автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Обоснование технологии ограничения водопритоков с применением композиции на основе силиката натрия (для условий Талинского месторождения)

МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

Для служебного пользования

Экз. №

КОНДРАТЮК АЛЕКСЕИ ТЕРЕНТЬЕВИЧ

УДК 622. 276. 6 (476)

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПОЗИЦИИ НА ОСНОВЕ'СИЛИКАТА НАТРИЯ (для условий Талинского месторождения)

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1991

У/ /

/ • ; / . •

/ 'Ч

N

г

Работа выполнена в производственной объединении

"Красноленинскнефтегаз" Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР и Московском институте нефти и газа им. И. М. Губкина.

Научный руководитель - доктор технических наук.

Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор Саттаров М. М.

- кандидат технических наук,

*

доцент Ибрагимов Г. 3.

Ведущее предприятие - ПО "Нихневартовскнефтегаз"

Зашита состоится 7 мая 1991 г. в 15 часов на заседании специализированного Совета К 053.27.08 по присухдению ученой степени кандидата технических наук в Московском институте нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 117917, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, д. 65, МИНГ им. И.М.Губкина.

С диссертацией мохно ознакомиться в библиотеке МИНГ им. И. М. Губкина.

профессор Мищенко И. Т.

Автореферат разослан

1991 г.

Ученый секретарь специализированного Совета кандидат технических наук

Палий

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В последние годы в практику добычи нефти все в большем объеме вводятся месторождения с трудно-извлекаемыми запасами. Как правило, трудность в разработке таких месторождений обусловлена геологическим строением (высокая степень неоднородности. низкая проницаемость коллектора и т. д. ), но может определяться и физико-химической характеристикой насыщающих пласты флюидов. К таким месторождениям относится Талинское месторождение - одно из крупнейших по запасам в Западной Сибири.

Основным объектом разработки являются юрские отложения -пласты Ш-10 и ЮК-11. Пласты характеризуются крайней неоднородностью как по емкостным, так и по фильтрационным свойствам.

Сложность геологического строения обусловила некоторые особенности обводнения скважин и выработки запасов нефти. Это, в первую очередь, проявляется в высоком темпе обводнения добывающих скважин, низкой текущей нефтеотдаче при высокой обводненности продукции. Так, темп обводнения скважин, независимо от их расположения в системе разработки, достигает 5-6'/. в месяц, за 16-18 месяцев от момента ввода в эксплуатацию скважины обводняются закачиваемой водой до 80-90'/.. ^

При обводненности скважин 90-95/. текущая нефтеотдача по участкам разработки не превышает 14"/.. При этом охват заводнением нефтенасышенной толщины пласта крайне невелик, зоны и разрез пласта с ухудиенной проницаемостью практически не вовлекаются в разработку.

-2В условиях Западной Сибири применение в широких масштабах известных технологий интенсификации разработки, повышение нефтеотдачи пластов различными добавками к закачиваемой воде (полимерных растворов, поверхностно-активных веществ, мицеллярных растворов, различных композиций) сдерживается рядом факторов. Зто - непродолжительный период года с плюсовой температурой, удаленность региона (а следовательно, высокая стоимость работ), наличие неоднородных коллекторов с развитой поверхностью адсорбции и т. д. Все эти факторы характерны для разработки Талинского месторождения, но при этом осложнены высокой пластовой температурой ( t > 100°С).

В этой связи исследование и внедрение технологии интенсификации разработки залежи воздействием на призабойную зону скважин является важной задачей. Одновременно с этим, применительно к условиям разработки Талинского месторождения необходима технология регулирования водопритоков в условиях высоких пластовых температур.

Цель работы. Создание технологического комплекса ограничения водопритоков, обеспечивающего:

- повышение охвата заводнением высокотемпературных неоднородных пластов;

- интенсификацию процесса нефтеизвлечения из коллекторов с ухудшенными коллекторскими свойствами при разработке залежей с неоднородными коллекторами воздействием на призабойную зону скважин.

Основные задачи исследования. 1. Анализ и обобщение основны: закономерностей обводнения нефтяных скважин, выработки запасов

нефти из неоднородных терригенных коллекторов (на примере Талинского месторождения), определение основных видов работ, направленных на интенсификацию выработки запасов.

