автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Интенсификация добычи нефти и регулирование разработки на нефтегазовых месторождениях сложного геологического строения



КОМИТЕТ ПО ВЫСШЕЙ ШКОЛЕ МИНИСТЕРСТВА НАУКИ, ВЫСШЕЙ ШКОЛЫ И ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ ИМЕНИ ЛЕНИНСКОГО КОМСОМОЛА

КАЮМОВ Рафик Шафикович

УДК 622.276.7

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЛОЖНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ

Специальность 05.15 06 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФ ЕРАТ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 1993

Работа выполнена в Тюменском индустриальном институте им. Ленинского комсомола (ТИИ).

[аучный руководитель — доктор технических наук , профессор

А.П. Телков

)фициальные оппоненты — доктор технических наук Ю. Е. Батурин,

— кандидат технических наук, доцент Б. Р- Ярославов

ведущее предприятие — СургутНИПИнефть

Защита диссертации состоится « » ¿ЩОШ 19^/г.

1 часов на заседании специализированного совета в Тюмен-

:ком индустриальном институте им. Ленинского комсомола по адресу: 625036, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.

С диссертацией молено познакомиться в библиотеке Тюменского индустриального института.

Автореферат разослан С- 1994 года.

Ученый секретарь специализированного совета

Общая характеристика работы. . "

Актуальность работы. В последние годы все больший удельный вес составляет добыча нефти из нефтегазовых и нефтегазоконден-сатных месторождений. Запасы нефти таких месторождений составляют более 60% всех введенных в разработку запасов Западной Сибири. На начало 1993 г. добыча нефти из нефтегазовых залежей составляла свыше 35% от общей добычи по месторождениям региона. Нефтегазовые залежи Западной Сибири характеризуются сложным геологическим строением, обширным подгазовыми зонами с небольшой нсфтепасышепнон толщиной, высокой неоднородностью залегания углеводородов по площади залежи. Специфика и основные сложности разработки нефтегазовых залежей определяются условиями совместного залегания в пласте нефти и газа, отстуствием надежных непроницаемых разделов па уровне газопефтяного и водонефтяного контактов. Это обуславливает наиболее типичные осложнения: прорыв газа из газовой шапки в скважины, эксплуатирующие нефтяную оторочку, внедрение нефти в газонасыщенную область пласта, подтягивание консуовводы.

Наиболее остро указанные проблемы проявляются на Лянтор-ском нефтегазовом месторождении. Лянторское месторождение представляет собой сложный тип нефтегазовых месторождений, в котором нефтенасыщенная часть малой толщины (по объекту АС9-11 средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7м) находится между газовой шапкой и подошвенной водой. Условия залегания углеводородов неблагоприятны для эффективной выработки запасов нефти в виду отсутствия надежных непроницаемых разделов на уровне контактов на значительной части площади месторождения.

Отсутствие отечественного и зарубежного опыта эффективной разработки подгазовых зон определило актуальность данной работы н послужило основой для проведения исследований и внедрения эффективным методов интенсификации добычи нефти и ре-монтно-изоляцнонных работ (РИР) для условий Лянторского месторождения.

Цель работы. По результатам оценки характера выработки запасов нефти в зависимости от геологического строения и условий залегания газа, нефти и воды на Лянторском нефтегазовом место-

рождении разработать, цс.следр,вать и внедрять эффективные методы пнтспсгфйкацгп добычи йефти и изолирующие составы и технологи! и;: применения для селективного ограничения притока воды и газа в нефтяных скважинах, выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Основные задачи исследований.

1. Анализ геологических условий залегания нефти и газа на Лянторском нефтегазовом месторождении, эффективности выработки запасов нефти в различных зонах.

2. Обобщение и анализ применяемых на Лянторском месторождении методов регулирования разработки.

3. Разработка, лабораторные и промысловые исследования новых составов для интенсификации добычи нефти, выравнивания профиля притока, ограничения водо-и газопритоков.

4. Опытно-промышленное внедрение методов интенсификации добычи и ограничения водо- и газопритоков в скважинах, комплексная оценка критериев выбора скважин для проведения работ,оценка технологической эффективности методов.

Методы исследований. Поставленные задачи решались путем обобщения теоретических и лабораторных исследований, постановки промысловых экспериментов, анализа их результатов, проведения гидродинамических и технико-экономических расчетов современными методами.

Научная новизна работы.

