WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

УДК.622.276.1/.4 (571.1):622.276.6

Крянев 

Дмитрий Юрьевич

Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами (на примере месторождений Западной Сибири)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Москва, 2008 г.

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»).

Официальные оппоненты:        доктор технических наук  Казаков А.А.

доктор технических наук  Михайлов Н.Н.

доктор технических наук Хисамутдинов Н.И.

Ведущая организация:                ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Защита диссертации состоится « 24 » февраля 2009 г. в 15 часов в ауд. 731
на заседании Диссертационного Совета Д.212.200.08 ВАК России при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина
по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, д.65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа
им. И.М.Губкина.

Автореферат разослан « 12 » января 2009 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета

доктор технических наук,

профессор                                                                        Б.Е. Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертационной работы:

Россия относится к числу стран с наиболее крупной сырьевой базой нефтедобычи. Согласно государственному докладу «О состоянии минерально-сырьевой базы Российской Федерации», перспективные и прогнозные ресурсы нефти страны составляют 13% мировых.

Около 90% ресурсов страны сосредоточено в Западно-Сибирском, Восточно-Сибирском, Дальневосточном нефтегазовых бассейнах (НГБ) и прилегающих к ним шельфовых акваториях.

В основных нефтедобывающих регионах (Западная Сибирь, Урало-Поволжье, Северный Кавказ) в разработку вовлечено свыше 80% запасов, в то время как запасы Красноярского края, Иркутской области, Республики Саха имеют «очаговое» и, в целом, низкое освоение.

Две трети разведанных запасов были открыты к началу 1980-х гг. Это позволило стране быстро наращивать добычу нефти, уровень которой в 1980-е гг. достигал
557 млн. т.

Высокий уровень добычи нефти поддерживался до конца 90-х г.г. В период политического и экономического кризиса добыча нефти упала к 1995 году примерно до 300 млн. т и держалась на этом уровне до 1999г. В 2000г. она начала быстро расти и к 2006г. достигла 480 млн.т. Вместе с тем, нарастали негативные процессы в воспроизводстве сырьевой базы, связанные со снижением эффективности и объемов геологоразведочных работ, активизировалась выборочная разработка наиболее продуктивных пластов и месторождений, что в итоге привело к изменению состояния сырьевой базы, как в количественном, так и в качественном отношениях.

Основные направления работ по совершенствованию разработки нефтяных месторождений диктуются характерным для большинства нефтедобывающих стран непрерывным ухудшением структуры запасов и увеличением степени их выработки. В этой связи следует подчеркнуть следующее:

  1. Ухудшение структуры запасов сопровождается снижением среднего дебита нефти, что оказывает решающее влияние на экономические показатели разработки нефтяных месторождений и предопределяет необходимость применения различных физико-химических и физических методов обработки призабойных зон пласта.
  2. Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, в частности, низкопроницаемых коллекторов и месторождений на поздней стадии разработки, сопровождается снижением вытесняющей способности рабочих агентов, используемых при традиционных технологиях, в частности, при заводнении, вызывает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи (третичные методы - тепловые, газовые, физико-химические), обеспечивающих более высокий потенциал вытеснения нефти, чем традиционные методы разработки.
  3. Увеличение доли запасов со сложной геолого-физической и фильтрационной характеристикой продуктивных отложений (малая начальная нефтенасыщенность, слоистая неоднородность, трещиноватость, прерывистость и др.) предопределило развитие работ по увеличению охвата вытеснением.

Работы в указанных выше направлениях ведутся уже в течение нескольких десятилетий. В каждом из них определены приоритеты, созданные в их рамках технологии и технические средства непрерывно совершенствуются. Необходимо отметить, что применение созданных методов увеличения нефтеотдачи в сочетании с методами интенсификации и увеличения охвата вытеснением в адекватных геологических условиях сопровождается достижением высокой нефтеотдачи до 45-50% и более. Тем не менее, потенциал некоторых созданных технологий и технических средств далеко не исчерпан.

Учитывая ресурсную базу большинства разрабатываемых месторождений страны, и особенно крупнейшего региона нефтедобычи, каким является Западная Сибирь (недонасыщенность продуктивных коллекторов, рост доли низкопроницаемых и трудноизвлекаемых запасов, поздняя стадия разработки и т.д.), становится очевидным, что на современном этапе развития нефтяной промышленности крайне необходимо научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов для конкретных геолого-физических условиях залегания нефти и применяемой системы разработки (воздействия).

Адресное применение как имеющихся, так и вновь разрабатываемых технологий повышения нефтеотдачи, а также комплексное сочетание гидродинамических, физико-химических и т.п. технологий позволит обеспечить высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и стабилизировать уровень добычи нефти в стране на долгие годы.

Цель работы:

Научно-методическое обоснование выбора и применения комплекса гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами для конкретных геолого-физических условий залегания нефти (низкая начальная нефтенасыщенность, высокая степень выработки пластов, низкая проницаемость коллекторов) и применяемой системы разработки (воздействия).

Основные задачи исследования:

–        анализ геолого-физических характеристик и состояния разработки месторождений Западной Сибири;

–        анализ применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири;

–        определение приоритетных направлений работ по применению методов увеличения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири;

–        разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения;

–        обоснование и проведение экспериментальных исследований по оптимизации композиций химреагентов для интенсификации добычи нефти и перераспределения фильтрационных потоков в пластах;

–        создание и испытание новых технологий повышения эффективности разработки  месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Основные методы решения поставленных задач:

Теоретическое обобщение и экспертный анализ литературного материала и промысловых данных; разработка и использование методики критериального выбора объектов; постановка и проведение экспериментальных исследований по оценке физико-химических и нефтевытесняющих свойств композиций химреагентов; разработка программ и проведение промысловых испытаний технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов; оценка их технологической эффективности.

Научная новизна диссертационной работы: состоит в том, что в ней впервые:

1.        Разработана методика критериального выбора объектов для реализации процесса нестационарного заводнения, проведена классификация трудноизвлекаемых запасов объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по песчанистости, степени неоднородности, расчлененности, выработанности и обводненности.

2.        Обоснован физико-химический метод повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов с помощью термоустойчивой эмульсионной композиции для конкретных геолого-физических условий и применяемой системы разработки.

3.        Экспериментально обоснованы оптимальные составы ПАВ-кислотных гидрофобизирующих и эмульсионных композиций химреагентов в целях интенсификации добычи нефти, увеличения приемистости скважин, перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости для конкретных геолого-физических условий.

4.        Предложена комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов состоящая из комбинации нестационарного гидродинамического воздействия в сочетании с переменой направления фильтрационных потоков с помощью физико-химических (эмульсионных) методов и интенсификации притока в добывающих скважинах и проведены промысловые испытания на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Практическая ценность работы:

1.        Выявлены негативные процессы и тенденции изменения структуры остаточных запасов месторождений Западной Сибири, находящихся на поздней стадии разработки.

2.        Проведен анализ эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи на месторождениях с ухудшенными коллекторскими свойствами, низкой начальной нефтенасыщенностью и высокой выработкой пластов (Аригольском, Суторминском, Аганском).

3.        Определены наиболее перспективные объекты разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для применения  технологии нестационарного воздействия.

4.        В реальных промысловых условиях испытаны новые кислотные композиции с низким межфазным натяжением для интенсификации добычи нефти, составы обратных эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределения фильтрационных потоков.

5.        Результаты исследований и испытаний комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов с применением физико-химических и гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов явились основой монографии Крянев Д.Ю. Нестационарное Заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия. М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч.-исслед. ин-т», 2008. - 208 с. и подтверждены 9-ю патентами.

6.        В результате внедрения положений диссертационной работы для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» дополнительно получено более 135 тыс. т нефти, на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» - 110 тыс. т нефти.

7.        Результаты диссертационной работы и полученные выводы являются основой для дальнейшей разработки и внедрения физико-химических технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов. Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за период с 2009 по 2011 гг. на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» составит более 570 тыс. т.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1.        Методика критериального выбора объектов разработки для проведения нестационарного заводнения на пласт.

2.        Результаты оценки применимости нестационарного воздействия на объектах разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» с трудноизвлекаемыми запасами.

3.        Оптимизация композиций химреагентов для интенсификации добычи нефти и перераспределения фильтрационных потоков в пластах на основе полученных результатов экспериментальных исследований.

4.        Разработка и установление возможности использования композиции термоустойчивой обратной эмульсии для выравнивания профиля приемистости и изменения направления фильтрационных потоков.

5.        Комплексная технология повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов (нестационарное воздействия в сочетании с адресными обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков) в целях улучшения показателей разработки и увеличения коэффициента нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Апробация работы:

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях научно-технического совета ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Мегион), научно-практическом семинаре «Информационные технологии в добыче нефти и разработке месторождений углеводородного сырья» 28-29 сентября 2005 г., г. Сургут, академической международной конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири», 11-13 октября 2006 г., г. Тюмень, научно-практической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО «Газпром нефть» 18-20 декабря 2006г., г. Ноябрьск, международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» 18-19 сентября 2007 г., г. Москва.

Научные публикации и личный вклад автора.

По результатам выполненных научных исследований автором диссертации опубликовано 39 работ, в том числе 1 монография, 9 патентов, 20 статей и составлен руководящий документ на технологический процесс. Все работы, отражающие основное содержание диссертации, опубликованы в центральных нефтяных изданиях, а также сборниках трудов и избранных материалах научно-практических конференций. 9 работ опубликовано в изданиях, включенных в «Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК.

Автору принадлежат постановка задач исследований, разработка технологий и методик исследований, непосредственное участие в экспериментальных и опытно-промышленных работах, анализ и обобщение результатов опытно-промышленных работ.

Объем и структура работы:

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы, включающего 175 наименований. Работа изложена на 358 страницах машинописного текста, содержит 94 рисунка, 80 таблиц.

Автор благодарит сотрудников Центра повышения нефтеотдачи пластов
ОАО «ВНИИнефть» за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы, а также сотрудников ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» за помощь и поддержку при организации опытно-промышленных работ.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ:

В первой главе изложены основные проблемы разработки месторождений Западной Сибири.

Важнейшая особенность сырьевой базы нефти Западной Сибири заключается в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов. Главный фактор – высокая концентрация запасов в крупных и крупнейших месторождениях (Самотлорском, Федоровском и др.). Другие благоприятные факторы – приуроченность значительных запасов к средне- и высокопроницаемым коллекторам, высокая продуктивность месторождений, преобладание малосернистых и безсернистых нефтей.

Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - является важнейшим нефтедобывающим регионом России и располагает мощным нефтегазовым комплексом (56 и 4% от общероссийской добычи нефти и газа соответственно), который базируется на наиболее крупных запасах нефти в стране. Наиболее значительными являются Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Ватьеганское, Тевлинско-Русскинское, Быстринское, Приобское, Красноленинское. В результате многолетней интенсивной отработки многие из этих месторождений в значительной степени выработаны и обводнены. Степень выработанности Самотлорского месторождения – 68%, Мамонтовского – 79%, Федоровского – 67%. Основные промысловые объекты этих месторождений, как правило, выработаны более чем на 90%. Из-за выборочной разработки наиболее крупных и высокодебитных месторождений и залежей структура разведанных запасов нефти в Ханты-Мансийском АО непрерывно ухудшается.

Общий потенциал неразведанных ресурсов нефти округа является практически крупнейшим в России, хотя и не предвещает улучшения качественных характеристик сырьевой базы. Большая часть неосвоенных и слабоосвоенных запасов региона относится к категории трудноизвлекаемых.

Добыча нефти в округе после пикового значения в 1987 г. неуклонно снижалась вплоть до 1996 г., когда было добыто всего 161 млн. т. Начиная с 1997 г. добыча нефти в округе начала расти (в среднем по 5% в год), что может свидетельствовать о стабилизации нефтедобывающего комплекса округа и Западной Сибири в целом.

Выработка начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий составила 50%, текущий КИН – 0,175.

Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО) в 2003 г. обеспечивал 77% добычи газа в стране и 11% – нефти и конденсата.

На территории округа в пределах Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской нефтегазоносных провинций открыты крупнейшие газовые месторождения России: Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Комсомольское и др. На 17-ти крупнейших месторождениях сосредоточено около 80% запасов газа округа. На газ разрабатываются 34 месторождения.

Более половины запасов газа приурочены к сеноманским отложениям верхнего мела. Природные газы в отложениях сеномана характеризуются в основном метановым составом (96-99%). Газы более глубоких горизонтов содержат до 10-15% тяжелых углеводородов. В целом около 2/3 запасов газа метановые и 1/3 – этаносодержащие бессернистые (рис.1.1.5).

Округ также характеризуется крупнейшими запасами и ресурсами нефти, но по сравнению с ХМАО их структура сложнее, так как преобладающую роль имеют нефти высокой плотности и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское, Тазовское, Западно-Мессояхское месторождения).

На нефть разрабатываются 43 месторождения, крупнейшие из них – Суторминское, Барсуковское, Тарасовское, Харампуровское. В разрабатываемых залежах сосредоточено 47% текущих разведанных запасов нефти.

Первый пик добычи жидких углеводородов в регионе был достигнут в 1990г. В дальнейшем, в течение 10 лет добыча неуклонно снижалась. С 2001г. производство нефти и конденсата растет в среднем на 15% в год. В 2004г. добыча составила 53 млн.т., вплотную приблизившись к предыдущему пиковому значению.

Подавляющая часть (около 90%) разведанных запасов нефти Западной Сибири приходится на месторождения, открытые до 1990г. К настоящему времени базовые месторождения в Западной Сибири и Урало-Поволжья, обеспечивающие свыше 70% текущей добычи нефти в стране, вошли в позднюю стадию разработки и характеризуются прогрессирующим ухудшением структуры запасов и технико-экономических показателей добычи.

На месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) средняя  обводненность достигла 83%. Дебиты скважин в среднем по России снизились за последние 10 лет в 5 раз, в ХМАО – в 3 раза и стабилизировалась с 1996 г. на уровне 10,4—10,7 т/с. Доля месторождений с падающей добычей превышает 60%, доля низкорентабельных трудноизвлекаемых запасов возросла до 55%.

Основные крупные и уникальные месторождения ХМАО (Самотлорское, Мегионское, Аганское, Талинское Правдинское, Мамонтовское и др.) характеризуются дебитом по нефти от 6 до 20 т/сут (в среднем 12,3 т/сут), высокой степенью обводненности продукции – от 75% до 93% (в среднем 90%), высокой выработанностью запасов – от 65 до 85% (в среднем 70%) и находятся в поздней стадии разработки.

Анализ литературных данных показывает, что из числящихся на балансе текущих запасов нефти, при сохранении применяемых на них технологий разработки, может быть не отобрано около миллиарда тонн запасов.

Одна из причин недобора утвержденных извлекаемых запасов – допущенная с начала разработки чрезмерная несбалансированная с отборами жидкости закачка воды, вызвавшая преждевременное обводнение продукции скважин. За небольшим исключением на большинстве месторождений округа безудержная закачка воды вот уже несколько лет идет на убыль, что благоприятно сказывается на состоянии разработки месторождений. Однако негативные последствия массированной закачки воды еще дают о себе знать.

Другой причиной недобора утвержденных извлекаемых запасов является разрежение со временем проектной сетки эксплуатационных скважин. По мере обводнения продукции скважины выводятся из работы, в результате нарушается и расформировывается система разработки. Разреженность первоначальной проектной сетки достигает 5 раз и более.

Совершенно очевидно, что без сгущения сетки и формирования вновь системы разработки, оставшиеся запасы не взять.

Общеизвестна роль эксплуатационного бурения для ввода в разработку новых запасов путем первичного разбуривания их по проектной сетке скважин. Не менее важным является использование эксплуатационного бурения в процессе разработки для повышения эффективности использования уже разведанных и введенных в эксплуатацию запасов нефти. По мере заводнения пласта требуется замена обводнившихся скважин на участках с невыработанными запасами путем бурения дублеров, боковых стволов, резервных скважин с целью повышения эффективности использования запасов.

Однако, остаточные запасы нефти, которые относятся к категории трудноизвлекаемых, невозможно добыть только за счет действующей системы заводнения и поддержания работы фонда скважин.

Проблема увеличения нефтеотдачи в настоящее время весьма актуальна для месторождений Западной Сибири, где удельный вес трудноизвлекаемых запасов составляет около 64% и приурочен к низкопроницаемым объектам разработки. В сильно неоднородных пластах, разрабатываемых при искусственном заводнении, нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пластам и зонам, оставляя невытесненной нефть в низкопроницаемых участках. Неравномерные прорывы воды зачастую происходят и в однородных пластах, содержащих нефть повышенной вязкости, за счет неустойчивости фронта вытеснения. Это приводит к тому, что участки залежей нефти, через которые прошел фронт вытеснения, представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопроницаемых и нефтенасыщенных малопроницаемых зон, причем количество последних может достигать 50% от всего нефтенасыщенного объема.

При этом создались такие условия, когда происходит разбалансировка системы их рациональной разработки, предусмотренной в проектных документах. Это означает потери не только в текущей добычи нефти, но и в конечной нефтеотдаче пластов.

На основании приведенных в первой главе данных сделаны следующие выводы:

  1. Большинство остаточных запасов месторождений Западной Сибири относится к категории трудноизвлекаемых.
  2. Разбалансировка системы рациональной разработки, предусмотренной в проектных документах, приводит к тому, что извлечение остаточных запасов традиционными способами малоэффективно (за счет действующей системы заводнения и поддержания работы фонда скважин).
  3. Существующее производство слабо ориентировано на работу с трудноизвлекаемыми запасами. В данной ситуации первостепенной задачей является задача стабилизации нефтедобычи на месторождениях Западной Сибири.
  4. Создавшееся положение предопределяет необходимость разработки новых и совершенствования имеющихся методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти применительно к конкретным геолого-физическим условиям конкретных месторождений и свойств пластовых флюидов.

Во второй главе рассмотрены основные характеристики месторождений
ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Ноябрьский регион является одним из наиболее северных районов добычи нефти Тюменской области. В геологической части месторождения относятся к Северной части Сургутского свода и восточная часть месторождений к южной части Надым-Пурпейской группе.

Для большинства месторождений, относящихся к Сургутскому своду, характерна пониженная, по сравнению с южной группой, проницаемость – до 30-5010-3 мкм2, повышенная расчлененность, зональная и слоистая неоднородность, по ряду пластов отмечается пониженная нефтенасыщенность; все это, особенно при наличии гидрофильного полимиктового коллектора, приводит к быстрому прорыву к добывающим скважинам собственной и закачиваемой воды. Нефти этих месторождений содержат значительное количество парафинов и смол, на завершающей стадии разработки отмечается явление выпадения в скважинах солей и гипсов, перемешанных с песком и АСПО.

Пласты Надым-Пурпейской группы отмечаются еще большей расчлененностью, наличием подстилающей воды, повышенной заглинизованностью пластов, а также высоким газовым фактором и даже наличием газовых шапок.

Коллекторы представлены в основном полимиктовыми песчано-алевролитовыми породами с небольшим (до 8%) количеством карбонатного цемента, что позволяет эффективно проводить солянокислотные обработки призабойной зоны пласта.

Сравнительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пластов, низкая проницаемость (0,2-0,05 мкм2), невысокая песчанистость (0,34-0,5) и высокая расчлененность (3-5), довольно низкий коэффициент вытеснения (0,5) создают проблемы на протяжении всего периода разработки.

Характерной особенностью геологического строения следует считать относительно низкую нефтенасыщенность пластов, которая составляет 0,55-0,65. Низкая нефтенасыщенность обуславливает высокую (до 20%) обводненность скважин, вводимых из бурения; высокую гидрофильность пород-коллекторов, особенно в сильно расчлененных объектах; чем ниже проницаемость прослоя, тем ниже его нефтенасыщенность, следовательно, выше гидрофильность.

Высокая гидрофильность часто приводит к отключению из разработки низкопроницаемых прослоев при попадании в ствол скважины пресной воды за счет капиллярной пропитки и образования стойких водонефтяных эмульсий. Следствием этого является постоянное снижение дебитов по жидкости в процессе эксплуатации скважин, а также необходимость проведения большого объема работ по воздействию на пласт для восстановления притока жидкости. В первую очередь, выше отмеченное относится к месторождениям, находящимся за пределами Сургутского свода, таким как Суторминское, Муравленковское и Вынгапурское.

Характерной особенностью геологического строения анализируемых продуктивных пластов является наличие обширных водонефтяных зон, занимающих, как правило, 20-100% площади нефтяной залежи. Мощные водоносные горизонты часто залегают в нескольких метрах выше и ниже нефтяных пластов, что ухудшает работу добывающих и нагнетательных скважин. Другие параметры рассматриваемых пластов довольно благоприятны: пористость составляет 0,17-0,2, нефть маловязкая – 2,2 мПас, давление насыщения 10-12 мПа при начальном пластовом 25-26,5 мПа, газовый фактор в среднем составляет 50-70 м3/т.

Крупнейшими месторождениями ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» являются Сугмутское, Суторминское, Вынгапуровское и Спорышевское месторождения, на которые приходится до 46% запасов компании.

В настоящее время, в основном, выработаны активные запасы нефти, а остальные неизвлеченные относятся к категории трудноизвлекаемых и характеризуется значительной обводненностью продукции (более 75%). К ним можно отнести пласты БС7, БС210 Суторминского, пласт БС111 Холмогорского, пласт БС11 Пограничного и пласт БС12 Западно-Ноябрьского месторождений, а также газонефтяную залежь пласта БВ8 Вынгапурского месторождения.

Особенности разработки рассматриваемых объектов полностью определяются геологическими свойствами пластов: литологической неоднородностью, расчлененностью, низкой нефтенасыщенностью и в несколько меньшей степени реализуемыми системами разработки.

Все анализируемые продуктивные пласты разрабатываются с заводнением, причем в основном с первых лет разработки.

Добыча нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» началась с введения в разработку Холмогорского месторождения в 1976 году. К началу девяностых годов в разработке находилось уже 12 месторождений. Максимальный объем добычи был достигнут в 1989 г. и составил более 41,2 млн. т в год. Неэффективная разработка запасов, при которой приоритетом служили валовые объемы добычи, а не экономическая рентабельность, привела к тому, что после достижения этого пика добыча стала резко снижаться, и даже ввод новых месторождений в середине девяностых годов не привел к стабилизации или хотя бы снижению темпов спада производства. Годы неэффективной разработки отразились на производительности скважин, упавшей с 1991 года более чем на 50%.

Тенденция спада производства усилилась за счет сокращения внутреннего спроса в России в начале 90-х годов. В период с 1990 по 1995 год объемы добычи нефти
ОАО «Ноябрьскнефтегаз» ежегодно снижались в среднем на 12%. Однако в 1996-1999 годах, темпы падения замедлились. Со второго квартала 2000 года добыча стала расти ускоренными темпами, и к середине десятилетия приблизилась к своему историческому максимуму, достигнутому в 1989 году.

На месторождениях, прошедших пик добычи, применяются методы вторичной нефтеотдачи. В настоящее время основной целью недропользователя является максимизация коэффициента извлечения нефти (КИН), которая предполагает повышение КИН в среднем по месторождениям с 30% сейчас до 40% в 2020 году.

Нефтяные месторождения, разрабатываемые ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», расположены в Нижневартовском и Сургутском районах Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Динамика ввода месторождений, разрабатываемых в настоящий момент
ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», показывает, что Мегионское, Ватинское, Мыхпайское, Аганское и Северо-Покурское месторождения (первая группа месторождений), на долю которых приходится более 70% суммарных извлекаемых запасов нефти, была введена в разработку в период с 1964 по 1980 г.

