автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение эффективности разработки залежей нефти в трещинно-поровых карбонатных коллекторах турнейского яруса

РГЗ од

На правах рукописи Экз. №

Нугайбеков Ардинат Галиевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА

Специальность 05.15.06

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа, 1997

Работа выполнена в НГДУ "Елховнефть" АО "Татнефть" и Уфимском государственном нефтяном техническом университете

Научный руководитель: Заслуженный деятель науки РБ,

доктор геолого-минералогических наук, профессор Хайрединов Н.Ш.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор

Мухаметшин В.Ш. кандидат технических наук, с. н. с Тимашев Э.М.

Ведущее предприятие: ТатНИПИнефть (г. Бугульма)

Защита состоится 29 мая 1997 г. в 15 часов на заседании диссертационного Совета К 104.01.01 при Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности по адресу: 450077 г. Уфа, ул. Ленина, 86 С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке БашНИПИнефть.

Автореферат разослан"^" 1997 г.

Ученый секретарь диссертациои

кандидат геолого-минералогичес

Ю.В.Голубев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В последнее время в Урало-Поволжье наблюдается устойчивая тенденция к снижению добычи нефти, ухудшению структуры извлекаемых запасов, что проявляется в росте запасов трудноизвлекаемой нефти увеличении количества пластов с осложненными геолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов. Основные запас-,1 нефти в карбонатных коллекторах сосредоточены в регионально нефтеносных турнейских и верей - башкирских отложениях. Ново-Елховское месторождение является вторым в Татарстане и третьим в Урало-Поволжье по запасам и достигнутому уровню добычи нефти.

Ограниченный и медленный ввод залежей нефти в карбонатных коллекторах в разработку объясняется низкой эффективностью их эксплуатации, при которой конечная нефтеотдача при разработке на естественных режимах и с применением предусмотренных плотностей сеток скважин, принятых для терригенных коллекторов составляет не более 20%. Использование методов поддержания пластового давления с закачкой в пласт воды, часто не дает положительных эезультатов, хотя при правильном выборе очагов для нагнетания воды гефтеотдача увеличивается до 30-40%. Низкая эффективность разработки эбъектов во многом объясняется причинами как геологического характера: тинзовидным строением нефтеносных пород-коллекторов, повышенной -еологической неоднородностью по различным направлениям, низкими соллекторскими свойствами, сложной и разнообразной структурой порового тространства, так и промыслового -ограниченной информацией о залежах, ограниченным количеством гидродинамических исследований, отсутствием :амостоятельной сетки, разработкой возвратными скважинами и т.д.

Актуальность исследований в этой области обусловлена сложностью -еологического строения объектов и процессов нефтеизвлечения в них, детали соторых не в полной мере учитываются при выборе и проектировании систем шработки.

Цель работы. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых :апасов нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса Ново-Елховского деторождения.

Основные задачи исследования

1.Выявить особенности геологического строения разработки залежей нефти урнейского яруса Ново-Елховского месторождения.

2.Провести геолого-технологический анализ применения методов увеличения [ефтеотдачи и обработок призабойных зон скважин исследуемых объектов.

3.Изучить кинетические характеристики и разработать способы интенсификации процесса подземного выщелачивания карбонатных нефтенасыщенных пород.

4.Разработать методы расчета основных технологических показателей комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллекторы; изучить влияние на выходные характеристики процесса основных параметров закачиваемых реагентов и пластовых условий.

5.Провести ОПР по испытанию комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллекторы и оценить его эффективность.

6.Разработать рекомендации по повышению эффективности эксплуатации залежей нефти турнейского яруса Ново-Елховского месторождения.

Научная новизна

1.Предложена система размещения добывающих и нагнетательных скважин для залежей нефти, характеризующихся различной плотностью запасов нефти и интенсивностью системы воздействия.

2.Предложены способы разработки нефтяных залежей с организацией системы заводнения коллекторов трещиноватого и линзовидного строения.

3.Получены регрессионные зависимости эффективности различных модификаций соляно-кислотного воздействия на призабойную зону скважин, позволяющие оптимизировать воздействие и прогнозировать ожидаемую эффективность.

4.На основании экспериментального изучения кинетических характеристик и способов интенсификации процесса выщелачивания карбонатных коллекторов получены статистические регрессионные модели, исследован вид и характер поведения целевых функций, определены их экстремальные значения.

5.Разработана методика расчета основных технологических показателей технологии комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллекторы.

6.Предложена технология комплексного физико-химического воздействия на призабойную зону скважин с применением в качестве рабочих агентов композиционных растворителей.