2. Выбор исходных химических агентов, исследование и составление рецептуры высокотемпературного гелеобразувдего раствора при разработке технологии повышения охвата пластов заводнением.

3. Обоснование основных принципов технологии системного воздействия на нефтяной неоднородный пласт с целью интенсификации выработки слабодренируемых запасов нефти из залежей с низкопроницаемым коллектором.

4. Исследование влияния повышенных давлений нагнетания на вовлечение в разработку запасов нефти из коллекторов с ухудшенной проницаемостью.

5. Проведение промысловых испытаний технологии и анализ эффективности выполненных работ.

Методы решения поставленных задач. Задачи решались аналитически и экспериментально: путем анализа геолого-промысловой информации, а также результатов лабораторных испытаний с учетом геологического строения пластов-коллекторов Талинского месторождения. Промышленные испытания проводились на нефтяных месторождениях производственных объединений "Ноябрьскнефтегаз" и "Красноленинскнефтегаз".

Научная новизна. 1. На основании комплекса геолого-промысловых исследований, статистической обработки результатов исследований кернового материала установлено влияние геологических факторов на динамику обводнения нефтяных скважин и выработку запасов

Талинского месторождения. Определено, что независимо от расположения сквахин в система разработки, высокая степень неоднородности обуславливает темп обводнения по скважинам до 5-6'/. в месяц: за 16-18 месяцев от ввода в эксплуатацию добывающие скЕахины на 80-90'/. обводняются закачиваемой водой. При этом охват пласта заводнением по толщине не превышает 15-20%.

Этот фактор определяет выбор одного из основных направлений работ по повышению эффективности разработки -необходимость мероприятий по повышению охвата пласта заводнением.

2. Сформулированы основные принципы технологии системного воздействия на нефтяной пласт, обеспечивающей интенсификацию выработки и повышение нефтеотдачи пластов с низкими значениями проницаемости в неоднородных залехах (A.c. Ii 1478718).

3. На основании выполненных исследований с учетом геологической характеристики пластов-коллекторов Талинского месторождения разработана рецептура силикатно-полимерного раствора, отвечающего требованиям, предъявляемым к системам регулирования охвата заводнением, а такхе кремнийорганической эмульсии для ремонтно-изоляционных работ (A.c. ff 1526337, а такхе полохительное решение Госкомизобретений СССР по заявке Ii 4462838/24-03 от 18. 07. 88 г. ).

4. Для нефтяных залехей, приуроченных к неоднородным высокотемпературным пластам (90 - 120°С), предложена технология повышения охвата пластов заводнением. Технология основана на создании в высокопроницаемой части пласта экранов из силикатно-полимерных гелей. Образующиеся экраны создают дополнительные

Ä

сопротивления потоку нагнетаемой воды; вода поступает в низкопроницаемые части пласта, что приводит к повышению охвата заводнением.

5. Промысловыми испытаниями установлено оптимальное давление нагнетания воды (-23 МПа), обеспечивающее вовлечение в разработку слабодренируемых запасов нефти Талинского месторождения на. участках залежи с низкими значениями проницаемости.

Практическая полезность. Создана и нашла широкое промышленное использование системная технология воздействия на нефтяные пласты, позволяющая интенсифицировать разработку пластов с низкими значениями' проницаемости в сложнопостроенных неоднородных коллекторах.

Создана и успешно прошла промысловые испытания технология повышения охвата заводнением высокотемпературных (^90 - 120°С) неоднородных пластов с применением силикатно-полимерных гелей.

Установлено оптимальное давление нагнетания воды, позволяющее вовлечь в разработку запасы нефти малопроницаемых участков залежи.

Рецептуры для реализации технологии составлены из недефицитных и технологичных агентов. Результаты исследований и методические рекомендации нашли свое отражение в следующих руководящих документах и инструкциях: РД-0148070-230-87Р "Инструкция по технологии воздействия на призабойную зону пласта в процессе его вторичного вскрытия", РД-39-0147035-254-В8Р "Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений ГЛАКГШЕННЕФТЕГАЗА", соавтором которых является соискатель.