Далее, в период 1980-1990 гг. была начата эксплуатация Южно-Аганского, Ново-Покурского, Кетовского, Покамасовского, Южно-Покамасовского и Кысомского месторождений (вторая группа), запасы которых в преобладающей части, за исключением Южно-Аганского месторождения, приурочены к юрским залежам.

В течение 1993-2005 гг. в разработку вводились Северо-Островное, Чистинное, Южно-Локосовское, Аригольское, Северо-Ореховское, Западно-Асомкинское, Узунское, Максимкинское, Ининское, Ачимовское и Тайлаковское месторождения (третья группа), запасы нефти которых относятся в основном (82%) к юрским и ачимовским отложениям.

Анализ данных показывает, что максимальный проектный КИН составляет 0,506 для Ю-Аганского месторождения, для четырех месторождений КИН изменяется от 0,415 до 0,487 (Аганское, Ватинское, Новомолодежное и Кысомское), а для остальных не превышает 0,4. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равняется 0,241. Все это свидетельствует о необходимости применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно добываемой воды.

Возможные перспективы добычи нефти во многом обуславливаются качеством остаточных запасов нефти и эффективностью мероприятий по их извлечению.

Залежи нефти месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», в соответствии с их фильтрационно-емкостными свойствами, были ранжированы по трем основные группам: высоко-, средне- и низкопродуктивные.

В структуре начальных извлекаемых запасов преобладают высокопродуктивные залежи (ВПЗ) – на их долю приходится 50,2% запасов нефти, на долю низкопродуктивных (НПЗ) – 26,9%, на долю среднепродуктивных (СПЗ) – 22,9% (рис. 1а).

В отличие от начального состояния, в структуре текущих запасов преобладают низкопродуктивные залежи – 52%, доля высокопродуктивных составляет 28%, среднепродуктивных – 20% (рис. 1б).

а)                                                б)

Рисунок 1 Распределение начальных (а) и текущих (б) извлекаемых запасов нефти согласно классификации залежей по степени продуктивности

Анализ динамики темпов отбора от НИЗ и динамики долевого вклада разнопродуктивных залежей в суммарный объем добываемой нефти свидетельствует о том, что основная доля добычи нефти (более 60%) до 1996 г. формировалась за счет выработки высокопродуктивных запасов. В последующий период их доля плавно снижалась, и в 2005 г. составила 40,7%.

Очевидно, что основной объем извлекаемых запасов нефти уже в обозримом будущем будет приурочен к средне- и низкопродуктивным коллекторам.

Несмотря на большое количество остаточных извлекаемых запасов (52%), приуроченных к низкопродуктивным коллекторам, ввод их в разработку осложнен тем фактом, что более трети таких запасов приурочены к новым месторождениям, характеризующимся отсутствием промышленной инфраструктуры для обеспечения процесса добычи нефти.

Тем более актуальным является применение таких геолого-технических мероприятий на старых месторождениях, содержащих высокопродуктивные запасы, которые позволят обеспечить доизвлечение остаточных запасов нефти.

Наиболее крупные месторождения с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3-й и 4-й стадиях разработки (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мегионское, Южно-Аганское).

Степень выработанности этих месторождений колеблется в пределах 64,4-85,8%, а для основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов, составляет 81,7-94%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов.

Краткий анализ разработки Суторминского месторождения (Ноябрьский регион), изложенный во второй главе показал, что в настоящее время основными объектами разработки с наилучшими по качеству запасов нефти являются 5 основных пластов БС7, БС91, БС101, БС11, БС102, к трудноизвлекаемым запасам относятся пласты БС92, БС110, БС12, БС18 и ЮС1, именно по этим пластам в настоящее время отбор от утвержденных извлекаемых запасов наименьший и составляет от 0 до 7 %.

В целом по месторождению, открытому в 1975 г., ожидаемая величина КИН составляет 0,258 при утвержденной величине 0,292. По всем пластам, за исключением БС91 (наилучшего по качеству запасов) утвержденный КИН не достигается.

Выработка запасов по залежам нефти пластов Суторминского месторождения происходит неравномерно. Наибольшие по абсолютной величине остаточные запасы нефти сосредоточены в пластах БС101, БС7 и БС102, обводненность  по которым достигла величин 79; 89; и 87 % соответственно. Вместе с тем, отбор от утвержденных извлекаемых запасов по пластам БС1, БС12, БС0, БС5 и др. остается низким.

Природными факторами, обусловившими неравномерную выработку запасов, являются низкая начальная нефтенасыщенность, гидрофильность коллекторов и их неоднородность по проницаемости.

Основные методы довыработки запасов по коллекторам с максимальной начальной нефтенасыщенностью – циклическое заводнение с переменой направления потоков и проведение изоляционных работ по промытым пропласткам.

Анализ процесса разработки Аганского нефтяного месторождения, расположенного в Нижневартовском районе ХМАО, показывает, что месторождение, промышленная эксплуатация которого осуществляется с 1973 г., находится в настоящее время на 4-ой стадии разработки. В разрезе слагающих пород выделено 22 продуктивных объекта, залежи нефти приурочены к Аганскому, Мало-Аганскому и Западно-Аганскому поднятиям. Основными объектами разработки, определяющими добычу нефти на месторождении, являются пласты БВ8 и БВ9, содержащие 73% всех балансовых запасов нефти.

В настоящий период разработки продуктивные пласты Аганского месторождения характеризуются различной степенью выработанности запасов нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению в целом составляет 0,406 (утвержденный по запасам категорий АВС1 – 0,511) при обводненности продукции 91,5%. По основным объектам разработки текущий КИН варьирует в диапазоне от 0,401 (объект БВ9) до 0,546 (объект БВ8).

Аригольское месторождение открыто в 1992г., в промышленную разработку месторождение введено в 2000г., в настоящее время находится в стадии растущей добычи нефти. Промышленная нефтеносность связана с отложениями пласта ЮВ11, который представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для пласта характерна послойная и зональная неоднородность, которая выражается в частом чередовании разных типов пород по разрезу, их взаимном замещении по простиранию, изменениях литологических характеристик пород. На отдельных участках залежи количество прослоев разной проницаемости может изменятся от 4 до 29. Указанные особенности предопределяют изменчивость физических свойств  коллекторов, как по разрезу, так и по площади.

Интенсивное разбуривание залежи в период 2003-2004 гг., превышение показателей по вводу добывающих и нагнетательных скважин над проектными показателями, а также по уровням добычи жидкости привело к стремительному снижению пластового давления на участках разработки. В 2003 году оно снизилось более чем на 2 МПа, что потребовало усиления системы заводнения.

В связи с начальной стадией разработки объект Ю1 характеризуется невысокой обводненностью продукции – за период 1999-2003 гг. продукция была практически безводной (обводненность не превышала 5%). В 2004г. обводненность продукции составила 18,2%, Среднегодовая обводненность скважин за 2005г. составила 27,0 % при проектной 27,2 % .

К концу 2006 г. фактическая обводненность достигла, в среднем по залежи,
52,9 % (рис. 2), при этом по отдельным зонам обводненность изменяется от 10 до 80 %.

Рисунок 2 Динамика обводненности пласта Ю1 Аригольского месторождения

Значительное увеличение обводненности с 3,7 (в 2003г.) до 52,9% (в 2006г.) обусловлено влиянием закачки после проведения большеобъемных ГРП.

Кроме того, опережающими темпами осуществляется и эксплуатационное разбуривание залежи объекта Ю1. Так, фактический объем бурения в 2005г. превысил проектный и составил 68,5 тыс. м (при проектном метраже - 26 тыс. м).

Исходя из сложившихся условий разработки объекта Ю1, очевидно, что необходим комплекс мероприятий по повышению эффективности существующей системы разработки и стабилизации прогрессирующей обводненности.

В третьей главе представлен анализ мероприятий по повышению нефтеотдачи на Суторминском, Аганском и Аригольском месторождениях, рассмотрены основные цели и условия эффективного применения методов повышения нефтеотдачи.

Заводнение нефтяных залежей - высокопотенциальный освоенный промышленностью метод разработки нефтяных месторождений. Он применяется в широких масштабах во всех нефтедобывающих странах и позволяет увеличивать конечную нефтеотдачу пластов в 1,5-2,5 раза по сравнению с нефтеотдачей пластов при разработке на естественных режимах  растворенного газа  и газовой шапки.

Вместе с тем при заводнении нефтяных залежей 10-30% от начальных дренируемых геологических запасов нефти остаются не охваченными заводнением в слабопроницаемых слоях и пропластках и примерно столько же от начальных запасов нефти остаются в заводненных зонах в рассеянном состоянии (в крупных  порах). Недренируемые запасы нефти в обособленных линзах зависят от степени  прерывистости пласта  и плотности сетки скважин. При детальном изучении строения пластов их можно свести до минимума. Остаточные запасы нефти в дренируемых зонах залежей при заводнении определяются в  основном тремя факторами:

  1. неоднородностью пластов по проницаемости и размерам пор;
  2. вязкостью нефти;
  3. межфазным натяжением на контакте нефти с водой.

Уменьшение отрицательного влияния этих факторов - основная  цель методов повышения нефтеотдачи пластов, основное средство снижения их остаточной нефтенасыщенности.

Вопросами повышения нефтеотдачи пластов занимались такие ученые как Алмаев Р.Х., Алтунина Л.К., Амиян В.А., Баишев Б.Т., Блажевич В.А., Боксерман А.А., Бученков Л.Н., Газизов А.Ш., Глущенко В.Н., Горбунов А.Т., Девятов В.В., Жданов С.А., Желтов Ю.В., Ибрагимов Л.Х., Маляренко А.В., Мищенко И.Т, Поддубный Ю.А., Сидоров И.А., Сургучев М.Л.,  Хисамутдинов Н.И., Хлебников В.Н. и многие другие.

Анализ литературных данных показывает, что можно выделить четыре основных направления, в которых ведутся исследования в области повышения эффективности разработки залежей нефти:

  1. совершенствование технологии и систем разработки залежей с применением гидродинамических методов повышения нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации;
  2. интенсификация добычи нефти за счет применения методов воздействия на  призабойную зону пласта;
  3. ремонтно-изоляционные работы по ограничению водопритока из обводненных пластов и селективной изоляции за счет применения методов воздействия на  призабойную зону пласта;
  4. применение методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Все методы воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи пластов делятся на пять основных групп:

  1. гидродинамическое воздействие закачкой значительных масс воды для поддержания  или увеличения  начального пластового давления;
  2. тепловое воздействие на  систему “пласт  - насыщающие жидкости”;
  3. физико-химические методы, основанные на использовании химических реагентов типа ПАВ, полимеров, кислот и т. д.;
  4. газовые методы, основанные на использовании азота, диоксида углерода,  дымовых газов,  метана, природного  газа и других подобных веществ;
  5. группа комбинированных методов, сочетающих одновременно различные принципы воздействия.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется комбинированный принцип воздействия. Практически все принципы воздействия сочетаются с рациональным размещением скважин, так как наибольшая  эффективность достигается лишь при оптимальном для данного метода размещении скважин. Тем не менее, дифференцированный подход к рассмотрению различных методов повышения нефтеотдачи целесообразен, так как позволяет устанавливать эффективность того или иного метода, разрабатывать необходимую технологию, а также формировать требования  к оборудованию.

Физико-химические и газовые методы иногда представляют в виде четырех групп:

  1. Методы физико-химического совершенствования гидродинамического воздействия в результате использования таких химических веществ, как поверхностно-активные вещества, полимеры, кислоты, щелочи и т. д.
  2. Методы смешивающегося вытеснения нефти жидкими и газообразными рабочими средами;
  3. Методы несмешивающегося вытеснения жидкими и газообразными средами.
  4. Методы вытеснения гетерогенными средами.