1 Проанализирован и обобщен большой фактический материал по геологическому строению крупного нефтегазового месторождения Западной Сибири — Ляиторского.

2. Изучены закономерности выработки запасов нефти в нефтегазовой и водонефтегазовой зонах при площадной системе заводнения.

3. Предложено создать очаги заводнения для совершенствования системы воздействия в подгазовой монолитной зоне «окна слияния» Ляиторского месторождения.

4. Выявлена нербходимасть разработки новых составов для ин* :нсификацин добычи нефти на нефтегазовых месторождениях.

5. Разработаны и внедрены на месторождении новые эффектив-ые составы для интенсификации добычи нефти в условиях подга-)вых зон Лянторского месторождения, которые отличаются от задиционпых низкой коррозионной активностью, значениями плот-ости, широким диапазоном изменения вязкости-

6. Предложены мероприятия по эксплуатации скважин в подга-эвых монолитных зонах. Для подгазовых зон Лянторского место-ождения изучены условия прорыва газа в скважину в зависимости т толщины непроницаемого раздела до ГНК н нефтенасыщенной олщины от верхнего отверстия перфорации до ГНК.

7. Разработаны, исследованы и испытаны в лабораторных ус-овиях и внедрены в скважинах Лянторского месторождения но-ые составы для выравнивания профилей притока и приемистости : ограничения подо- и газопрптоков.

Основные защищаемые положения.

1. Подход к регулированию разработки участков монолитного •троения подгазовых зон Лянторского месторождения.

2- Технология интенсификации добычи нефти разработанными юставами па сложнопостроепном Лянторском нефтегазовом месторождении.

3. Технология регулирования разработки нефтегазовых залежей с применением модификаций сшитых полимерных систем.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности. Обобщение теоретических и экспериментальных исследований позволило рекомендовать к промышленному внедрению:

— новые составы для интенсификации добычи нефти, защищенные а вто реки ми сви до тел ьстп а. ми ЛУ\!Ь 1387547 МКИ Е 21 В 43/24; 1383887 МКИ В 21 В 43/27;

— новый состав для снижения водопритоков и регулирования про" цесса заводнения (заявка М кл. 4 Е 21 В 33/138, 33/13, 43/32).

В результате внедрения разработанных составов в скважинах Лянторского месторождения за 1986—92 гг. получена дополнительная добыча нефти 938,1 тыс. т.

Научные результаты, выводы и рекомендации •ав.т.ора используются в «Лянторнефть», ПО «Сургутнефтегаз» при проведении рг:бот по регулированию разработки Лянторского месторождения. Разработанные автором составы для интенсификации добычи нефти и выравниванию профиля притока и приемистости применяются на Лянторском, Федоровском, Яунлорском месторождениях ПО «Сургутнефтегаз».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались па научно-практической конференции «Проблемы научно-технического прогресса в строительстве глубоких скважин в Западной Сибири» (г. Тюмень, 1990 г.) семинаре «Эффективность вскрытия и методов оценки сложпопо-строеппых продуктивных пластов при бурении и опробовании глубоких разведочных скважин» (г. Тюмен, 1990 г.), семинаре второй школы передового опыта «Системная технология воздействия на пласт» (г. Ноябрьск, 1989 г.), XII республиканской коифефренцни молодых ученых и специалистов (г. Шевченко, 1989 г.), IV Всесоюзном совещании «Управление многосвязными систсами» (г. Суздаль, 1990 г.).

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 10 печатных работах.

Фактический материал. Основой для написания работы явились исследования, проведенные автором в 1983—92 гг. по время работы в нефтегазодобывающем управлении «Лянторнефть». Использованы результаты теоретических, лабораторных и геолого-промысловых исследований по проблеме регулирования разработки нефтегазовых месторождений, проведенных в НГДУ «Лянторнефть» совместно с Гипровостокнефть, СургутНИПИпефть. Использованы результаты опытно-промышленных работ по испытанию новых технологий интенсификации добычи нефти, выравнивания профиля притока и приемистости па Лянторском нефтегазовом месторождении.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы. Общий объем диссертационной работы составляет 174 страницы, в том числе 119 страниц машинописного текста, 30 таблиц, 17 рисунков; список литературы включает 99 наименований.

