замещаютсяглинами или переходят из одной разностипесчано-алевритовых осадков в другую. Накрыльях поднятий в отдельных зонахнаблюдается наличие клиноформенногостроения пластов. Обломкипесчано-алевритовых пород на 75…85 %представлены зернами кварца и полевогошпата, а глинистый материал цементаколлекторов –каолинитом и хлоритом. Суменьшением размера зерен повышаетсясодержание хлорита, гидрослюды и смешанослойныхобразований ряда «гидрослюда – монтмориллонит». Емкостныесвойства пород коллекторов изменяются впределах 15…23 %. Фильтрационные свойстваколеблются в пределах
0,05…0,25 мкм2, в отдельных пропластках достигают0,4 мкм2.

Выполненный анализпоказал, что для большинства залежейхарактерно наличие обширных зон, впределах которых резко сниженагидродинамическая связь между отдельнымиучастками продуктивного пласта. Это, восновном, обусловлено понижениемэффективной толщины пласта, частымпереслаиванием и замещением попростиранию песчаных телнизкопроницаемыми породами. В крыльевыхзонах структурных поднятий наблюдаетсяразвитие косой слоистости.

Особенности строениязалежей позволяют по сложности освоения истепени нефтеизвлечения выделить чистонефтяную зону с относительно высокойоднородностью коллекторов по степенинефтенасыщения; водонефтяную зону вкраевых частях залежей, не подвергшихсяпроцессам переформирования илинаходящихся на поздней ее стадии; зону свысокой неоднородностью коллекторов вразрезе пласта по нефтенасыщенности.

Отличительнойособенностью залежей является болеенизкое, на 5…15 %, нефтенасыщение поровогопространства относительно синхронных сблизкими фильтрационными свойствамипродуктивных пластов месторождений другихрегионов Западной Сибири. Коллекторызалежей имеют пониженную начальнуюнефтенасыщенность – 50…80 % от их возможного предельногонефтенасыщения и содержат подвижнуюводу.

На фоне общей пониженнойнефтенасыщенности коллекторовнаблюдается высокая неоднородностьсодержания нефти в разрезе пласта. Прослоис низким содержанием нефти выделяются нетолько в подошвенной, но и в центральной идаже в кровельной частях разреза пласта.Обширные участки неоднородногонефтенасыщения приурочены и к однородномупо строению пласту с повышеннойпроницаемостью коллекторов, что являетсяотличительной чертой залежей нефтирегиона от других месторождений ШиротногоПриобья.

Одним из основныхпараметровколлекторов,характеризующих их потенциальные возможности, являетсяих водоудерживающая способность. Дляколлекторов продуктивных пластовсодержание остаточной воды изменяется от 17до 82 %. Параметр характеризует нижнююграницу предельного нефтенасыщенияпесчано-алевритовых полимиктовыхколлекторов Западной Сибири. При такомсодержании воды в породе нефть являетсяпрактически неподвижной при существующих режимахэксплуатациизалежей.

Исследования состоянияповерхности минерального скелетаколлекторов,степени подвижности поровой воды и нефти,по результатам исследований института СибНИИНП,выявили средний показатель фильности– 0,964. Дляколлекторов месторождений ШиротногоПриобья этот показатель равен 0,723. Шальным Г.С.установлено, что остаточнаяпоровая вода практически при всехперепадах давления является подвижной. Чемвыше показатель смачиваемости скелета, тем вышеподвижность остаточной поровой воды.

В НИИ «Нефтеотдача» АН РБ при участииавтора проведены исследованиясмачиваемости пород-коллекторовСуторминского и Западно-Суторминскогоместорождений (Хайрединов Н.Ш., ОвсюковА.В., г. Уфа,1996 г.),результаты которых показали, что состояниеповерхности порового пространства либогидрофильное,либо гидрофобное, то есть характеризуется четко выраженнойполярностью смачиваемости. Породы, имеющиегидрофобныйхарактер смачивания, обладаютпроницаемостью более 0,1 мкм2, проницаемостьменее 0,1 мкм2характеризует выраженное гидрофильное состояниеповерхности. При вытеснении нефти водойвпереди основного фронта вытеснениянаблюдаются скопления воды, и происходитчередующееся движение практическибезводной нефти и нефти с высокимсодержанием воды. Это указывает на ускоренноепродвижение воды по отдельным поровымканалам и накопление ее перед зоной сповышенным нефтенасыщением или повышеннойгидрофобностью минерального скелетаколлектора.