Основу эффективных технологий составляют методы воздействия, основанные на:

  1. Снижении энергии взаимодействия  нефти с породой за счет диспергирования нефти, снижении межфазных натяжений (МФН), повышении относительной фазовой проницаемости для нефти и воды, повышении охвата пласта вытеснением (закачка водорастворимых неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ), щелочей).
  2. Изменении вязкости и подвижности вытесняющего агента, приводящем к повышению охвата  пласта за счет снижения соотношения подвижностей воды и нефти. (растворы полимеров, полидисперсных и газожидкостных систем).
  3. Использовании упругих свойств породы и пластовых флюидов, инициирующих упругие силы пластовых флюидов и породы, обеспечивающих межслойный массообмен (циклическое заводнение с химреагентами).

Анализ мероприятий по повышению нефтеотдачи на Суторминском месторождении показал, что в целом по месторождению можно выделить 2 периода по обеспечению прироста КИН:

1-й период – с 1987г. по 1992г., характеризуется интенсивным разбуриванием и вовлечением в разработку новых запасов на основных пластах месторождения;

2-й период – с 1997г. по 2001г., связан с вводом в разработку других пластов, отнесенных авторами проектных документов к числу возвратных объектов, а также с вводом скважин из неработающего фонда и проведением мероприятий по повышению нефтеотдачи – гидродинамические методы, выравнивание профиля приемистости, ГРП и кислотные обработки. В этот же период проводили на отдельных скважинах ремонтно-изоляционные работы,  которые в 2004-2005 гг. были полностью прекращены.

В последние годы проводили различные виды мероприятий, которые можно разделить на несколько групп:

  • переводы скважин в эксплуатацию на выше- и нижележащие пласты (возвраты и приобщения);
  • бурение вторых стволов;
  • гидроразрыв пласта (ГРП);
  • перфорационные работы (дострелы, перестрелы, щелевая гидропескоструйная перфорация)
  • кислотные ОПЗ скважин для интенсификации добычи нефти (СКО, ГКО);
  • комплексные и прочие ОПЗ (промывка ПЗП растворами ПАВ для борьбы с гидратными пробками, АСПО, солеотложениями и т.п.);
  • ремонтно-изоляционные работы (РИР) и водоизоляционные работы (ВИР);
  • гидродинамические методы (циклическое заводнение, повышение давления закачки, форсированный отбор жидкости) и технологии выравнивания профилей приемистости (ВПП).

Основными мероприятиями повышения нефтеотдачи пластов на месторождении в анализируемый период являлись гидродинамические методы (на 99,5% - циклическое заводнение) и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

В целом по технологической эффективности все анализируемые мероприятия по состоянию на 01.01.2006 г. распределяются следующим образом:

  • наиболее эффективными являлись работы по бурению боковых стволов. Удельный технологический эффект составил 16,5 тыс.т нефти на 1 скважино-операцию;
  • проведение ГРП обеспечило среднюю добычу 3,4 тыс.т дополнительной нефти на 1 скважино-операцию, причем эффективность проведения ГРП в 2003-2005 г.г. увеличилась и составляет соответственно 3,9, 2,1 и 2,9 тыс.т нефти/1 скважино-операцию;
  • средняя технологическая эффективность работ по возвратам и приобщениям пластов в 2001-2005 г.г. не превышала 2,0 тыс.т нефти/1 скважино-операцию и в среднем составляет 1,8 тыс.т нефти/1 скважино-операцию
  • мероприятия по МУН с использованием технологий ВПП и гидродинамических методов имеют среднюю эффективность 818,4 т нефти/1 скважино-операцию и 608,8 т нефти/1 скважино-операцию соответственно;
  • очистка скважин и ПЗП от гидратных пробок, АСПО и солеотложений проводилась со средней эффективностью 1053,4 т нефти/1 скважино-операцию;
  • перфорационные работы за период 2000-2005 г.г. имеют эффективность 1099,8 т нефти/1 скважино-операцию;
  • интенсификация притока при ОПЗ глинокислотными составами в среднем за период 2000-2005 г.г. имеет эффективность 504,8 т нефти/1 скважино-операцию, эффективность СКО составляет 400,2 т нефти/1 скважино-операцию, при этом наблюдается увеличение эффекта от ОПЗ в 2003-2004 г.г. до 748,6 т нефти/1 скважино-операцию. В 2005 г. эффект снизился до 16 т нефти/1 скважино-операцию;
  • проведение РИР и ВИР имело среднюю эффективность 312,6 т нефти/1 скважино-операцию;
  • средняя технологическая эффективность комплексных ОПЗ составила 315,5 т нефти/1 скважино-операцию.

Для оценки эффективности геолого-технических мероприятий на Аганском месторождении был собран и обобщен весь имевшийся в наличии материал за весь период эксплуатации залежей БВ8 и БВ9. Всего, по имеющейся информации, на 01.05.2005г. по фонду пробуренных на залежи БВ8 и БВ9 скважин выполнено 5039 ГТМ. Сбор и обобщение информации о ГТМ позволили разделить их на 4 основных вида:

  • ОПЗ и интенсификация притока;
  • РИР;
  • ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн;
  • выравнивание профиля приемистости.

По выделенным технологиям было проанализировано 3552 скважино-операции.

Для детализации анализа выполненных ГТМ по ОПЗ весь период эксплуатации залежи БВ8 разбит на 3 периода: 1973-1982г.г., 1983-1992г.г. и 1993-2005г.г. Анализ первичного материала показал, что при выполнении интенсификации  притока основная роль на первом этапе принадлежала дострелам и СКО, удельный вес этих ГТМ 51 % от общего количества выполненных. На втором этапе эксплуатации на первые роли выходят операции по промывке скважин от солеотложений – 30 % от всех ГТМ, ГКО и дострелы, соответственно 13 % и 12 % от общего объема выполненных мероприятий. На третьем этапе основное внимание уделяется операциям по соляно-глинокислотным обработкам пласта, их доля составляет 43% от всех проведенных обработок. В то же время во многих случаях кислотные обработки сочетали с другими видами воздействия, применяли множество различных технологических схем, по которым, как правило, выполнено значительно меньшее количество обработок.

Анализ эффективности ГТМ по интенсификации притока по добывающим скважинам, находившимся перед вводом в эксплуатацию в бездействии, простое или контрольном фонде показал, что в целом успешность таких мероприятий составляла 85,7 %. Средние приросты дебитов на одну скважино-операцию составляли 6,1 т/сут, а средняя дополнительная добыча нефти по ним получена в объеме 3,3 тыс. т.

Наибольшая эффективность отмечается для работ, связанных с дострелами новых интервалов. Для скважин, находившихся в бездействии перед ГТМ, это так же характерно: прирост дебитов изменяется от 42 до 134 т/сут на первом и втором этапах и составляет 4,5 т/сут на третьем (рассматриваемом) этапе эксплуатации.

При анализе эффективности работ по увеличению приемистости на нагнетательном фонде скважин отмечаются те же тенденции, что и для добывающего фонда скважин, которые заключаются в том, что наиболее эффективны кислотные обработки (СКО и ГКО). Причем максимальный эффект отмечается для работ по ГКО, ГКО с дострелом, СКО в комплексе с гидровоздействием.

Работы по ограничению водопритока (РИР) со стороны добывающих скважин являются одним из основных видов мероприятий в условиях разработки неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам нефтяных залежей с высокой обводненностью добываемой продукции.

Анализ эффективности проведенных работ проводился на основе соответствующих технологических схем проведения работ:

  • отсечение обводненного интервала цементным мостом;
  • отсечение обводненного интервала с реперфорацией;
  • перевод на Б8;
  • изоляция обводненного интервала цементной заливкой с предварительной установкой гидроэкрана;
  • ликвидация заколонных перетоков путем нефтецементной заливки;
  • изоляция обводненного интервала реагентом АКОР;
  • изоляция обводненных интервалов методом закачки ВУСов; изоляция обводненных интервалов с установкой клапана-отсекателя.

Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн проводилась как чисто цементной заливкой, в том числе нефтецементной, так и с предварительной установкой гидроэкрана. Эффективность работ по рассматриваемому этапу эксплуатации залежи: всего проведено 45 обработок; успешность -  55,6 %; прирост дебита на 1 эффективную обработку 9,4 т/сут. Объем дополнительной добычи нефти на 1 выполненную обработку 4,9 тыс. т. Таким образом, наблюдается тенденция изменения эффективности по этапам, аналогичная для работ по РИР.

Работы по выравниванию профиля приемистости (ВПП) на залежах БВ8 и БВ9 Аганского месторождения применяются с 1987 года.

Одна из первоочередных задач, которую решают методы выравнивания профиля приемистости - изменение фильтрационных потоков нагнетаемого агента  с целью вовлечения в процесс разработки запасов, сосредоточенных в пропластках и зонах, не охваченных выработкой.

Для проведения ВПП использовались 11 различных технологий на основе водных суспензий древесной муки и глинопорошка, полимер-дисперсного осадка, водных растворов силиката натрия и хлорида кальция (соляной кислоты), сернокислого алюминия, хлорида кальция и щелочей (кальцинированной или каустической соды и др. Необходимо отметить, что на начальных стадиях применения технологии закачки потокоотклоняющих реагентов в нагнетательные скважины эффективными оказались даже наиболее «простые» монотехнологии такие, как сульфатно-содовая смесь с хлористым кальцием, жидкое стекло с хлористым кальцием.

На более поздних стадиях эксплуатации, когда обводненность добываемой продукции достигает 95-97 %, максимальной становится степень промытости фильтрационных каналов, эффективность монотехнологий снижается, и на первый план выходят комплексные технологии, включающие в себя 2-3, а иногда до 5 монотехнологий.

Дополнительная добыча нефти от мероприятий по ВПП в год их максимального внедрения 2001-2002 гг. по залежи БВ8 составила 378 тыс. т. При этом средний объем закачки потокоотклоняющего реагента составил 200-900м3 на скважину, а максимальный эффект от проведенных мероприятий наступил в 2003-2005г.г.

По пласту БВ9 за период 2001-2002г.г. от применения технологии ВПП получено 54 тыс. т. дополнительной нефти.

При планировании дальнейших работ по ВПП необходимо учесть то, что при продолжающемся нарастании обводнения объектов разработки эффективными будут комплексные обработки скважин. Основное внимание при выборе реагентов должно быть сделано на применение покоотклоняющих технологий: обратные эмульсии, гелеобразующие составы, осадкообразующие силикаты и т.п.

Активное разбуривание залежи нефти Аригольского месторождения осуществляется с 2000г.

В период 2002-2005г.г. на месторождении было проведено 115 геолого-технологических мероприятий в 66 скважинах, применялись следующие методы интенсификации добычи нефти:

  • гидроразрыв пласта – 50%;
  • оптимизация режима работы скважин – 31%;
  • интенсификация притока (ОПЗ) -8%;
  • ликвидация аварий – 8%;
  • зарезка боковых стволов – 3%.

Дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий за период 2002-2005 гг. составила 519,1 тыс. т. (или 17,2% от всей добычи нефти за рассматриваемый период), на одну скважино-операцию приходится 4,5 тыс. т. нефти.

Успешность работ, проводимых на месторождении, достаточно высокая - из 115 проведенных ГТМ положительный результат был получен в 108 операциях, или 93,9%. Наибольшей успешностью характеризуется ГРП (100%) и оптимизация режимов работы скважин (91.7%), успешность операций по интенсификации притока нефти  и ликвидации аварий несколько ниже - 77,8% и 55,6% соответственно. В 2004г. дополнительная добыча нефти составила 221,5 тыс. т на 44 скважино-операций, в 2005г. количество проводимых ГТМ снизилось до 36 скважино-операций, а дополнительная добыча нефти составила 175,5 тыс.т.

Проведенный анализ выполненных ГРП показал, что с 2004 года на Аригольском месторождении технология проведения ГРП изменилась, стали применять большеобъемные ГРП (объем проппанта более 40 т).

Обводненность многих скважин после проведения ГРП стала резко расти. Из 40 скважин, на которых было проведено большеобъемное ГРП резко обводнилась 21 скважина (52,5%)

Кроме того, коллектор залежи характеризуется высокой неоднородностью по толщине. Значительная доля прослоев имеет малую толщину и высокие пористость и проницаемость. Эти прослои являются потенциальными кандидатами на опережающее обводнение продукции скважин, поскольку имеют высокую гидропроводность и небольшие запасы.