РазраСотанные технологии прошли промышленные испытания и внедряются б объединениях "Ноябрьскнефтегаз", "Красноленинск-нефтегаз". Дополнительная добыча'нефти только от внедрения технологии регулирования водопритока силикатно-полимерными гелями составила 37,5 тыс.т, уменьшены объемы попутно извлекаемой воды на 340 тыс. м3.

Апробация работы. Основные положения и результаты исследований докладывались на следующих совещаниях и семинарах:

- Всесоюзном совещании "Повышение эффективности разработки месторождений, Западной Сибири на основе ускоренного внедрения достижений научно-технического прогресса" (г.Тюмень, 1986 г.);

- Всесоюзной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири" "(г. Тюмень. 1989 г. ) ; .

Всесоюзном семинаре МНГП СССР "Системная технология воздействия на пласт" (г.Ноябрьск, 1989 г.);

- Технико-экономическом совете объединения "Красноленинскнефте-газ" (г. Нягань, 1990 г.);

- Научном семинаре кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождения МИНГ им. И. М. Губкина (1989 г.);

- Научно-техническом совете МНГП СССР (г.Москва, декабрь 1990 г.).

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и списка использованной литературы. Работа изложена на 153 страницах машинописного текста, включая 27 таблиц, 46 . рисунков. Список литературы содержит 105 наименований.

*

-7-

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Во введении приведена общая характеристика работы, обоснована актуальность и сформулированы цели проведения исследований.

В первой главе выполнен анализ геолого-промысловой информации, который позволяет сделать следующие основные выводы о геологическом строении Талинского месторождения.

Талинское месторождение представляет собой многопластовую залежь с наличием в разрезе нескольких нефтенасышенных пластов. Пласты не выдержаны по простиранию, что обусловлено наличием как локальных, так и региональных зон выклинивания. Основными объектами разработки являются пласты ЕК-10 и ПК-11 шеркалинского горизонта тюменской свиты.

Исследования литологического состава пород, данные геофизических и петрографических исследований позволяют выделить в продуктивном рарезе несколько генетических литотипов пород, что характеризует залежь как литологически неоднородную.

В продуктивной части пласта СК-10 выделяются три типа разрезов. Тип разреза обусловлен характером и местоположением глинистой перемычки. В случае ее расположения в середине разреза пласт ЮК-10 разбивается на две пачки : верхнюю (ВП) и нижнюю (НП). Такой разрез пласта отнесен ко второму типу. При отсутствии глинистой перемычки верхняя и нижняя пачки сливаются, продуктивный разрез в этом случае относят к первому типу. Наиболее распространенным является третий тип разреза, когда внутри каждой из пачек выделяются глинистые прослои (до 2-3 м), достаточно хорошо прослеживаемые на локальных участках.

Обработка всех видов исследований позволила установить

высокую степень неоднородности коллекторов как по фильтрационным, так и по емкостным свойствам. Исследованиями кернового материала установлено, что в пределах одного литотипа пород наблюдаются значительные колебания значений проницаемости.

Это обусловлено наличием различных структур пустотного пространства. В коллекторах исследуемых отложений развиты три генетических типа пустот, отличающихся по своим структурным характеристикам. Первый тип - пустоты, образованные обломочными зернами и цементирующим веществом; второй тип - пустоты, образованные зернами грубозернистой фракции; третий тип -пустоты, возникшие за счет перекристаллизации каолинита.

Коллекторы характеризуются высокой неоднородностью пор по размеру (от субкапиллярных до микрокаверн). Соотношения пор по размерам определяют фильтрационные свойства породы, незначительно изменяя при этом величину пористости. По характеру микроструктур породы-коллекторы можно подразделить на две группы: поровые и каверно-поровые.

Фильтрационно-емкостные свойства кавернозных разностей значительно выше средних значений. Исследованиями на кернах (исследовано 1196 образцов) определено, что по проницаемости, породы можно разбить на три интервала: 20-10"3 мкмг (частость 0,1); от 20 до 200-10~3 мкмг (частость от 0,1. до 0,06); более 200-10"3 икм2 (частость до 0,06).

Коэффициент вариации проницаемости коллекторов в 3 - 4 раза выше, чем по другим месторождениям Западной Сибири.