Пластовые температурыдостигают 90 °Си выше. При температуре выше 60 °С ускоряютсяпроцессы коррозии скважинногооборудования, в том числе и за счет потерисвоих свойств заводскимиингибиторами.

Дан анализ физико-химическимхарактеристикам нефтей.

Нефти легкие (810…860 кг/м3) и средние (860…890кг/м3)относятся к группе смешанных –метано-нафтено-ароматических. Вязкостьпластовых нефтей в пределах 1,02…2,02 мПа·с,газосодержание – от 40 до 257 м3/м3,давление насыщения нефти газом – до 9,8 МПа.

Нефти парафинистые (до 6 %) ивысокопарафинистые (более 6 %),малосмолистые (0…8 %), в основноммалосернистые (до 0,5 %), характеризуютсявысокой температурой застывания, чтозачастую приводит к потере ихтекучести.

Эксплуатация скважинсопровождается асфальтосмолопарафиновымсодержанием (АСПО) во внутрискважинномоборудовании. На выпадение АСВ впризабойной зоне указывает высокаяэффективность ОПЗ скважин различнымирастворителями и термогазохимическимиметодами. Причиной выпадения АСВ в ПЗПявляется снижение забойных давлений нижедавления насыщения (Баренблатт Г.И.,Вахитов Г.Г., Кузнецов О.Л., Сургучев М.Л.,Желтов Ю.В., Симкин Э.М., Мартос В.Н. и др.).

С самого начала эксплуатациибольшинства скважин наблюдается высокаяобводненность продукции. Многие скважиныобводняются до критической величины приотборе 0,1…10,0 тыс. т нефти на скважину. Такаяускоренная обводненность продукциискважин связана с наличием в разрезепласта подвижной пластовой воды, спрорывом нагнетаемой воды понедонасыщенным прослоям, а также сперераспределением нефти по разрезупласта при нарушении существующего дозакачки воды равновесия в пластовойсистеме.

Неоднородное геологическоестроение продуктивных пластов, пониженноеи неоднородное нефтенасыщение значительноосложняют разработку залежей традиционнымзаводнением, резко снижая при этомконечную нефтеотдачу пластов и динамикудобычи нефти.

Согласно фактическомупромысловому материалу, результатамгидродинамических исследований(ГДИ), продуктивностьзначительного числа скважин ниже ихпотенциальных возможностей как в началеработы, так и в режиме устойчивойработы;наблюдается ее снижение и в период ихдлительнойэксплуатации, несмотря на проведениебольшого объема геолого-техническихмероприятий.

Анализ причинподземного и капитального ремонтовскважин на месторождениях Ноябрьскогорегиона показал, что наибольшее количестворемонтов связано с загрязнениемпризабойной зоны пласта и ствола скважины,некачественным глушением скважин вусловиях высокотемпературных режимовпласта. Учитывая постоянное появление АСПОи кольматацию в ПЗП, необходимо расширитьобъем исследований по этой проблеме сцелью создания новых, более эффективныхтехнологий предотвращения негативныххарактеристик ПЗП и ствола скважины.

В результате обобщенияизучены особенности геологическогостроения месторождений, физико-химическиесвойства пластовых флюидов, состояние ихарактеристика запасов, состояние ипроблемы разработки недонасыщенных нефтьюполимиктовых коллекторов. Выявлена низкаяэффективность методов и технологийповышения продуктивности скважин. Наосновании обобщения состояния разработкинефтяных месторождений определеныпостановка задачи исследования и выборобъектов.