Диссертационная работа выполнена. под .руководством, докто-\ технических наук, профессора А. П. Телкова. Автор выражает аагодарность.за консультации и помощь сотрудникам кафедры эзработки нефтяных и газовых месторождений ТИИ, к.т.н. Аба-еву Р. Г-, к.х.н. Маляренко А. В., к.т.н. Краснову И. И., с:н.с. ипровостокнефть Рыскину А. 10., инженерно-техническим работ-пкам НГДУ «Ляпторнефть».

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность темы исследования, опре-елены цель и основные задачи работы.

В первой главе рассмотрены особенности геологического строе-:ия нефтегазовых залежей Ляиторского месторождения и харак-ер выработки нефти.

На Лянторском месторождении нефтенасыщенная. часть плас-ов по всей площади подстилается подошвенной водой, эффектив-1ые водонасыщенные толщины составляют 5—20 м, высота газовой шапки достигает 56 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по месторождению 7 м, этаж нефтеносности составляет 10—20 м- Чисто нефтяные зоны на месторождении практически этсутствуют, к водонефтяноп зоне (виз) приурочено 12%, к водо-нефтегазовой (впгз) — 88% запасов нефти. Непроницаемые разделы в зоне газонефтяного контакта отсутствуют или их толщина не превышает 2 м в 60% скважин; в зоне водонефтяного контакта непроницаемые разделы отсутствуют в 70 % скважин. Условия залегания углеводородов в пласте неблагоприятны для эффективной выработки запасов нефти.

На месторождении реализуется площадная 9-ти точечная обращенная система заводнения при практически передельной по экономическим соображениям плотности сетки скважин—16 га/скв. Технологический схемой грсдусмотрено первоначально вскрытие перфорацтей в добывающих скважинах неконтактных нефтена-сыщснных толщин с целью их выработки как чисто нефтяных; последующее довскрытие контактных толщин после выработки ос-сле выработки основных запасов из неконтактных прослоев. В нагнетательных скважинах производится вскыртие перфорацией помимо нефтснасыщенных также первого газонасыщенного прослот

для с.оздадия длошадного барьера давления и водной оторочки

ГИК. ......

В делом результаты эксплуатации Лянторского месторож; ния подтверждают правомерность применения площадной спст мы заводнения.

Однако сложные геологические условия Лянторского месторо; дения не позволяют избежать осложнений при его разработг Анализ геофизических исследований по контролю за разработк( месторождения показывает на сравнительно низкие охваты пр дуктивных пластов воздействием со стороны нагнетательных скв жин. Это обусловлено высокой геологической неоднородность продуктивного разреза, отсутствием непроницаемых разделов ь уровне ГНК и ВНК в большинстве скважин, а также загрязн пнем в процессе бурения и эксплуатации преимущественно нефт насыщенных пропластков пониженной проницаемости.

В водонефтяной зоне до 60% закачиваемой воды уходит в в< донасыщенную часть пласта. В нефтегазовой и водоиефтегазово основной объем закачиваемой воды (до 90%с поглощается газон; сыщенной частью пласта. При вскрытии в нагнетательной скваж! не чисто нефтяного пласта, неконтактного с газом и водой (непрс кидаемые разделы более 4м), выработка запасов происходит не равномерно за счет прорыва нагнетаемой воды по наиболее прс ницаемым интерваламс Наблюдаются заколонные перетоки зака чиваемой воды вверх и вниз вследствие негерметнчностп цементно го камня. В добывающих скважинах отмечаются перетоки вод! сверху из первоначально газонасыщенных интервалов, что явля ется дополнительной причиной обводнения продукции скважин.

Процесс вытеснения нефти на Лянторском месторождении ос ложняется образованием конусов воды и газа. Образование кону сов газа на участках залежей с монолитным залеганием пласто! является основной причиной увеличения газовых факторов насква жинах (более 200 мЗ/мЗ).

Таким образом, выработка запасов нефти на Лянторском месторождении носит неравномерный характер как по площади, так и по разрезу, отмечаются заколонные перетоки, подтягивание конусов воды н газа. Для решения этих проблем и с целыо повышения эффективности извлечения остаточных запасов нефти важное значение приобретает широкое внедрение методов увеличения ох-

ата воздействием и ограничения водо- и газопритоков, а также величения продуктивности скважин.

Во второй главе рассмотрены технологические решения, приня-ые при проектировании разработки Лянторского месторождения, редложсны мероприятия по их совершенствованию, обоснованы ,ели и задачи лабораторных исследований.