7.Предложена установка для ввода раствора ингибитора коррозии в систему утилизации сточной воды.

Практическая ценность работы. Проведены ОПР по испытанию технологии комплексного физико-химического воздействия на 16 скважинах башкирского и турнейского ярусов Ново-Елховского месторождения.

Результаты ОПР показали, что предложенная технология позволяет поднять эффективность СКО по показателю дополнительной добычи нефти на 83%, а по токазателю продолжительности эффекта на 106%. Оптимизация системы разработки 51-й залежи нефти турнейского яруса по показателям плотности сетки :кважин и интенсивности системы воздействия позволит довести конечный КИН № 14 (залежи, разрабатываемые на истощении) - 32% (залежи, разрабатываемые с аводнением).

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на всероссийском научно-техническом совещании по химическим реактивам (г.Уфа, 986), семинаре-дискуссии Волго-Камского регионального отделения РАЕН Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и ксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин" (г. Уфа, 996), на 2-й научно-технической конференции, посвященной 850-летию г. Москвы "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса оссии" (г.Москва, 1997).

Публикации. Основные результаты диссертации изложены в 9 работах ( в том исле в 1 а.с. и 2-х патентах РФ),

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, напочения, списка литературы из 68 наименований, написана на 141 листе ашинописного текста, содержит 60 рисунков и 24 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе рассмотрено геологическое строение и особенности пработки залежей нефти турнейского яруса Ново-Елховского месторождения.

Осадочная толща на Ново-Елховском месторождении представлена рригенно-карбонатными породами девонской, каменоугольной и пермской гстем. В разрезе нижнего карбона выявлены залежи нефти в терригенных ■ложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах рнейского яруса. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к карбонатным ллекторам верхнетурнейского и нижнетурнейского подъярусов.

Карбонатные породы турнейского яруса являются коллекторами трещинно-:рового типа, обладают высокой степенью неоднородности и сложены редующимися проницаемыми и непроницаемыми породами, невыдержанными площади и разрезу, в результате чего залегание коллекторов не имеет астового характера. Общая толщина карбонатных отложений турнейского яруса меняется в широких пределах. В зонах развития "врезов" толщина их мимальна, на остальной площади карбонатная толща кизеловско-черепетских ножений может достигать 38,4 м.

Средняя нефтенасыщенная толщина на Федотовской площади составляет всего лишь 3,8 м, на Ново-Елховской площади она значительно выше и равна 9,4 м. Залежи верхнетурнейского и нижнетурнейского под яруса в большинстве случаев имеют единый ВНК. Глубина залегания турнейских отложений изменяется от 956,0 до 1142,0 м. ВНК ступенчато погружается с юга на север от -847,4 м (Федотовская площадь) до - 898,8 (Акташская площадь). Средняя отметка ВНК ш Ново-Елховской площади - 887,9 м. Залежи турнейского яруса массивного типа. Е зонах распространения "врезов", где часть турнейских отложений размыта контуры нефтеносности резко сокращены или полностью отсутствуют эффективные нефтенасыщенные пропластки.

Природный режим залежей нефти упругий и упруговодонапорный.

По содержанию серы (2,9%), смол и асфальтенов (25%) и' парафина (3,5% нефти продуктивных отложений турнейского яруса относятся к тип; высокосернистых, смолистых и парафиновых. По химическому составу пластовьк воды относятся к хлоркальциевому типу.

В турнейском ярусе сосредоточено 62% балансовых и 48% извлекаемы: запасов нефти от их объема по нижнему карбону. Промышленная разработк турнейского яруса Ново-Елховского месторождения начата в 1979 год> Максимальная добыча нефти в размере 424,2 тыс.т была достигнута в 1991 год) При этом было отобрано 9,1% утвержденных извлекаемых запасов. Коэффициен нефтеизвлечения достиг величины 0,018. Темп отбора от НИЗ составил \,3°Л среднегодовая обводненность 24,9%.

Пробная закачка воды произведена в 1978 году, а в 1981 году началас опытная закачка на 3 участках, затем в 1988 году на самых больших началас промышленная закачка воды. В настоящее время с применением заводнени разрабатывается 8 залежей.

Среднегодовые объемы добычи нефти НГДУ "Елховнефть" по турнейском ярусу составляют 250-300 тыс.т. Всего же с начала разработки добыто т отложений турнейского яруса силами НГДУ Елховнефть 3 млн.283 тыс.т нефти.

Текущее состояние разработки продуктивных отложений нижнего карбог оценивалось по блокам. Внутри одного блока может находится несколько залеже] либо одна залежь может быть разделена на две части границами блока. С точк зрения грамотного анализа необходимо дифференцировать добычу флюидов степень выработки запасов отдельно по каждой залежи.