Во второй главе приведены результаты исследованияпроцессов нефтеизвлечения изнедонасыщенных нефтью коллекторов. Наоснове обработки нефтепромысловых данныхустановлена статистически значимаязависимость начальной обводненностискважин со средней нефтенасыщенностьюколлектора. Для залежей нефти пластаБС210 Суторминского месторождения даннаязависимость приведена на рисунке 2. Дляпостроения выбирались данные скважин,эксплуатирующих чисто нефтяные зоныпласта или неконтактные водонефтяные зоныс разделяющим непроницаемым слоем не менее4 метров. Сопоставление данных начальнойнефтенасыщенности с даннымиобводненности, с которой начали работатьскважины, показывает хорошую корреляцию:чем выше начальная нефтенасыщенность, темниже начальная обводненность.

Рисунок 2 Зависимостьначальной обводненности добываемой
продукции скважин отсредней по разрезу
перфорированного интерваланачальной
нефтенасыщенности, определенной поданным ГИС

На основе математической моделипроцессов фильтрации в недонасыщенныхнефтью коллекторах изучены основныеособенности разработки слабонефтенасыщенных пластов. Предложенамодель, описывающая физико-химическоевоздействие на такие пласты.

Проведены численные эксперименты наматематической модели послойно и зональнонеоднородного недонасыщенного нефтьюпласта.

Показано, что для такой моделипласта безводный периодразработки отсутствует, т.к. коллекторпласта содержит подвижную воду. Начальнаяобводненность продукции скважинызависит как от средней по разрезу пласта начальнойнефтенасыщенности, так и от соотношениявязкости нефти и воды. Характерным является наличиенемонотонной зависимости в дебитенефти отвремени, что связано как с неоднороднымраспределением нефтенасыщенности в пласте,так и с увеличением градиента давления впризабойнойзоне при приближении фронта вытеснения. Нарисунке 3 приведены зависимости текущегокоэффициента извлечения нефти(КИН) от текущей обводненности. Согласнополученным данным для исследуемой моделипласта 10 % отначальных геологических запасов нефтидобываются при постоянной начальной обводненности.Следующие 10 % геологических запасов нефтиизвлекаются до прорыва нагнетаемой воды кзабою добывающей скважины. При этом за счетфильтрации только пластовой водыобводненность продукции скважины возрастает с 6 до 35 %.Высокая послойная неоднородность фильтрационно-емкостных свойств(ФЕС) коллектора иналичие подвижной воды обусловили невысокое значениеконечного (при 95 % обводненности) КИН. Онсоставляет для данной модели 0,529 д.ед. Основныеостаточные запасы нефти сосредоточены внизкопроницаемых зонах пласта, а также вгидрофобныхобластях.

Рисунок 3 Зависимость КИН оттекущей обводненности
добываемой продукции для послойно изонально
неоднородного,недонасыщенного нефтью коллектора

На основе линейнойпрофильной модели неоднородного пофильтрационно-емкостным характеристикамколлектора была проведена серия численныхэкспериментов с целью выяснения ролинеоднородности нефтенасыщения ипроницаемости в динамике обводненияпродукции скважины. Всего было проведено 27численных экспериментов. На рисунке 4приведена зависимость, отражающаякорреляционную связь междунеравномерностью нарастанияобводненности продукции скважины ипоказателем неоднородности поля начальнойводонасыщенности пласта. Коэффициенткорреляции составляет 0,875, что говорит осущественной тесноте связи междуисследуемыми величинами. Зависимостьнеравномерности нарастания обводненностиот неоднородности поля начальнойводонасыщенности пласта имеет линейныйхарактер с коэффициентом достоверностиаппроксимации R2 = 0,766.

Таким образом, похарактеру нарастания обводненностидобываемой продукции в начальный(условно-безводный) период эксплуатациискважины, вскрывшей продуктивныйколлектор с неоднородным и пониженнымнефтенасыщением, можно судить о степенинеоднородности поля начальнойнефтенасыщенности.

Рисунок 4 Зависимостьнеравномерности нарастания
обводненности добываемой продукции
от неоднородности поляначальной
водонасыщенности коллектора

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 9 |






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