Применение площадной системы ведет к некоторым отрица-ельпым последствиям, и сложность геологического строения каж-юго из пластов объекта АС9-11 требует применения многообразия ¡озможных мероприятий, направленных на повышение эффектив-юсти нефтеизвлечения. В ранее опубликованных работах нами /же предложены мероприятия, которые частично осуществляются ;?а Лянторском месторождении. Основные предложения автора по совершенствованию технологических решений в данной работе связаны с зоной монолитного строения пластов АС9-11 Востокинской площади. Для скважины зоны изучены условия прорыва газа в скважину в зависимости от толщины непроницаемого раздела и нефтенасыщеннон толщины от верхнего отверстия интервала перфорации до ГНК. При толщине непроницаемого раздела менее 1 м и нефтенасыщенкой толщине менее 7 м прорыв газа отмечается в 94,6% скважнн участка, при толщине раздела более 2 м или неф-тенасыщенной толщине более 7 м количество скважин с прорывом газа снижается до 27,7%. С учетом этого на месторождении оперативно опсределяется оптимальный вариант вторичного вскрытия во вновь пробуренных скважинах. Для зоны слияния пластов предложен вариант очагового заводнения во избежание прорыва воды по газопасыщенной зоне. Выбор нагнетательных скважин проводится по определенным геолого-промысловым критериям. Это позволило замедлить темпы падения пластового давления на участке, а в ряде случаев привести к снижению газовых факторов.

С начала разработки на месторождении проводится большой объем работ по интенсификации добычи нефти традиционными кислотными методами: солянокислотная, глинокислотная обработки (СКО, ГКО). Эти работы дают незначительный прирост в добыче нефти, небольшую продолжительность эффекта и низкой коэффициент успешности. Анализ причин низкой эффективности методов выявил н такой отрицательный результат как высокий процент появления, заколонных перетоков воды и газа. Практически

каждая третья обработка прпзабокнон зоны как'в добывающих, тт: !- в гагкетательных скважинах приводила к заколоиным перетоком. Это является следствием высокой химической активности кислоты по отношению к цементному камню. Требовались новые составы для интенсификации добычи нефти в условиях Лянтор-ского месторождения.

Для изоляции перетоков воды на Лянторском месторождении с 1982 года применяют цементные растворы, с 1985 года — селективные материалы на основе кремнийорганнческих соединений (такие как ВТС-1, 2, АКОР различных модификаций, продукт 119 —204) по технологии, разработанной специалистами СибНИИНП.

Эти соединения успешно применяются для ликвидации перетоков как вверх, так и вниз в нефтяных и нагнетательных скважинах при толщине непроницаемого раздела до интервала перетока более 2 метров. Эти составы не эффективны при изоляции внутри-пластовых перетоков в монолитных пластах, при выравнивании профиля притока и приемистости в неоднородных по проницаемости пла;тах, в случаях прорыва фронта нагнетаемой воды в добывающих скважинах. Это подтверждается многочисленными экспериментами по водоизоляции, проведенными на Лянторском месторождении.

Отсутствие опыта разработки сложнопостроспных месторождений типа Лянторского привело к тому, что методы, рекомендованные в проектных документах для регулирования разработки в полном объеме не решали проблем, вставших перед промысловиками. Все это вынуждало искать новые технологии для проведения работ по регулированию процесса заводнения-

Для проведения лабораторных исследовании совместно с Гип-ровостокпефть и СургутНИПИнефть выбраны следующие основные направления:

1. Усовершенствовать традиционные виды обработок (соляно-глипокислотная) с целыо снижения коррозионной активности составов, повышения их плотности, вязкости.

2. Исследовать применительно к коллекторам Лянторского месторождения возможность использования сшитых полимерных систем (СПС) и их модификаций для выравнивания профиля притока и приемистости, водо-, газоизоляциоипых работ.

3. Исследовать фильтрационные-, - регулирующие, прочностные ойства различных модификаций СПС.

В третьей главе приведены результаты лабораторных исследо-ний по разработке и испытанию новых составов для выравнивая профиля и приемистости и интенсификации добычи нефти.

Внедрение известных поверхностно-активных сшитых полимер-ix составов (ПАСПС), модификацированных смесями ПАВ, с цело выравнивания профиля притока и приемистости в условиях янторского месторождения показало их относительно высокую ойкость. ПАСПС утрачивают свои прочностные свойства в тече-:е примерно 0,5—1 года. Вместе с соавторами разработана моди-п<ация СПС, содержащая бентонитовую глину (БГ), более дли-льная по сроку действия, с большей регулирующей способностью, шыией деструкцией, проведены лабораторные исследования ее опств.