В связи с этим существует два основных пути обводнения:

–        скважины обводняются в результате прорыва воды от нагнетательных скважин по высокопроницаемым пропласткам, вследствие ГРП.

–        обводнение скважин происходит в результате прорыва законтурных вод.

Активное проведение ГРП в краевых зонах пласта и в зонах с повышенной гидропроводностью, без учета динамики текущего продвижения фронта обводнения также явилось одной из основных причин быстрого обводнения пласта.

Таким образом, материалы представленные в третьей главе показывают, что:

–        при благоприятных условиях в России использование МУН в ближайшее время может существенно повлиять на развитие нефтяной промышленности и предотвратить тенденцию падения добычи нефти;

–        анализ работ по повышению нефтеотдачи и проведению обработок скважин, выполненных на месторождениях с низкой начальной нефтенасыщенностью, высокой степенью выработки, низкопроницаемыми коллекторами (Суторминском, Аганском и Аригольском) показывает, что есть все основания для успешного и эффективного применения как различных физико-химических, так и других технологий воздействия на ПЗП скважин и пласт в целом в целях повышения эффективности разработки и увеличения уровней добычи нефти

В четвертой главе  изложены результаты разработки и использования методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения, рассмотрены  условия и критерии применения метода нестационарного воздействия, представлены результаты анализа объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по применимости метода нестационарного воздействия.

В неоднородных пластах малопроницаемые нефтенасыщенные участки и прослои могут оказаться не охваченными заводнением на 20-50% и более. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. За счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов все большее количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными.

Впервые предположение об эффективности нестационарного воздействия заводнением на нефтяную залежь было высказано М.Л. Сургучевым в конце 50-х годов, после получения результатов анализа реконсервации залежи пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг и заводнения основного пласта Ново-Степановского участка Калиновского месторождения, разработка которого по техническим и природно-климатическим причинам носило периодический характер.

Циклический (нестационарный) метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных отложениях искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движение пластовых флюидов. Практически всегда нестационарное заводнение применяется в комплексе с технологиями изменения направления фильтрационных потоков, что приводит к одновременному увеличению охвата пласта заводнением по толщине и площади. При этом эффект от нестационарных процессов в пласте дополняется эффектом от изменения направления фильтрационных потоков.

С 1965г. разработка метода ведется в трех направлениях: теоретическое изучение, лабораторно-экспериментальные исследования и проведение опытных работ в промысловых условиях, результаты которых изложены в работах Боксермана А.А., Борисова Ю.П., Вашуркина А.И., Гавуры В.Е., Горбунова А.Т., Девятова В.В., Жданова С.А., Желтова Ю.П., Муслимова Р.Х, Оганджанянца В.Г. Садчикова П.Б., Сургучева М.Л., Хисамутдинова Н.И., Цинковой О.Е., Шалимова Б.В.,  Шарбатовой И.Н. и многих других.

Метод циклического (нестационарного) заводнения нашел широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность.

Анализ литературных источников, посвященных теме нестационарного заводнения, показал, что области эффективного применения метода достаточно широки. Метод циклического заводнения применим как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Возможно применение метода и на сильно обводненных месторождениях даже после наступления предела рентабельности эксплуатации скважин. Наиболее эффективным применение метода является для мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов.

Промысловый опыт и литературные данные показывают, что циклическое заводнение при постоянных значениях амплитуды изменения давлений в пласте и времени полуциклов в течение 1-4 лет перестает давать эффект. Кроме того, применение метода в условиях коллекторов Татарии и Западной Сибири позволяет рассчитывать на повышение нефтеотдачи в среднем на 6-8% на первой стадии разработки, на 4-5% - на второй стадии и на 1-3% - на завершающих стадиях.

Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в работе предлагается проводить нестационарное заводнение в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленными на снижение слоистой неоднородности и повышение охвата пласта, которые позволят интенсифицировать вытеснение нефти из низкопроницаемых пропластков, с одной стороны, и ограничить непроизводительную закачку воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.

Анализ литературных данных показывает, что эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой информации, однако, несмотря на достаточный опыт применения нестационарного заводнения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало алгоритма предварительного выбора объектов разработки на основе анализа имеющихся геолого-физических характеристик.

В связи с этим в ОАО «ВНИИнефть» были разработаны методические положения критериального выбора пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения. На основании этой методики была проведена классификация месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по применимости нестационарного заводнения, подготовлена программа реализации этого метода на месторождениях района, а затем организованы и проведены промышленные работы.

Суть методических положений о критериальном выборе пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения сводится к следующему. 

Поскольку все продуктивные пласты могут быть охарактеризованы одними и теми же общепринятыми показателями (характеристиками) – песчанистость, зональная и послойная неоднородности, степень выработки запасов, то более эффективное проектирование и реализация нестационарного заводнения могут быть осуществлены на основе критериального анализа имеющегося набора геологических характеристик предполагаемого объекта.

Вначале все имеющиеся объекты делятся на три условных группы с различной степенью песчанистости – менее 0,29; 0,3-0,79 и более 0,8. После этого анализируется степень послойной неоднородности, в том числе расчлененность, а также степень выработки запасов. На последнем этапе определяется степень предпочтительности применения нестационарного заводнения на анализируемом участке, которая варьируется от 0 до 1.

Проведение анализа, систематизации и классификации объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для определения пригодности применения технологии нестационарного заводнения основывалось на комплексе имеющейся исходной геолого-промысловой информации.

По состоянию на 01.01.2006г., ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» разрабатывает 28 месторождений, включающих 37 объектов разработки. Геолого-физические характеристики объектов разработки для проведения классификации брались из имеющихся проектных документов. При отсутствии некоторых параметров проводились расчеты по первичным геолого-физическим материалам, взятым из подсчета запасов.

При первоначальном анализе объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» учитывались размеры залежей, наличие системы ППД и количество нагнетательных скважин. Объекты разработки, эксплуатируемые 1-3 скважинами и имеющие небольшие запасы нефти, в дальнейшей классификации не учитывались. В итоге было выделено 14 месторождений, включающих 22 объекта разработки.

По результатам анализа геолого-физических характеристик и проведения классификации объектов разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по предпочтительности применения нестационарного заводнения все рассматриваемые объекты были разделены на 4 степени предпочтительности (см. табл. 1):

- высокая степень предпочтительности (0,6- 1) - 10 объектов разработки;

- средняя степень предпочтительности (0,4 - 0,59) -  5 объектов разработки;

- низкая степень предпочтительности (0,15 - 0,39) -  5 объектов разработки;

- не пригодные для нестационарного заводнения – 2 объекта разработки.

Таким образом, проведенная классификация объектов разработки на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» показала возможность применения нестационарного заводнения на 15 объектах разработки (высокая и средняя степени предпочтительности). Дальнейшие исследования показали, что эффективность нестационарного воздействия может быть существенно повышена за счет его использования в комплексе с адресными обработками скважин. Особое значение эта технология имеет для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов.

Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти была предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.

В пятой главе изложены основные результаты лабораторных исследований по обоснованию оптимальных составов композиций для интенсификации добычи нефти и увеличения приемистости скважин, а также композиций для перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости.

Обзор геологического строения продуктивных пластов и анализ состояния  разработки Суторминского, Аганского и Аригольского месторождений, представленные в предыдущих главах, позволили выявить основные особенности разработки этих месторождений и наметить основные направления работ по улучшению состояния призабойных зон пластов путем применении тех или иных технологий, разработанных либо адаптированных к конкретным условиям месторождений.

Основной задачей кислотной обработки (КО) скважин является восстановление коллекторских свойств в призабойной зоне пласта (ПЗП) за счет разрушения, растворения и выноса в ствол скважины кольматирующих твердых частиц естественного и техногенного происхождения, улучшения фильтрационных характеристик ПЗП путем расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной ширине пласта.

Для повышения продуктивности и приемистости скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов были проведены исследования по оценке возможности применения катионных ПАВ (гидрофобизаторов) как самостоятельно, так и в составе кислотных композиций; исследована возможность получения кислотных композиций на основе сухих химреагентов.

Применение технологий, направленных на выравнивание профилей приемистости, перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции является одним из направлений повышения технико-экономических показателей разработки, особенно при разработке месторождений на поздней стадии, характеризующейся отбором большого количества попутной воды. Механизм действия подобных технологий основан на создании в высокопроницаемых обводненных пропластках продуктивного пласта водоизолирующих и потокоотклоняющих барьеров и перераспределении потоков нагнетаемой воды, как по толщине пласта, так и по его простиранию.

Улучшение соотношения вязкостей и частичное выравнивание профилей приемистости и отдачи, как свидетельствует накопленный огромный лабораторный, промысловый и теоретический материал, позволяет в достаточной мере повысить эффективность разработки нефтяных месторождений и конечную нефтеотдачу пласта. 

Таблица 1

Классификация объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
по степени предпочтительности технологии нестационарного заводнения

п/п

Месторождение

Объект

Степень предпочтительности по блок-схеме

Нагнетательный фонд по объекту на 01.11.2005 г.

Поправ. коэффициент нагнетательного фонда

Поправ. коэффициент по запасам

Диапазон (средневзвешенное значение), Кпр, мД

Поправ. коэффициент по проницаемости

Степень предпочтительности итоговая (с учетом поправ. коэффициента)

всего

под закачкой

1.

Кетовское

БВ3-4

0,6

19

17

+0,1

0

1,0-772,0 (160,9)

+0,2

0,9

высокая

2.

Ватинское

АВ1-2

0,4

126

90

+0,1

+0,2

1,0-1584,9 (312,5)

+0,2

0,9

3.

Северо-Ореховское

АВ1-2

0,6

22

20

+0,1

-0,2

0,94-2035,0 (291,9)

+0,2

0,7

4.

Ново-Покурское

ЮВ11

0,6

19

17

+0,1

0

0,3-50,2 (15,4)

0 (ГРП)

0,7

5.

Аригольское

ЮВ1

0,6

22

20

+0,1

0

0,3-55 (25,2)

0 (ГРП)

0,7

6.

Ватинское

БВ8

0,4

42

32

+0,1

0

1,0-1258,9 (316,6)

+0,2

0,7

7.

Северо-Покурское

БВ8

0,5

20

19

+0,1

0

0,2-411,7 (58,7)

+0,1

0,7

8.

Мегионское

АВ1-2

0,4

29

23

+0,1

0

0,01-415,0 (64,4)

+0,1

0,6

9.

Ново-Покурское

ЮВ12

0,4

67

65

+0,1

+0,1

0,6-20,4 (8,4)

0 (ГРП)

0,6

10.

Западно-Асомкинское

ЮВ1

0,5

20

18

+0,1

0

1,5-103,0 (25,2)

0 (ГРП)

0,6

11.

Кетовское

ЮВ1

0,6

31

5

-0,1

0

0,4-101,5 (9,1)

0 (ГРП)

0,5

средняя

12.

Северо-Покурское

АВ1-2

0,4

94

91

+0,1

+0,1

0,48-3474,0 (459,7)

-0,1

0,5

13.

Аганское

БВ8

0,2

196

163

+0,1

0

2,0-1401,0 (341,7)

+0,2

0,5

14.

Покамасовское

ЮВ11

0,3

76

43

+0,1

0

3,0-162,0 (74,4)

0 (ГРП)

0,4

15.

Аганское

БВ18-21

0,6

17

13

-0,1

-0,1

0,26-19,14 (6)

0

0,4

16.

Южно-Покамасовское

ЮВ11

0,6

11

11

-0,1

-0,2

0,5-25,6 (10,1)

0 (ГРП)

0,3

низкая

17.

Северо-Островное

ЮВ1

0,4

5

5

-0,1

0

0,34-16,5 (7,9)

0 (ГРП)

0,3

18.