Эффективная толщина высокопроницаемых прослоев не превышает 2-3 м, их проницаемость достигает 522-10~3 мкм2. Среднее значение проницаемости пласта ВК-10, без учета этих

л

разностей, не превышает 47-Ю"3 мкмг.

Вышеизложенные особенности геологического строения обусловили затрудненную разработку Талинского месторождения. Это выражается в первую очередь в быстром и практически непрогнозируемом обводнении добывающих скважин закачиваемой водой при невысоком охвате пласта заводнением. Потребовалась разработка специальной технологии, основанной на применении тем-пературостойких (более 100сС) химических агентов.

Во второй главе рассмотрены показатели как площадной, так и блоковой системы разработки отдельных участков месторождения. Эти показатели были, рассмотрены как в отдельности, так и в сравнении друг с другом.

При реализации площадной схемы (девятиточечная с плотностью 16 га/скв.) не происходит стабилизации добычи нефти после достижения маскимального отбора с участка.

После достижения максимального уровня отбора происходит резкое увеличение темпа обводнения добывающих скважин. Рост обводненности достигал 12 - 14% в год и привел к тому, что добыча нефти по площадному участку снизилась за два года (от максимально достигнутого уровня) в 2,2 раза.

Коэффициент нефтеотдачи за безводный период по участку составляет лишь 12'/. и обуславливает низкий текущий коэффициент нефтеотдачи - 14 '/., стабилизация обводненности при этом происходит при ее значении 90 - 95'/..

При реализации блоковой системы разработки (трехрядная с сеткой скважин 400 х 500 м) также не произошло стабилизации добычи нефти. После достижения максимального уровня добычи нефти сразу следует его падение, которое обусловлено крайне

быстрым продвижением нагнетаемой воды к добывающим скважинам. Так, обводненность продукции первых рядов добывающих скважин за 8 месяцев работы после начала обводнение составила 35 - 60'/. , а за последующие 8 месяцев - уже 80 - 90'/. .

Несмотря на то, что темпы роста обводненности продукции по рядам скважин несколько отличаются друг от друга (от 4, 2% в месяц до 5, Ъ% ), они сопоставимы между собой и, в среднем, за 15 - 16 месяцев работы скважин обводненность, как правило, превышает 75'/• .

Темп обводнения скважин стягивающих рядов аналогичен темпу обводненности добывающих рядов скважин и составляет, в среднем, 5"/. в месяц с начала появления воды в продукции скважин. Обводненность скважин стягивающих рядов через 15 - 15 месяцев их работы также превыиает 75 - 80% .

На основании анализа выработки запасов установлено, что обводнение скважин и добыча нефти обусловлены, в первую очередь, вытеснением нефти из высокопроницаемых разностей. Безводный период работы скважин определяется запасами нефти, сосредоточенными в этих разностях. Для заключительной стадш: обводнения характерна стабилизация обводненности на уровне 95'/. . При такой стабилизации высокопроницаемые прослои полност! обводнены и по ним фильтруется только вода.

Исследованиями по закачке "меченых* жидкостей установлен; высокая скорость движения нагнетаемой воды по промытым прослоя) (сотни м/сут); расчетами с использованием метода материальной баланса определено, что доля "работающей" толщины пласт; составляет 13 - 16% от нефтенасыщекной. На основании анализ; характеристик обводнения скважин установлено, что уже пр

отборе 400 - 1200 т нефти . на' 1 м эффективной толщины обводненность продукции достигает 70 и более процентов.

Выполненные исследования по динамике обводнения скважин, анализ выработки запасов подтверждают ранее сделанный вывод о крайне высокой степени неоднородности продуктивного пласта, которая определяет высокие темпы обводнения скважин независимо от расположения рядов добывающих скважин по отношению к рядам нагнетательных. Резкая фильтрационная -неоднородность продуктивных пластов сглаживает влияние системы разработки на динамику обводнения скважин.

В третьей главе сформулированы геолого-физические основы применения системной технологии воздействия на нефтяные пласты и основные принципы ее применения.