Предложена технология, основанная на применении устойчи-й полимерной суспензии бентонитовой глины (ПС БГ). С целью »вышепия эффективности суспензии БГ представлялось целе-образным стабилизировать дисперсию глины водорастворимыми »лимерами, такими как полнакриламид.

Исследования, проведенные в лаборатории, показали возможет!: создания эффективной технологии для регулирования завод-иия, заключающейся в циклической закачке в пласт оторочек тойчивой полимерной суспензии БГ и сильного электролита для >лес эффективной по сравнению с известной технологией полимер-[сперсных систем (ПДС) изоляции обводненных высокопрони-1емых интервалов.

Этот эффект достигается за счет хорошей фильтруемости ПС, ¡едставляющей собой гомогенную однородную композицию. Там-1нирующш"| эффект достигается в пласте при закачке вслед за С БГ сильного электролита, например, соляной кислоты. Физи-|-химическип механизм взаимодействия, в зоне смешения, про ходит следующим образом:

во-первых, разрушение сольватных слоев суспендированных стиц глин и снижение степени гидролиза молекул полимера, 1ИВОДИТ к резкому возрастанию адсорбционной активности глин I отношению к молекулам ПАЛ;

во-Етррых, выделяющиеся при гидролизе бентонитовой глнш в пресной воде при рН>10 алюминаты при снижении рЫ ниже 10 могу; обеспечить высокое содержание катионов А13 г, дополнитель но обеспечивающих межмолекулярную сшивку молекул ПАА с ал сорбированными на ней частичками глин.

Нарушение равновесия ПС БГ сильным электролитом в соот ветствии с описанным выше механизмом обеспечивает образовани крупных агрегатов сшитого полимера с адсорбированными на ег> молекулах диспергированными частицами, эффективно закупори вающими поглощающий интервал. Достигаемая высокая глубин; проработки зоны поглощения при достаточно низких давления: закачки исходной ПС БГ (ниже, чем у ПДС) обеспечивает слабую кольматацию торцевых зон малопроницаемых нефтенасыщен пых интервалов и, как следствие, более высокую селективность.

Оценку эффективности предлагаемого способа производил) по регулирующей способности (РС) закачиваемых химреагенте! с целью изменить объемную скорость фильтрации воды через вы соко- и низкопроницаемые пропластки. Опыты проводили на не однородной по проницаемости модели пласта.

Характеристика по проницаемости и результаты опытов приве деиы в таблице № 1, из которой видно, что предлагаемый способ в несколько раз эффективнее способа-прототипа (сравните опыт $ с 6, 3 с 7).

При этом в большинстве опытов модель пласта высоко неоднородна по проницаемости, и вода при остаточной нефтенасыщенно-сти не движется по низкопроницаемому керну, отсюда РС — . Использование дисперсии 0,25% глины в 0,025 проц. растворе ПАА показало на отсутствие эффекта по регулированию (РС= в опыте 1). Увеличение содержания их в водной дисперсии в два раза эффективно (см. опыт 8), то есть вода движется также и по ннзкопроницаемому керну. Поэтому нижней концентрацией глины в составе принимаем 0,5%, а полиакриламида — 0,05 проц. Увеличение их содержания в составе соответственно до 2,5 н 0,1% ведет к отключению высокопроиицаемого керна и вода движется только по ннзкопроницаемому керну (опыт 3). Увеличение содержания до 10 и 0.5% ведет к полной водонзоляции пласта модели пласта, то есть вода при определенном градиенте давления не движется ни через высоко-, ни через низкопроницаемый керны. Отсюда за верхний предел содержания глины в составе принимаем 10%, а ПАА

— 0,5 проц.

В отношении составов для интенсификации добычи нефти предложено усовершенствовать традиционные, виды обработок (соля-

!!0-, ГЛИНОКИСЛОТНую) ,

Вместе с соавторами разработан состав для кислотной обработки прнзабойной зоны пласта. Состав содержит соляную кислоту и спрнт и отличается тем, что, с целью снижения его коррозионной активности по отношению к цементному камню и регулирования в широких, пределах его вязкости применен гликоль (этилен-, диэти-лен-, триэтиленгликоль или их смесь) вместо одноатомного спирта (метилового, этилового или изопропилового) при следующем соотношении компонентов, 060,о: соляная кислота 10—70, гликоль 90— 30.