Северо-Покурское

БВ6

0,3

23

17

+0,1

0

0,4-4459,0 (332,5)

-0,1

0,3

19.

Мыхпайское

АВ1-2

0,4

18

12

-0,1

-0,2

0,53-638,4 (49,1)

+0,1

0,2

20.

Ватинское

ЮВ1

0,15

35

32

+0,1

-0,1

0,9-237,7 (38,4)

0 (ГРП)

0,15

21.

Западно-Асомкинское

БВ10

0,4

3

3

-

-

28,6-499,5 (196,7)

+0,1

-

не пригодные

22.

Южно-Аганское

ЮВ1

0,2

13

6

-0,1

-0,2

0,6-65,2 (18,0)

0 (ГРП)

-

Наиболее известными в практике являются технологии закачки различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла, а также обратных эмульсий. Эти технологии давно внедряются и широко используются нефтегазодобывающими предприятиями различных регионов России.

В качестве композиций для интенсификации добычи нефти и увеличения приемистости скважин были рассмотрены водные растворы КПАВ типа ИВВ-1, представлен механизм взаимодействия КПАВ с пластовыми флюидами и породой.

Реагент ИВВ-1 может быть отнесен к активному ПАВ, поскольку к этому виду относят ПАВ, снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью с 25-30 до единиц и менее мН/м.

Проведенные лабораторные опыты с водными растворами КПАВ на насыпных пористых средах из полимиктового песка с проницаемостью 0,20-0,27 мкм2, пористостью 0,35-0,37 при температуре 85оС показали (соответствует средней пластовой температуре в призабойной зоне добывающих скважин Суторминского месторождения), что в интервале концентраций КПАВ 0,1-0,25% подвижность воды после обработки пористой среды водными растворами катионных ПАВ мало (на 5-15%) отличалась от подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности, что позволяет именно на эти величины концентраций КПАВ ориентироваться при подготовке практических рекомендаций при разработке технологи обработки добывающих скважин.

Актуальность работ по созданию новых кислотных композиций для повышения производительности скважин связана с возможностью совместить в одной композиции две функции- агента повышающего вытесняющие свойства закачиваемого агента и кислоты, растворяющей породу с более глубоким проникновением в пласт.

Для адаптации кислотных композиций к условиям месторождений ОАО “Ноябрьскнефтегаз” и исходя из фактического наличия химреагентов для исследований была взята композиция следующего состава (% об.):

– Нефтенол ВВД (по товарному продукту) –        5-20;

– соляная кислота (12%) –                                80-90.

С целью снижения межфазного натяжения на границе раздела композиции с нефтью в систему вводилось катионоактивное ПАВ – ИВВ-1, которое также является ингибитором коррозии скважинного оборудования. Исследования, проводимые при температурах 20-90оС и минерализации пластовой воды 18 г/л, показали стабильность композиции как при 20оС, так и при 90оС.

По данным экспериментальных фильтрационных исследований, проведенных на насыпных моделях пласта и на реальном керновом материале в диапазоне проницаемостей от 30 до 500 мкм2 установлено, что применение ПАВ-кислотных композиций приводит к эффективному вытеснению остаточной нефти из пористой среды (до 50%), а следовательно возрастанию водопроницаемости. При этом извлечение остаточной нефти (от 8% до 15%) начинается после закачки 0,6 V пор кислотной композиции.

Поскольку при освоении и разработке месторождений Западной Сибири часто возникает проблема с доставкой и транспортировкой жидких химреагентов, таких например, как соляная кислота и т.п. В этой связи была поставлена задача создания кислотной композиции на основе имеющихся в производстве сухих химреагентов.

В качестве основных компонентов для кислотного состава были выбраны бифторид фторид аммония (БФФА) и сульфаминовая кислота (САК).

Подбор соотношения компонентов в кислотном составе осуществлялся при суммарной концентрации компонентов 5, 10 и 20%. При этом соотношение компонентов определялось, исходя из их эквивалентных масс.

В ходе исследований было получено, что наиболее оптимальным соотношением компонентов в кислотном составе является соотношение БФФА:САК=1:3. При этом рабочая концентрация кислотного состава должна составлять 10-15%, т.к. низкие концентрации недостаточно эффективны, а высокие могут привести к повышенному образованию геля кремниевой кислоты, отрицательно влияющего на коллекторские свойства пласта. Для предотвращения образования осадка приготовление кислотных растворов необходимо проводить на пресной воде.

В целях изучались снижения межфазного натяжения на границе раздела водного раствора кислотного состава с нефтью изучались образцы анионоактивных ПАВ (МЛ-80), катионоактивных ПАВ (ИВВ-1), неионогенных ПАВ (АФ9-12) и комбинированных ПАВ (Синол-Кам, Нефтенол ВВД). В результате исследований для дальнейших фильтрационных исследований была рекомендована кислотная композиция с минимальным межфазным натяжением, содержащая 10% кислотного состава при соотношении БФФА:САК=1:3 с добавкой комбинированного ПАВ Синол-Кам в концентрации 1% по товарной форме.

Проведенный фильтрационный эксперимент на реальном керновом материале, отобранном из  продуктивных пород пласта АС10 Южно-Приобского месторождения, показал, что после обработки образца керна кислотной композицией его проницаемость по воде увеличилась на 17,1%, кроме того было отмечено снижение остаточной нефтенасыщенности. Прирост коэффициента вытеснения составил 3,4%.

Наряду с уже использующимися на месторождениях страны технологиями и композициями для перераспределения фильтрационных потоков и выравнивания профиля приемистости необходимо проводить исследования и опытно-промышленные испытания новых химреагентов, разрабатываемых для нужд нефтяной промышленности.

В целях выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин с пластовыми температурами до 80оС в лабораторных условиях проводились оценка возможности использования эмульгатора Нефтенол НЗ, Нефтехим, ЭКС-ЭМ марки Б для получения обратных эмульсий и исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств полученных композиций.

Проведенные физико-химические исследования показали, что обратные эмульсии на основе 2-4% Нефтенола НЗ с концентрацией хлористого кальция в растворе 4% являются стабильными в течение 0,5-2,5 сут при температуре 65оС и при этом обладают наибольшей вязкостью (75,5 мПас). При повышении температуры до 80оС стабильность обратной эмульсии на основе Нефтенола НЗ существенно уменьшается и составляет 4 часа.

Результаты исследования реологических свойств обратных эмульсий на основе Нефтехима показали, что эмульсии на основе данного ПАВ менее стабильны и обладают более низкими значениями эффективной вязкости, чем системы на основе Нефтенола НЗ. Кроме того, при изменении концентрации ПАВ в эмульсии от 2 до 4% вязкость последней практически остается неизменной.

Фильтрационные эксперименты, проведенные по общепринятым методикам, показали, что снижение подвижности при закачке систем с содержанием 2% Нефтенола НЗ составляло в среднем всего 2,1 раз, в то время как, для систем с содержанием 3 и 4% ПАВ это значение равнялось 14,3 и 12,0, соответственно. При этом наибольший коэффициент изоляции также был получен для системы с 2% Нефтенола НЗ (снижение подвижности составило 2,1), а для 3 и 4 % - 1,66 и 1,41.

Характер фильтрации и довытеснения остаточной нефти при экспериментах с обратными эмульсиями на основе Нефтенола НЗ, стабильного бензина, хлористого кальция и воды при 45оС представлен на рис. 3.

Рисунок 3 Изменение подвижности и коэффициента вытеснения от объема прокачки (Нефтенол НЗ 2%; стабильный бензин 20%; CaCl2 4%; остальное вода 16 г/л )

На основании проведенных физико-химических и фильтрационных исследований было получено, что наиболее оптимальной системой является эмульсионная система с концентрацией Нефтенола НЗ – 2%.

Поскольку исследования термоустойчивости обратных эмульсий на основе Нефтенола НЗ показали, что время существования эмульсии при 80оС составляет не более
4 часов, то в целях увеличения времени стабильности обратной эмульсии при повышенных температурах, дальнейшие исследования проводились с ПАВ-эмульгатором ЭКС-ЭМ, разработанным в ЗАО «Полиэкс» (г. Пермь).

Создание обратных эмульсий проводилось на основе маслорастворимого эмульгатора ЭКС-ЭМ, стабилизатора обратных эмульсий (хлористый кальций), углеводородной фазы (стабильный бензин, нефть – 2,2 мПас, смесь керосина с толуолом) и минерализованной воды (16 г/л).

В исследуемом диапазоне концентраций ПАВ (1-4%) и температур (20-80оС) были получены обратные эмульсии, стабильные в зависимости от температуры от нескольких часов до нескольких суток. Измерения вязкости обратной эмульсии следующего состава, %: эмульгатора ЭКС-ЭМ – 1-3, нефти – 20, 3% СаCl2 – 0,5 и остальное вода с минерализацией
16 г/л при разной температуре (20, 60 и 80оС) и скорости сдвига 73,2 с-1 показали, что вязкость обратной эмульсии составляет 31,5-235,8 мПас и увеличивается с ростом концентрации эмульгатора.

Для дальнейших фильтрационных исследований рекомендуется следующий состав обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатора ЭКС-ЭМ – 3, CaCl2 – 3, нефти – 20 и минерализованной (16 г/л) воды – 74.

Оценка фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводилась на насыпных моделях пористых сред длиной
25 см с внутренним диаметром 2 см, проницаемость составляла 0,35-0,42 мкм2. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный керн пласта Б8 Самотлорского месторождения. Подготовка к опытам и их проведение осуществлялось по стандартным методикам.

Температура проведения опытов составляла 60 и 80оС, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 часов.

В результате экспериментов получено (рис. 4), что прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21-0,32 (конечный коэффициент вытеснения нефти рассчитывался с учетом привнесенного в пористую среду углеводорода, находящегося в составе закачиваемой эмульсионной системы).

Коэффициент изоляции (отношение подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности к подвижности воды после закачки эмульсии) составляет 1,93-2,07 при температуре опытов 80оС и 2,35-2,54 – при 60оС, то есть изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах.

Рисунок 4 Изменение подвижности и коэффициента вытеснения

от объема прокачки при температуре 80оС

(Эмульгатор ЭКС-ЭМ 2%; нефть 20%; CaCl2 3%; остальное вода 16 г/л )

Полученные результаты дают основание предположить, что после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.

Таким образом, в результате проведенных лабораторных исследований получено, что

–        в интервале концентраций КПАВ ИВВ-1 0,1-0,25% подвижность воды после обработки пористой среды водными растворами катионных ПАВ мало (на 5-15%) отличалась от подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности, что позволяет именно на эти величины концентраций КПАВ ориентироваться при подготовке практических рекомендаций при разработке технологи обработки добывающих скважин.

–        ПАВ-кислотная композиция (Нефтенол ВВД+соляная кислота+ИВВ-1) приводит к эффективному вытеснению остаточной нефти из пористой среды (до 50%), и, следовательно, возрастанию водопроницаемости.

–        на основе бифторид фторид аммония (БФФА) и сульфаминовая кислота (САК) получена кислотная композиция для обработки терригенных коллекторов в условиях, характерных для месторождений Западной Сибири,

–        для обработок нагнетательных скважин в целях перераспределения фильтрационных потоков в ходе реализации комплексной технологии может быть использована ОЭ следующего состава (% масс.): эмульгатор - 3; нефть - 20; CaCl2 - 3; остальное - вода с минерализацией 16 г/л.

В шестой главе изложены результаты применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов и технологий обработок скважин на месторождениях Западной Сибири, представлены результаты анализа применения обработок призабойных зон скважин на пластах с низкой начальной нефтенасыщенностью Суторминского месторождения, показаны результаты применения комплексной технологии воздействия на объекте с высокой степенью выработки Аганского месторождения и результаты применения комплекса мероприятий по повышению эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов в условиях опережающего обводнения пласта ЮВ1 Аригольского месторождения.

Проблемам увеличения эффективности разработки Суторминского месторождения уделялось большое внимание с самого начала разработки.