При разработке нефтяных залежей Западной Сибири необходимо учитывать как физико - химические процессы, происходящие в призабойной зоне скважин (отложения асфальто - смолопарафинов, заиливание призабойной зоны взвешенными частицами закачиваемой воды, образование промытых высокопроводяних прослоев и т. д.), так и высркую фильтрационную и емкостную неоднородность пластов-коллекторов. Эти факторы значительно осложняют эффективность разработки залежи и не учитываются в суиествующих технологиях регулирования процесса нефтеизвлечения из неоднородных коллекторов (гидродинамические, закачка растворов химических агентов). Все это потребовало создания комплексной технологии, которая включала бы в себя как элементы гидродинамического, так и физико - химического воздействия, направленной на совершенствование разработки и повыэение нефтеотдачи пластов. Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию

выработки слабодренируемых запасов углеводородов в неоднородных коллекторах воздействием на призабойнув зону сквахин.

Следует отметить, что под термином "слабодренируемые запасы" понимаются запасы нефти, находящиеся на участках залехи с ухудшенными коллекторскими свойствами и обусловленные геологической характеристикой, а такхе на участках, где по сквахинам возмохны какие-либо ослохнения при их эксплуатации (заиливание призабойной зоны механическими примесями, отлохениями АСПО и т.д.).

Слабодренируемые запасы могут такхе находиться -в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, в которых по высокопроницаемым зонам происходит перемещение нагнетаемой воды при очень невысоком охвате пласта заводнением. Этот случай подробно рассмотрен во второй главе.

При решении конкретных задач по вовлечению в разработку слабодренируемых запасов применяемые технологии различны. В случае принятия решения о необходимости вовлечения в разработку запасов нефти на участках залехи с ухудшенными коллекторскими свойствами (естественными или обусловленными процессом разработки) применяют различные технологии интенсификации. На участках залехи,где в разрезе имеются промытые высокопроницаемые прослои, обуславливающие невысокий охват пласта заводнением, ведутся работы по ограничению и регулированию водопритоков.

Однако, непременным условием системной технологии является одновременность воздействия (в пределах до 2-х месяцев) как на призабойную зону добывающих, так и нагнетательных сквахин.

Основополагающими принципами системной технологии являются:

«

-131. Приншш одноЕременности обработки призабойных зон (ОПЗ) пласта в нагнетательных и добывающих скважинах в пределах выбранного участка.

2. Приншш массовости обработок призабойных зон скважин выбранного участка.

3. Приншш периодичности обработки призабойных зон пласта в скважинах.

4. Принцип поэтапности обработки призабойных зон, вскрывших' неоднородные коллектора.

5. Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под ОПЗ по ранее заданной программе.

6.Принцип адекватности обработок призабойных зон конкретным геолого-физическим условиям и коллекторским свойствам пласта в призабойной 'зоне и в целом по месторождению.

Системный подход позволяет комплексно решать поставленные задачи, принципиально отличается от существующей практики обработки призабойных зон как добывающих, так и нагнетательных скважин. Он позволяет не только интенсифицировать процесс разработки залежи за счет интенсификации притока, но и, в конечном счете, повызать нефтеотдачу пластов. Научная новизна и практическая полезность данного подхода защищена авторским свидетельством.

Опытно-промысловыми работами установлена принципиальная возможность регулирования охвата заводнением неоднородных, гидродинамически связанных пластов Талинской площади воздействием на призабойную зону нагнетательных скважин.

Для повышения эффективности работ по регулированию потоков

|

-14в условиях высоких температур наиболее целесообразно использовать растворы силиката натрия, являющегося высокотемпературны« реагентом. Объем закачки силикатных растворов должен составлять десятки кубометров на метр работающей толщины пласта. Для приготовления растворов на одну обработку необходимо не менее 100 т силиката натрия в товарной форме.

В четзертой главе на основании анализа характеристик обводнения скважин и пластов, эффективности работ по воздействию на призабойную зону скважин сформулированы основные требования, предъявляемые к технологии регулирования водопритоков и к используемым химическим реагентам применительно к условиям Талинского нефтяного месторождения.

С учетом требований, предъявляемых к технологии регулирования водопритоков и повышения охвата пласта заводнением высокотемпературных неоднородных пластов, были исследованы композиции, состоящие из смеси :

- стекло натриевое жидкое;

- соляная кислота;.

- биополимер-симусан.

Выбор этих химических реагентов в качестве исходных обусловлен их высокой термостабильностью, способностью регулировать время гелеобразования (соляная кислота), изменять реологические свойства растворов (биополимер-симусан).