Коррозионная активность предложенного состава по отношению к цементному камню в 1,6—6,8 раза меньше,, чем у ацетоносоляно-кислотного составов. Диапазон изменения вязкости предложенного состава (6,2—53,6 мПа.с), достигаемый изменением соотношения исходных компонентов, значительно шире, чем у спиртосоля-по-кислотного (2,7—4,9 мПа.с) и у ацетоносолянокислотного (1,2 —3,3 мПа.с) составов.

Замена одноатомного спирта в спиртосолянокислотном составе в значительной степени уменьшает разрушение цементного камня соляной кислотой, что обусловлено пассиеирующим влиянием образующихся гликолятов поливалентных металлов. Замедление скорости растворения цементного камня гликолесолянокислотным составом позволяет не только практически исключить появление межпластовых перетоков пластовых флюидов из-за химического разрушения цементного камня за обсадной колонной, но и сохранить химическую активность состава при закачке его вглубь пласта, что увеличивает эффективность обработки по простиранию.

Изменение в широких пределах вязкости гликолесолянокислот-ного состава позволяет существенно увеличить эффективность воздействия на призабойную зону пласта как по простиранию, так и по толщине, то есть увеличить коэффициент действующей толщины пласта и радиус обработки.

На основе анализа результатов лабораторных исследований сделан вывод, что оптимальное содержание соляной кислоты и

гликоля в составе должно быть соответственно равно 40—50 об % 60-50% об.

^ га логично солянокислотному составу усовершенствован гли нокислотный состав путем добавления гликоля. В лаборатори; определено опитмальное содержание ингредиентов г глнколегли нокислотном составе об.%: соляная кислота 40—50, илавикова: кислота 5, гликоль 55—45.

В результате лабораторных исследований получены следующие основные выводы:

1. Оценка реологических и фильтрационных свойств водооткло няющих химреагентов на основе модифицированных различным! ПОВ композиций сшитых полимерных составов, а также суспен зий бентонитовой глины показывает, что при различных соотноше ниях компонентов в смеси указанные реагенты обладают регули руемыми в широких пределах водоизолирующимп и нефтевытес няющими свойствами.

2. С целью регулирования разработки рекомендуются для вне дрения на Лянторском месторождении модификации сшитых полимерных систем путем закачки состава с содержанием глины дс 2,5% и полимера до 0,1 проц, а затем соляной кислоты и воды через нагнетательные скважины.

3. Совокупность свойств полученных гликолесоляпо- и глико леглинокислотного составов (значения плотности, широкий диапазон изменения вязкости и низкая коррозионная активность по отношению к цементному камшо) дает возможность использовать их для интенсификации добычи нефти в условиях Лянторского месторождения.

В четвертой главе ппедставлены результаты опытно-промышленного внедрения па Лянторском месторождении разработанных автором составов для интенсификации добычи нефти и регулирования заводнения.

Внедрение гликолесолянокнслотных и гликолеглииокнслотных сосавов на месторождении начато в 1986 году.

Сравнение результатов традиционных и предложенных автором методоп обработок призабойной зоны пласта (ПЗП) говорит о значительном преимуществе последних: успешность работ в целом

1£ на 19 — 25%, прирост добычи нефти выше на 3,1—7,6 т., продолжительность эффекта больше на 23—75 суток.

С 1988 г. на Лянторском месторождении для регулирования за-нения пластов используется комплексная технология примене-[ сшитых полимерных систем на основе водорастворимых поли-юв полиакриламида и сшивателей, разработанная в Гипровос-;нефть, используются различные модификации гидрогелей, фективными оказались композиции поверхностно-активных сши-к полимерных систем на основе водного раствора полиакрила-да, хромкалиевых квасцов и смеси анионного и неноногенного Ш, поэтому в последнее время большинство работ по выравни-шю проводятся по этой технологии.

Технология закачки сшитых полимерных систем на Лянторском сторожденни усовершенствована и в настоящее время успешно пмсняется в сочетании с любыми тампонирующими, доза креп-нощимн и интенсифицирующими приток (приемистость) реаген-мн.