Рассмотрим результаты работ, выполненные с непосредственным участием автора на Суторминском месторождении.

В среднем за период 1990-95г.г. проводилось 325 обработок в год, причем от 60 до 85% (в среднем 73%) ОПЗ приходится на нагнетательные скважины. Некоторый спад в количестве обработок приходится на 1993-94 гг., что объясняется экономическими причинами (табл.2).

На месторождении применялись следующие виды обработок:

УПД – увеличение продуктивности добывающих скважин;

ОВП – ограничение водопритока в добывающих скважинах;

УПН – увеличение приемистости нагнетательных скважин;

ВПП – выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Таблица 2

Количество обработок по классам

Показатели

Количество обработок, шт.

1990

1991

1992

1993

1994

1995

УПД

64

55

133

113

53

98

ОВП

5

2

4

-

-

-

УПН

221

252

129

74

29

149

ВПП

35

73

79

96

149

193

Всего

325

382

345

283

231

386

Из представленных данных видно, что обработки класса ОВП практически не нашли применения на Суторминском месторождении. Количество обработок класса УПД составляет в среднем 85 в год. Количество обработок класса УПН снижается в 1993-94г.г. Вместе с тем видно, что количество обработок класса ВПП растет с 35 в 1990г. до 193 в 1995г. В 1993-95г.г. обработки класса ВПП становятся главенствующими сравнительно с другими классами. Это хорошо согласуется с динамикой технологических показателей разработки и объясняется тем, что при интенсивной системе заводнения в период падающей добычи наиболее эффективны работы по регулированию разработки со стороны линии нагнетания.

Подавляющее большинство обработок ВПП проведено с применением двух групп химкомпозиций: гелеобразующие составы на основе полиакриламида ПАА (полимерные системы) и эмульсионные составы на основе Нефтехима, Нефтенола Н3 и Эмультала (эмульсионные системы). Прочие химкомпозиции для выравнивания профиля приемистости применялись в единичных случаях. К ним относятся такие композиции, как сульфонол + хлористый кальций, тринатрийфосфат, карбамид, хлористый алюминий, цеолиты.

Все эмульсионные системы, применявшиеся на Суторминском месторождении, защищены авторскими свидетельствами и патентами с участием автора.

Основное отличие этих двух групп заключается, прежде всего, в том, что эмульсионные системы могут быть разрушены и позволяют несколько увеличить коэффициент вытеснения. Всего с 1990 по 1995г. было проведено 275 обработок эмульсионными системами и 296 полимерными, что позволило дополнительно отобрать соответственно 327 и 264 тыс. т. нефти или 1189 т. на одну обработку в первом случае и
892,1 т. во втором (таблица 3).

Таблица 3

Технологическая эффективность проведения работ по выравниванию

профиля приемистости

Показатели

Дополнительная добыча нефти, т.

1990

1991

1992

1993

1994

1995

Дополнительная добыча нефти всего:

– полимерные

– эмульсионные

13898

70079

3902

50853

27252

34226

102499

13205

88944

132289

27615

26405

Дополнительная добыча нефти на одну обработку:

– полимерные

– эмульсионные

1385

3185

195

1017

649

925

1314

1100

1186

1788

389

330

Таким образом, внедрение эмульсионных систем позволило не только расширить область применения загущающих агентов, но повысить технологическую эффективность, которая составила около 82 тыс. т нефти. В 1996г. было проведено в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" 1823 обработки на 1186 скважинах. На Суторминском месторождении обработано 108 добывающих и 202 нагнетательных скважины. При этом количество обработок составило соответственно 114 и 308. С целью выравнивания профиля приемистости проведено 192 обработки на 112 скважинах, а для увеличения приемистости 116 обработок на 90 скважинах. Дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 59,6 тыс.т., а по нагнетательным 211,1 тыс.т., в т. ч. за счет выравнивания профиля приемистости 172,3 тыс.т.

При обработках добывающих скважин наибольшая эффективность была получена от закачки соляной кислоты с добавками гидрофобизатора ИВВ-1 и Нефтенола ВВД - 551 т нефти на обработанную скважину и грязекислотных обработок - 423 т на скважину.

Наибольший эффект от обработок нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости была достигнута от комбинированных технологий (микроэмульсия + полимер) – 1108 т/скв., закачки микроэмульсии – 1032 т/скв. и ВУСов – 880 т/скв. Для увеличения приемистости в 1996г. наиболее значительный эффект был достигнут от солянокислотных обработок с добавками гидрофобизатора и Нефтенола ВВД - 388 т на одну скважину.

Выбор участков для реализации комплексной технологии воздействия (нестационарного заводнения с адресными обработками скважин) на объекте с высокой степенью выработки Аганского месторождения осуществлялся на основе анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин

Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости опытного участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитывались средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка.

В результате проведенных расчетов, было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта Б8 Аганского месторождения составляет 3,5 мес.

В рамках составления «Программы работ…» был проведен расчет среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, а поскольку все нагнетательные скважины в полуцикле закачки должны работать с предположительно максимальной приемистостью, то объемы закачиваемой воды по выбранному опытному участку пласта БВ8 были скорректированы на основании реальных возможностей системы ППД.

Для увеличения эффективности процесса нестационарного воздействия на фонде скважин системы ППД было запланировано проведение работ, направленных на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте в целях повышения охвата пласта заводнением как по мощности пласта, так и по площади, а также ограничения объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам.

Планирование геолого-технических мероприятий (ГТМ) осуществлялось на основе проведенного анализа имеющейся геолого-промысловой информации и состояния процесса разработки в целом с использованием данных ГИС-контроля и учетом намеченных недропользователем плановых ГТМ.

Реализация опытно-промышленных работ на опытном участке Аганского месторождения (объект БВ8) по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов была начата в июне 2005г., технологическая эффективность от применения комплексной технологии, рассчитанная по методу характеристик вытеснения в соответствии с РД-153-39.1-004-96, оценивается в количестве 25125 тонн дополнительно добытой нефти, по состоянию на
01.05.06г. (рис. 5)

Рисунок 5 Характеристика вытеснения Qн=А+ВlnQж по опытному участку
Аганского месторождения

В ходе реализации комплексной технологии были выполнены адресные обработки
5-ти нагнетательных скважин (№№ 1614, 1618, 1593, 491, 493) обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ в целях перераспределения фильтрационных потоков. Объем закачки составлял 100-200м3 на одну нагнетательную скважину при удельной закачке от
10 до 21,7 м3/м перфорированной толщины. Общий объем закачки обратной эмульсии составил 800м3.

В результате проведенных обработок нагнетательных скважин по окружающим реагирующим добывающим скважинам на 01.05.06г. было получено (по методу характеристик вытеснения) дополнительно 12972 т. нефти, т. е. 2594 т. дополнительной нефти на одну скважино-обработку (16,2 т. дополнительной нефти на 1м3 закачанной обратной эмульсии).

В целях совершенствования процесса разработки низкопроницаемого пласта ЮВ1 Аригольского месторождения и подготовки соответствующей программы работ был проведен анализ причин опережающего обводнения, который выполнялся на основе детального изучения процесса разработки, построения карт проницаемости, песчанистости, эффективных и нефтенасыщенных толщин пласта, гидропроводности, распределения по площади залежи геологических параметров, остаточных извлекаемых и геологических запасов, нефтенасыщенности.

Анализ карты текущей обводненности пласта за период 2003-2005г.г. показывают, что по состоянию на 01.01.04г. залежь пласта ЮВ1 была не обводнена, за исключением района скв. 249 (обводненность 22,3%), расположенной в центральной части залежи. Продвижение фронта законтурной воды было на тот момент достаточно равномерным.

Анализ данных, показывает, что по состоянию на 01.01.06г. картина обводнения залежи существенно изменилась - появились сильно обводненные участки пласта (вплоть до 80%.), среди которых можно выделить четыре основные зоны:

1. Зона обводнения в центральной и восточной частях залежи: р-н скважин 248-249, скв. 258, скв. 313, скв. 305.

2. Зона обводнения в северной части залежи; р-н скважин 230, 225 и р-н скважин 209, 216.

3. Зона обводнения в западной части залежи: р-н скважин 408, 409.

4. Зона обводнения в южной части залежи: р-н скважин 329, 331.

Проведенный анализ степени выработки объекта эксплуатации и причин раннего обводнения скважин показал, что:

– коллектор залежи характеризуется высокой неоднородностью по толщине. Показано, что значительная доля прослоев имеет малую толщину и высокие пористость и проницаемость. Эти прослои являются потенциальными кандидатами на опережающее обводнение продукции скважин, поскольку имеют высокую гидропроводность и небольшие запасы.

– в ряде скважин при незначительных накопленных отборах запасов обводненность достигает высоких значений. В основном это происходит на скважинах после проведения ГРП, которые выполнялись в 2004-2005г.г. (с закачкой более высоких объемов проппанта).

На основании анализ состояния разработки участков быстрого обводнения пласта ЮВ1 Аригольского месторождения и в целях устранения негативных процессов, связанных с опережающим обводнением продукции скважин была разработана программа работ, включающая в себя проведение мероприятий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин в зонах интенсивного обводнения, оптимизацию давлений нагнетания, в особенности для скважин «проблемных» зон. В рамках осуществления данной программы определены скважины, на которых рекомендуется проведение работ по ликвидации заколонных перетоков.

Реализация комплекса мероприятий по повышению эффективности процесса разработки пласта ЮВ1 Аригольского месторождения была начата с выбора опытных участков и проведения работ по адресным обработкам скважин. Выбор участков осуществлялся на основе анализа текущего состояния разработки, результатов определения причин опережающего обводнения продукции скважин, карт плотности остаточных подвижных запасов, распределения нефтенасыщенности, результатов комплекса геофизических исследований скважин (ГИС-контроля) и т.д.

В ходе работ на 4-х опытных участках Аригольского месторождения с целью перераспределения фильтрационных потоков обработано 10 нагнетательных скважин, в том числе проведено 13 обработок по следующим технологиям: гелеобразующие составы (ГОС) – 6 обработок, гидрофобные эмульсионные системы (ГФЭ) - 5 обработок, кислотные обработки (ГКО) - 2 обработки.

Общая технологическая эффективность проведенных ГТМ на 01.01.2007г. составила более 11 тыс. т дополнительно добытой нефти.

Аналогичные работы по испытанию комплексной технологии в период 2005-2006г.г. было осуществлено на 8-ми участках, расположенных на 6-ти месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», результаты внедрения комплексной технологии (по состоянию на 01.01.2007г.) представлены в табл. 4.

Анализ полученных результатов и технологических показателей опытных участков показал эффективность применения технологии нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками скважин в условиях месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и подтвердил правильность как выбора объектов разработки на основе критериального подхода, так и расчета параметров реализации технологии.

Реализация технологии осуществлялась на основании специально разработанных программ, учитывающих конкретные геолого-физические условия и состояние разработки каждого из участков. Благодаря этому, осуществление технологии нестационарного заводнения и адресным обработкам скважин на опытных участках позволило улучшить показатели эксплуатации, стабилизировать обводненность продукции скважин, увеличить добычу нефти.

К положительным результатам выполняемых работ относятся также существенное сокращение объема закачиваемой и попутно добываемой воды, а так же, как отмечалось выше, вовлечение в разработку ранее недренируемых запасов нефти.

Таблица 4

Результаты внедрения комплексной технологии

на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

(по состоянию на 01.01.2007 г.)

Месторождение, пласт

Технологическая эффективность, т

Нестационарное заводнение

ОПЗ (ВПП, ИНТ)

Всего

Аганское Б8

15150

19348,1

34498,1

Мегионское А1-2

7840,6

7232,6

15073,2

Ватинское А1-2

34674,8

1109,7

35784,5

Северо-Ореховское А1-3

не проводилось

278,7

278,7

Аригольское Ю1

не проводилось

11301,6

11301,6

Покамасовское Ю1

1511,4

3059,4

4570,8

Мегионское Б10

17808,7

17808,7

Северо-Покурское А1-2

16187,7

не проводилось

16187,7

Итого:

93173,2

42330,1

135503,3

В седьмой главе  приведены перспективы применения комплексов технологий в связи с ухудшением структуры запасов в процессе разработки.