В результате лабораторных исследований установлено, что с увеличением концентрации биополимера время гелеобразования раствора уменьшается, в то время как вязкость системы возрастает. Увеличение концентрации кислоты в растворе приводит

к сокращению времени- гелеобразования. Увеличение концентрации силиката натрия в растворе перемещает время гелеобразования в область более низк;:х концентраций исходных реагентов в композиции; модуль упругости с увеличением выдержки силикатно-полимерного геля увеличивается. Исследованные растворы, а также образующийся из них гель термостабильны (в пределах исследованной температуры г>100°С).

Лабораторными исследованиями на линейных моделях установлено, что закачка в пористую среду силикатно-полимерного раствора с последуюпим гелеобразованием приводит к снижению проницаемости воды на 2 - 3 порядка. Однако, при значительном снижении проницаемости, модели все же обладают остаточной проницаемостью. При этом в случае необходимости гель, образованный в пласте, можно разрушить закачкой другого активного агента (например, раствора щелочи). Исследованиями установлено, что образуемый гель выдерживает (не разрушаясь) градиенты давления, встречающиеся в практике разработки залежей при закачке воды в пласт (при исследованиях перепад давлений достигал 20 МПа).

Для проведения технологических операций необходимо было определить время гелеобразования раствора. Опытным путем были найдены зависимости времени гелеобразования силикатно-полимерных растворов от соотношения компонентов при различных температурах.

Эти параметры ЕыЗирают так, чтобы раствор до истечения времени гелеобразования успел пройти ствол скважины и призабойную зону, не образуя в них геля.

Учитывая, что на Талннском месторождении закачка силикатно-полимеркых гелей проведена в широком масштабе, автором

Оыла запроектирована и реализована в производстве установка по приготовлению силикатно-полимерного раствора производительностью 330 м3/сут.

Основным требованием к установке по приготовлению силикатно-полимерного раствора являлось точное дозирование и соблюдение обоснованных концентраций компонентов раствора.

Регулирование и дозировка составляющих компонентов (хидкое стекло, биополимер, кислота) обеспечиваются с помощью калиброванных кранов, а их перемешивание - с помощью блока эжекторов.

Проведение опытно-промысловых работ и отработка технологии проводились с учетом системного подхода на участках Талинского месторождения.

Основным требованием к опытному участку было следующее: опытный участок должен быть характерным (типичным) для разработки Талинского месторождения, чтобы технология работ и полученные результаты могли бы быть распространены и на другие участки месторождения.

Перед и после проведения по скважинам работ по закачке силикатно-полимерных растворов были выполнены гидродинамические и геофизические исследования. Этими исследованиямиЧустановлено, что после закачки силикатно-полимерного раствора в скважинах происходит перераспределение работающей толщины, повышается охват пласта воздействием.

Таким образом, на основании проведенных испытаний разработана и внедрена в производство технология повышения охвата заводнением высокотемпературных пластов. Данная технология включает в себя:

-17- разработанную рецептуру силпкатно-полинерного раствора с регулируемым временем гелеобразования в пласте;

- технологию приготовления силикатно-полимерных растворов с регулируемым содержанием исходных компонентов;

технологию ведения промысловых работ по обработке призабойной зоны скважины силикатно-полимерными растворами.

Технологический эффект от внедрения данной работы на Талинском месторождении заключается в дополнительной добыче нефти в количестве 37,5 тыс. тонн, уменьшении объемов попутно добываемой воды на 340 тыс. м3.

В пятой главе обоснованы условия вовлечения в разработку низкопроницаемых пластов Талинского месторождения с применением повышенных давлений нагнетания.

Совокупность как сложности геологического строения, так и физико-химических процессов, происходящих в призабойной зоне скважин, снизили эффективность системной технологии интенсификации разработки, с большим успехом применяемой в других районах Западной Сибири (объединения "Ноябрьскнефтегаз", "Сургутнефтегаз", "Нижневартовскнефтегаз" и другие).

Испытание и внедрение технологии повышения охвата заводнением силпкатно-полимерными гелями лишь частично решает проблему вовлечения в разработку слабодренируемых запасов. Поэтому азтором были выполнены исследования влияния повышенных давлений нагнетання на интенсификацию разработки запасов с ухудшенными коллектсрскими свойствами. Исследования выполнены экспериментально путем проведения опытно-промышленных работ на скважинах.