В нагнетательных сважнпах для выравнивания профиля при-шстостп в неоднородном по проницаемости пласте с целыо переопределения закачки по разрезу оптимальна закачка СПС без закрепления. Учитывая большую потребность в работах по ре-мшрованню заводнения на 1993 год нами намечено провести око-э 200 обработок нагнетательных сважин указанным способом. В агнетательных скважинах, в которых подстилающая водонасы-¡.енная часть пласта имеет толщину до 20 м, при наличии внутри-ластовых перетоков закачиваемой воды вниз, эффективна техноло-ня закачки СПС с дозакреплением, что подтверждается анализом ромысловых геофизических исследований. Анализ показал, что ехнология закачки СПС без дозакреплення эффективна для вы-авннвания профиля присмпстости в чисто нефтяной зоне. В слу-:ае перетоков закачиваемой воды и для снижения проницаемости ! газо- и водонасыщенной части монолитного пласта более успеш-1Ы технологии закачки СПС с дозакреплением.

В добывающих скважинах при неоднородном строении разре-¡а с целыо выравнивания профиля притока успешна технология закачки ВУС без закрепления. При этом необходима работа сква-

ж.вдц после закачкц ВУС на щадящих депрессиях ео избежанш разрушения и выноса реагента. Это необходимо для достижени; ВУС своих прочностных свойств. В монолитном пласте при толщи не подстилающей водонасыщенной части до 5—8 м успешна закач ка ВУС с закреплением и возможен менее щадящий режим работы скважины после обработки.

С 1989 года на месторождении внедряется разработанная авто ром технология закачки ПС БГ и,соляной кислоты. Проведены работы на 7 добывающих и 15 нагнетательных скважинах при практически 100%-й успешности. В нагнетательных скважинах получены са' мые высокие приросты добычи нефти по сравнению с другими технологиями работ по регулированию: 45,7 т/сут на одну обработанную скважину, 7,8 т/сут. на 1 окружающую добывающую скважину. В добывающих скважинах средний прирост добычи нсфги составил 12,6 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила за 1989 — 92 гг. 14,9 тыс. т в добывающих и 155,9 тыс. т в нагнетательных скважинах.

Актуальной для Ллнторсыого месторождения является разработка эффективных технологий изоляции газопритоков. На 01.04. 93г. 296 добывающих скважин остановлено из-за высокого газового фактора (более 200мЗ/мЗ). С начала разработки по настоящее время с целью изоляции прорыва газа в 59 скважинах проведены ре-момтно-изоляционные работы различными технологиями с разной успешностью и эффективностью.

Совместно с СургутНИПИиефть разработана технология по ограниченна прорыва газа путем последовательной закачки в нефте-газонасыщенный пласт воды, гелеобразующего и закрепляющего составов.

В целом результаты опытно-промысловых испытаний свидетельствуют о работоспособности разработанной технологии. В частности, показана возможность снижения аномально высоких устьевых давлений с 16,0—19,0 МПа до нормальных значении, снижен отбор газа, получено увеличение среднесуточного дебита нефти па 4,6 т/сут (в пересчете на 1 скважнно-опсрацию). Достигнута возможность перевода загазованных скважин на устойчивый режим эксплуатации с помощью ЭЦН.

Опыт разработки Ляпторского месторождения показывает, что ремонтно-изоляционные работы только в добывающих скважинах

:равнкванкя профиля приемистости и РИРв нагнетательнь"; (шах практически не эффективны, особенно при npopi ; е а нагнетаемой воды. Предложено комплексное проведение по регулированию разработки на отдельных участках ггемной технологии с первоначальной обработкой нагнета-лх скважин и последующим проведением работ в добываю-кважинах, что осуществляется на месторождении с 1990 года.

иск эффективных технологий регулирования разработки не-имо продолжить.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Выявлены особенности геологического строения и характера Зоткн запасов нефти Лянторского нефтегазового месторожде-

Разработаны составы для интенсификации добычи нефти и вннванию профиля притока и приемистости для условий газовых месторождений.

Полученные составы внедрены на Лянторском месторожде-нолучен большой технологический эффект.

о теме диссертации опубликованы следующие работы:

Каюмов Р. Ш., Байкова Е. Н. Результаты водоизоляционных г водорастворимыми тампонажными составами на Лянторском эрожденин. Сб. науч. тр. «Вопросы математического моделиро-я процессов фильтрации и рациональной разработки нефтяных орождений». Казань, КФ АН СССР Казанский физнко-техни-нй институт, 1989. С. 103—111.