При планировании работ на перспективу с учетом выработки объектов разработки очень важно использовать не только хорошо зарекомендовавшие себя в прошлом технологии, но и создавать и испытывать новые, которые обеспечат более высокую эффективность выработки запасов при снижении удельных затрат на добычу нефти. Из анализа, представленного в предыдущих главах данной работы, видно, что по мере выработки запасов все большую долю в общем числе обработок составляют работы по снижению обводненности добываемой продукции. Естественно, что эта тенденция будет иметь место и в перспективе. Вместе с тем, технологическая эффективность существующих технологий будет снижаться по следующим двум причинам:

Во-первых, по мере обработки практически всего фонда скважин обработки проводятся на скважинах, где эффективность обработок заведомо ниже, а повторные обработки дают меньший эффект, чем первоначальные.

Во-вторых, доля нефти в добываемой жидкости снижается по мере истощения пластов.

Анализ результатов реализации комплексной технологии, запланированных объемов применения технологий обработок нагнетательных и добывающих скважин и их эффективность позволяют прогнозировать применение технологий ОПЗ скважин в рамках дальнейшего расширения внедрения комплексной технологии на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» на период до 2011г.

Прогноз основных технико-экономических показателей осуществлялся исходя из состояния выработки запасов по месторождениям и степени охвата скважин воздействием в предыдущие годы.

Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за период с 2009 по 2011г.г. составит 575 тыс. т., средняя удельная дополнительная добыча на одну обработку - 780 т.

Затраты на проведение этих работ составят около 420 млн. рублей. Если исходить из того, что доля предприятия от продажи нефти составляет 10 - 15%, а цена нефти на внутреннем рынке составляет 12000 рублей за тонну, то прибыль от дополнительной добычи составит около 6,9 млрд. рублей. Кроме того, увеличение срока работы скважин позволяет решать целый комплекс социальных проблем района, связанный с занятостью населения.

Таким образом, применение методов повышения нефтеотдачи на основе соответствующего научно-методического обоснования выбора наиболее оптимальных технологий позволит существенно повысить эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти за счет применения технологий, обоснованных для конкретных геолого-физических условий выбранного объекта разработки.

Основные результаты и выводы:

1. На основании анализа и обобщения основных параметров сырьевой базы добычи нефти на месторождениях Западной Сибири; выявлены негативные процессы и тенденции изменения структуры остаточных запасов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

2. Уточнены условия эффективного применения методов повышения нефтеотдачи по результатам анализа применения МУН на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

3. Выполнена оценка условий и эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи на месторождениях с ухудшенными коллекторскими свойствами, низкой начальной нефтенасыщенностью и высокой выработкой пластов (Аригольском, Суторминском, Аганском).

4 Подтвержден алгоритм критериального выбора объектов разработки для применения технологии нестационарного воздействия, определены наиболее перспективные объекты разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по применимости технологии.

5. На основе экспериментальных исследований разработаны и испытаны в промысловых условиях новые кислотные композиции с низким межфазным натяжением для интенсификации добычи нефти, составы обратных эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и перераспределения фильтрационных потоков.

6. Полученные результаты и основные выводы диссертационной работы явились основой для составления программ испытания технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов с применением комплекса физико-химических и гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов.

7. В результате внедрения положений диссертационной работы для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» дополнительно получено более 135 тыс. т. нефти, на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» - 110 тыс. т. нефти.

8. Результаты диссертационной работы и полученные выводы являются основой для дальнейшей разработки и внедрения физико-химических технологий повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов. Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за период с 2009 по 2011г.г. на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» составит более 570 тыс.т.

Основные публикации по теме диссертации

  1. РД 39-Р-106-91. Инструкция по применению технологии повышения нефтеотдачи с применением бесполимерных эмульсионных составов. - 1991. - 16 с.
  2. Горбунов А.Т., Широков В.А., Крянев Д.Ю. Применение катионоактивных ПАВ для повышения продуктивности скважин // Нефт. хоз-во. - 1992. - №5. - С. 20-22.
  3. Состав для повышения нефтеотдачи пласта с использованием эмульгатора Нефтенол НЗ / Е.Г. Гаевой, Р.С. Магадов, Д.Ю. Крянев и др. // Сб. трудов. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. - 1994.
  4. Пат. РФ №2065033. Состав для извлечения нефти / Е.Г. Гаевой, Р.С. Магадов, Д.Ю. Крянев и др., Заявл. 12.06.1996.
  5. Применение химических реагентов АО «ХИМЕКО-ГАНГ» для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти / А.Т. Горбунов, А.М. Петраков, Д.Ю. Крянев, Л.Х. Каюмов // Нефт. хоз-во. - 1997. - №12. - С. 65-69.
  6. Пат. РФ №2099518. Состав для обработки призабойной зоны пласта / А.Ю. Рыскин, Т.М. Лысенко, Р.Г. Рамазанов, Д.Ю. Крянев и др., Заявл. 20.12.1997.
  7. Пат. РФ №2296061. Состав для обработки призабойной зоны пласта / А.Ю. Рыскин, Т.М. Лысенко, Р.Г. Рамазанов, Д.Ю. Крянев и др., Заявл. 20.12.1997.
  8. Пат. РФ №2109937. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин / Е.Г. Гаевой, Р.С. Магадов, Д.Ю. Крянев и др., Заявл. 27.04.1998.
  9. Пат. РФ №2110679. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин / Е.Г. Гаевой, Р.С. Магадов, Д.Ю. Крянев и др., Заявл. 10.05.1998.
  10. Пат. РФ №2151284. Кислотный состав для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин / А.Г. Селезнев, Д.Ю. Крянев, С.В. Макаршин, Заявл. 20.06.2000.
  11. Пат. РФ №2153576. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов / А.Г. Селезнев, Д.Ю. Крянев, С.В. Макаршин, Заявл. 27.07.2000.
  12. Пат. РФ №2333928. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов / Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, Т.С. Рогова, С.В. Макаршин, Заявл. 26.01.2007.
  13. Пат. РФ №2333234. Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта / Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, Т.С. Рогова и др., Заявл. 20.02.2007.
  14. Разработка и применение комплексных гидрофобных составов для обработки призабойной зоны нефтяных скважин / Д.Ю. Крянев, Е.М. Дзюбенко, Т.С. Рогова, Р.Ю. Жуков // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 132. – М., 2005. - С. 5-13.
  15. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук А.В. Критериальный выбор объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для применения нестационарного заводнения // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 132. – М., 2005. - С. 135-145.
  16. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков,
    И.И. Минаков, А.В. Билинчук // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 133. – М., 2005. - С. 28-43.
  17. Физико-химические и фильтрационные исследования по подбору оптимального состава обратной эмульсии для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин / Д.Ю. Крянев, Т.С. Рогова, Ю.Э. Ивина, Е.М. Дзюбенко,
    О.Г. Глущенко // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 133. – М., 2005. - С. 76-82.
  18. Физико-химические и фильтрационные исследования по подбору композиций на основе хлористого натрия для глушения скважин / Д.Ю. Крянев, Т.С. Рогова,
    Е.М. Дзюбенко, Ю.Э. Ивина, Е.О.Серебрякова, О.Г. Глущенко // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 133. – М., 2005. - С. 83-89.
  19. Возможность применения природных руд для предотвращения набухания глин / Д.Ю. Крянев, Ю.Э. Ивина, Е.М. Дзюбенко, Р.Ю. Жуков // Нефт. хоз-во. - 2005.- № 9.- С.181-183.
  20. Методические рекомендации для классификации объектов разработки и оценки эффективности нестационарного заводнения / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, И.И. Минаков, А.В. Билинчук, Т.С. Рогова // Тезисы доклада на научно-практическом семинаре «Информационные технологии в добыче нефти и разработке месторождений углеводородного сырья», 28-29 сентября 2005 г., г. Сургут.
  21. Жданов С.А., Крянев Д.Ю., Петраков А.М. Системная технология воздействия на пласт // Вестник ЦКР. - 2006. - №1.
  22. Жданов С.А., Крянев Д.Ю., Петраков А.М. Системная технология воздействия на пласт // Нефт. хоз. - 2006. - № 5. - С. 84-86.
  23. Экспериментальные и промысловые испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова, А.В. Билинчук // Бурение и нефть. -2006. - № 7/8. - С. 8-11.
  24. Разработка кислотных композиций для интенсификации добычи нефти из терригенных коллекторов применительно к условиям месторождений Западной Сибири /
    Д.Ю. Крянев, Т.С. Рогова, Ю.Э. Ивина, Е.М. Дзюбенко // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 134. – М., 2006. - С. 6-15.
  25. Разработка и испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки нагнетательных скважин / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова,
    А.В. Билинчук // Нефтепромысловое дело. – 2006. - № 9. - С. 26-31.
  26. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук А.В. Результаты проведения работ по внедрению технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов на примере опытного участка Аганского месторождения // Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». – 2006, г. Тюмень.
  27. Крянев Д.Ю. Результаты испытания системно-нестационарного воздействия на примере опытного участка месторождения Западной Сибири // Доклад на научно-практической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО «Газпром нефть». – 2006, г. Ноябрьск.
  28. Разработка и использование методики критериального выбора объектов для реализации нестационарного заводнения / Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, И.И. Минаков,
    Т.С. Рогова // Вестник ЦКР. - 2007. - №1. - С. 28-34.
  29. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Ю.В. Шульев, А.В. Билинчук // Нефт. хоз-во. - 2007. - № 1. - С. 54-57.
  30. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Рогова Т.С. Развитие методов увеличения нефтеотдачи в рамках федеральной целевой научно-технической программы // Нефт. хоз-во. - 2007. - № 8. - С. 40-42.
  31. Бурчак Т.В., Крянев Д.Ю. Экологическое обоснование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений в проектных документах // Нефт. хоз-во-2007. - № 8. - С.48-53.
  32. Повышение уровня добычи нефти на объектах месторождений Западной Сибири (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), приуроченных к высокообводненным и низкопродуктивным коллекторам / Ю.В. Шульев, А.В. Билинчук, Д.Ю. Крянев,
    А.М. Петраков // М.: Материалы международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». - 2007. - том 1. - С. 48-55.
  33. Оценка влияния ГРП на разработку низкопроницаемых неоднородных коллекторов / Д.Ю. Крянев, И.И. Минаков, С.Б. Денисов, Ю.В. Шульев, А.В. Билинчук / М.: Материалы международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». - 2007. - том 2. - С. 106-111.
  34. Критериальный выбор объектов для реализации нестационарного воздействия на поздних стадиях разработки / Д.Ю. Крянев, А.В. Билинчук, А.М. Петраков, И.И. Минаков // М.: Материалы международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». – 2007. - том 2. - С. 238-246.
  35. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации / Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, И.И. Минаков, Т.С. Рогова // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 136. – М., 2007. - С. 6-19.
  36. Разработка кислотного состава для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов в условиях пониженных температур / Д.Ю. Крянев, Т.С. Рогова, Ю.Э. Ивина, С.В. Макаршин, Е.М. Дзюбенко // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 137.- М., 2007. -С. 24-32.
  37. Увеличение добычи нефти в осложненных геолого-технологических условиях / Ю.В. Шульев, А.В. Билинчук, Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, И.И. Минаков // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. – (Материалы международной академической конференции проходившей в г. Тюмени 20-22 ноября 2007г.) -. Тюмень. – 2008. - С. 358-363.
  38. Крянев Д.Ю. Нестационарное Заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия. М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч.-исслед. ин-т», 2008. - 208 с.

  1. Повышение эффективности разработки низкопроницаемого пласта /
    Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, И.И. Минаков, А.В. Билинчук // г. Тюмень, Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». - 2008. - С. 27.

Соискатель                                                                        Крянев Д.Ю.







© 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.