Применение повышенных давлений нагнетания обеспечивает

вовлечение в разработку запасов нефти в коллекторах с ухудшенными фильтрационными свойствами. В процессе повышения давления нагнетания до определенной величины происходит подключение в разработку новых, все менее проницаемых прослоев. Давление нагнетания, при котором основные прослои пласта вовлекаются в систему заводнения, называется оптимальным.

На двух нагнетательных скважинах Талинского месторождения №№ 5546 и 5434 были определены оптимальные давления нагнетания, найденные путем повышения давления нагнетания и определения гидродинамическими методами степени охвата пласта заводнением на установившихся режимах закачки воды. Установлено, что основные прослои пласта вовлекаются в систему разработки при давлениях нагнетания, равных 23 МПа (оптимальное давление).

Разработка мероприятий по внедрению повышенных давлений нагнетания для вовлечения в разработку слабодренируемых запасов должна быть определена для каждого участка залежи с учетом особенностей его геологического строения.

При совершенствовании системы разработки Талинского месторождения с учетом ее интенсификации, повышения охвата заводнением слабодренируемых запасов необходимо комплексное применение системной технологии в комбинации с мероприятиями по повышению давления нагнетания до оптимального значения.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ И ВЫВОДЫ 1. Высокая степень неоднородности пластов-коллекторов Талинского месторождения (пласты ЮК-10, ЕК-11) обусловлена наличием различных структур пустотного пространства. Эффективная толщина высокопроницаемых разностей (пустоты,

образованные зернами грубозернистой Фракшга) не превышает 2-3 м, проницаемость при этом достигает 522-10~3 мкм2, в то время как среднее значение проницаемости пласта ЮК-10 без учета этих разностей не превышает 47-Ю"3 мкм2. Коэффициент вариации проницаемости коллекторов Талинского месторождения в 3 - 4 раза выше, чем по другим месторождениям Среднего Приобья.

2. Активная выработка запасов нефти месторождения происходит из высокопроницаемых разностей. Выработка этих запасов практически заканчивается за несколько лет (в пределах до трех), обводненность продукции достигает 90-95% и стабилизируется, коэффициент нефтеотдачи не превышает 12-14"/.. Запасы нефти, находящиеся в остальной части разреза продуктивных пластов, дренируются очень слабо, практически не охвачены процессом воздействия и реального влияния на уровни добычи нефти не имеют.

С целью интенсификации выработки запасов разработана и внедрена в производство системная технология воздействия на пласт. Применение системной технологии принципиально отличается от существующей, используемой при обработке призабойных зон как добывающих, так и нагнетательных скважин, что позволяет не только интенсифицировать процесс разработки залежи, но и в конечном счете повысить и нефтеотдачу пласта. Данная технология с успехом применяется на месторождениях Среднего Приобья.-Научная новизна и практическая полезность технологии защищена авторским свидетельством №. 1478718.

4. По результатам промысловых испытаний установлено, что в условиях высоких пластовых температур в качестве тампонирующих материалов наибольшая эффективность достигается при

использовнии силикагелей. При этом определено, что для приготовления растворов на одну обработку необходимо не менее 100 т силиката натрия в товарной форме.

5. Разработан новый высокотемпературный гелеобразувщий состав на основе силиката натрия, биополимера и кислоты. Исходные компоненты недефицитны и обладают низкой стоимостью. Исследованы Факторы, определяющие технологические свойства растворов и условия гелеобразования, определены рецептуры растворов в зависимости от характеристики призабойной зоны скважины. Лабораторными исследованиями по Фильтрации на моделях установлено, что проницаемость образцов по воде через затампонированный силикагелем керн на 2-3 порядка меньше первоначальной. Однако затампонированкые образцы обладают остаточной проницаемостью, что весьма важно, так как позволяет,

в случае технологической необходимости, разрушить установленный экран другим химическим реагентом (например, раствором щелочи). Научная новизна и практическая полезность этой технологии подтверждена положительным решением ВНИИ ГПЭ по заявке № 4462838/24-03 СССР от 18. 0?. 88 года.