Каюмов Р. Ш., Байкова Е. Н. Влияние особенности геологи-ого строения Лянторского газонефтяного месторождения на >аботку залежи. Сб. науч. тр. «Вопросы разработки нефтяных и гегазовых залежей», вып. 107. М., МНТК «Нефтеотдача». Все-зный нефтегаз. науч.-исслед. ин-т, 1989. С. 14—23.

3. Каюмов Р. Ш., Байкова Е. Н., Курочкин И. Е. Овероятко-прорыва газа при эксплуатации скважин в подгазовой зоне [торского месторождения. Сб. науч. тр. «Численные методы ре-ия задач фильтрации и оптимизация нефтедобычи». Казань,

17

КДЦ АН СССР Кг.ганскдй физико-технический институт, 1990. 55—GO.

4 М.-л.чрснко А. В., Каюмов Р. Ш„ Краснов И. И. Результа Oiibiiiio-iiL'OMbiHJJiCHHbix испытании ограничения прорыва газа в ci жннах Лянторского нефтегазового месторождения. Тезисы доь дое семинара «Эффективность вскрытия и методов оценки ело ж построенных продуктивных пластов при бурении и опробова1 "лубоких разведочных скважин». Тюмень, Зап. -Снбпр. науч.-к лед. и проект, -констр. пн-т технологии глубокого разведочного рения (ЗапСпбБурНИПИ), 1990. С. 113—114.

5. Каюмов Р. Ш., Банкова Е. Н., Краснов И. И. Анализ о нал) чип остаточной нефти в газоиасыщенных пластах Лянторского : оопефтяного месторождения. Тезисы докладов науч. -практич. кс ференинн «Проблемы научно-технического прогресса в строите; ствс глубоких скважин в Западной Сибири». Тюмень, Зап .Сиб. i уч. -псслед. ин-т технологии глубокого бурения (ЗапСибБурНИПР 1990. С. 55.

6. Каюмов Р. Ш., Краснов И. И., Байкова Е. Н. Влияние фил! трационно-емкостпых свойств па остаточную иефтенасыщеннос в газовой шапке для продуктивных горизонтов АС9, АС 10 Лянто, ского месторождения. Тезисы докладов науч. -практич. конфере! ции «Проблемы научно-технического прогресса в строительств глубоких скважин в Западной Сибири». Тюмень, Зап. -Сиб. науч исслед. ин-т технологии глубокого разведочного бурения (ЗабСн( БурНИПИ), 1990. С. 59.

7. Каюмов Р. Ш., Краснов И. И., Курочкин И. Е. Анализ причин прорыва газа в нефтяную часть пласта па различных участка) ГНЗ Лянторского месторождения. Тезисы докладов науч.- прак тич. конференции «Проблемы научно-технического прогресса £ строительстве глубоких скважин в Западной Сибири». Тюмень Зап. -Сиб, науч. -исслед. пн-т технологии глубокого разведочногс бурения (ЗапСпбБурНИПИ), 1990. С. 61.

8. Результаты испытания и промышленного внедрения методов комлексного воздействия на неоднородные обводненные пласты композициями сшитых полимерных и поверхностно-активных систем. Рыскин A. IO., Городнов В. П., Медведев Н. Я., Каюмов Р: LLI: и др. Сб. Системная технология воздействия на пласт: Материалы

:еминара второй школы передового опыта. —-М., ВНИИОЭНГ, 1990. С. 140—155.

9. Каюмов Р. Ш., Краснов И. И., Байкова Е. Н. Особеяйости обводнения терригенных пластов Лянторского нефтегазового месторождения в Тюменской области. Тезисы докладов республиканской XII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов КазНИПИнефть. Шевченко, КазССР, 1989. С. 52.

10. Байрашев К. А., Барков С. Л., Каюмов Р. Ш. Применение математического моделирования для исследования образования нефтяных валов на Лянторском нефтегазовом месторождении. Тезисы докладов VII Всесоюзного совещания «Управление многосвяз-пыми системами». Суздаль, Институт проблем управления, 1990. С. 34.

Сдано в набор 14. 03. 1594 г. Подписано в печать 16.03.94г. Тираж 100 экз. Бумага офсетная 1,2 п. л. Отпечатано в Издательско-полиграфическом центре «Гузель». г. Нижнекамск.