6. Результатами промысловых работ установлена высокая эффективность применения технологии повышения охвата пласта заводнением высокотемпературных неоднородных пластов Талинского месторождения силикатно-полимерными гелями. Эффективность технологии подтверждается результатами геофизических и гидродинамических исследований, а также построением характеристик вытеснения по участку проведения работ.

?. -Применение технологии повышения охвата пластов силикатно-полимерными гелями позволило дополнительно добыть

-2137,5 тыс. тонн нефти, снизить объем попутно добываемой воды на 340 тыс. м3.

8. Опытно-промышленными работами установлено, что для вовлечения в разработку слабодренируемых запасов нефти Талинского месторождения давление на устье нагнететельных скважин должно быть не менее 23 МПа. При этом, за счет раскрытия вертикальных и наклонных трещин обеспечивается стабильная работа нагнетательных скважин, увеличивается охват пласта заводнением.

9. В целях интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи в условиях Талинского месторождения необходимо одновременное ведение работ как по применению системной технологии обработки скважин, так и повышенных давлений нагнетания.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации защищаются следующие положения:

1. Способ системной обработки скважин нефтяного месторождения, заключающийся в последовательном воздействии на призабойную зону нагнетательных и добывающих скважин. Применение системного подхода при воздействии на пласт способствует интенсификации разработки и повышению нефтеотдачи (А. с.К 1526337).

2. Способ селективной изоляции неоднородного пласта, заключающийся в закачке в высокопроницаемыэ заводненные пропластки силикатно-полимерного раствора.

Заданные соотношения компонентов, температура забоя и пласта определяют время гелирования раствора, что позволяет

Л

устанавливать потокоотклоняющие экраны на определенном расстоянии от стенки сквахины (решение по заявке If 4462838/24-03 СССР от 18.07.88 г.).

3. Результаты экспериментальных исследований по определению оптимальных давлений нагнетания воды, обеспечивающих вовлечение в разработку коллекторов с ухудшенной проницаемостью.

Основные положения диссертации изложены в работах:

1. Состояние и пути повышения эффективности разработки месторохдений объединения- "Ноябрьскнефтегаз". В кн. "Повышение эффективности разработки месторохдений Западной Сибири на основе ускоренного внедрения достихений научно-технического прогресса". Тезисы докладов Всесоюзного совещания. Тюмень, 1986, с. 64-66 (совместно с Мухаметзяновым Р. Н., Туровым В. А.).

2. Инструкция по технологии воздействия на призабойную зону пласта в процессе его вторичного вскрытия. РД 39-0148070-230-87Р, МНГП. 1987, с. 35 (совместно с Даровских C.B., Булатовым P.A., Лепневым Э.Н. и др.).

3. Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные' пласты месторохдений ГЛАВТШЕННЕФТЕГАЗА; РД 39-0147035-254-88Р, с. 236 (совместно с Сургучевым М. Л., Горбуновым А. Т. и др.).

4. Способ системной обработки сквахин нефтяного месторохдения. A.c. If 1478718 (совместно с Сургучевым М. Л., Ждановым С. А. и др. ).

5. Эмульсионный состав для ограничения водопритоков. А. с. If 1526337 (совместно с Сидоровым И. А., Сорокиным А. Я. и др.).

6. Способ селективной изоляции неоднородного пласта.

Решение по заявке I? 4462838/24-03 от 18.0?. 88 г. (совместно с Титовым В. И., Дерябиным В. И. и др. ).

7. Разработка технологии увеличения охвата заводнением высокотемпературных неоднородных пластов. Материалы Всесоюзной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири". Тюмень, 1989, т. 2, с. 4.

8. Системная технология воздействия на пласт. Материалы Всесоюзной пколы передового опыта. МНГП СССР, Ноябрьск, 1989, с. 3-7 (совместно с Горбуновым А. Т., Мухаметзяновым Р. Н. )

9. Разработка нефтяных месторождений при оптимальных давлениях нагнетания. Материалы Всесоюзной пколы передового опыта. МНГП СССР, Ноябрьск, 1989, с. 121-128 (совместно с Бученковым Л. Н., Горбуновым А. Т.).

Соискатель А. Т. Кондратюк