В представленной работе рассмотрена структура запасов нефти и выполне дифференцированный анализ состояния разработки и выработки запасов нефти г каждой залежи турнейского яруса. Анализ выполнен по результатам эксплуатащ 555 добывающих и 56 нагнетательных скважин.

Дифференцированный по залежам анализ выработки запасов позволил получить регрессионные зависимости текущего коэффициента извлечения нефти (КИН) от удельных запасов нефти и интенсивности системы заводнения. При одних и тех же удельных запасах нефти на скважину текущий КИН выше по залежам с заводнением, чем по аналогичным залежам, разрабатываемым без воздействия.

По результатам анализа выработки запасов установлено, что в настоящее время из 51 залежи турнейского яруса, находящихся на балансе НГДУ "Елховнефть", не разрабатываются 32 залежи с суммарными запасами 9,8 млн.т

Анализ выработки запасов показывает, что в целом по турнейскому ярусу на балансе НГДУ "Елховнефть" находится 51 залежь. Из них 30 в верхнетурнейском подъярусе и 21 в нижнетурнейском под ярусе. В разработке находится 19 залежей верхнетурнейского подъяруса. Не вовлечены в разработку 32 залежи 9,8 млн.т балансовых запасов нефти. Интенсивность системы разработки залежей крайне низка. Текущий КИН составляет в среднем по разрабатываемым залежам 3,4%, при проектном 20%. Диапазон изменения текущего КИН от долей процента до 13,5%. Стабильный текущий КИН 3-4% наблюдается по залежам с организованной системой заводнения. Реализуемые на каждой залежи системы разработки значительно отличаются друг от друга по своей эффективности.

На половине залежей нефти плотность сетки добывающих скважин составляет от 30 до 165 га/скв., удельные запасы нефти, приходящимися на одну скважину от 200 до 1500 тыс.т. Следовательно, на этих залежах в настоящее время вообще отсутствует какая-либо система разработки. Подтверждение тому -достигнутые текущие КИН - максимум 4-5%.

Значительно эффективнее разрабатываются залежи на которых организована система заводнения. Таких залежей - 8. Текущий КИН по ним меняется уже в пределах от 2 до 13,5%. В работе установлено, что эффективность реализуемой системы разработки залежей нефти турнейского яруса в основном определяется двумя наиболее значительными факторами:

- удельными запасами приходящимися на одну скважину ((¿е/Ыд),

- интенсивностью системы воздействия (системы заводнения, а именно :оотношением объемов закачанной воды и отобранной жидкости).

Во второй главе выполнен анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи и обработок призабойных зон скважин.

По анализируемому объекту (залежи турнейского яруса) основным видом воздействия на призабойную зону и пласт являлся традиционный для карбонатных отложений вид обработки призабойной зоны - различные модификации соляно-кислотных обработок (простые СКО, комплексные, глубокие ОПЗ и др).

В последние годы наметилась тенденция к снижению эффективности соляно-кислотного воздействия. Продолжительность эффекта снизилась до 3-х месяцев, прирост дебетов по нефти до 0,5 т/сутки, коэффициент успешности - 50%. Кратность обработок до 3-4, с увеличением кратности эффективность снижается. Общее годовое количество обработок снизилось до 25-30.

Накопленный в НГДУ "Елховнефть" опыт соляно-кислотного воздействия на продуктивные залежи турнейского яруса позволил обобщить и систематизировать его результаты. Была создана база геолого-промысловой и технологической информации по 400 СКО в добывающих и 23 СКО в нагнетательных скважинах за весь период разработки продуктивных отложений. На этой основе были проведены исследования, направление на оптимизацию соляно-кислотного воздействия и прогнозирование ожидаемой эффективности.

Применение методов статистической обработки промысловых материалов позволяет установить влияние различных факторов и получить относительнс простые аналитические выражения, связывающие эти факторы с основные показателем процесса.

Исходными параметрами для анализа являлись: - накопленный эффект (АО);

-геолого-физические: эффективная мощность (Нэ), доля эффективно} мощности от общей, эффективная пористость (Кп), нефтенасыщенность (К„), числ( нефтенасыщенных пропластков, мощность нефтенасыщенных пропластков;

-эксплуатационные: дебит нефти до обработки, время работы скважины д( начального воздействия, начальный дебит, начальное пластовое давление I газовый фактор, максимальный дебит до первой обработки, доля отобранны; запасов от извлекаемых;

-параметры технологического процесса: кратность обработки, объеи раствора соляной кислоты (Ук), его концентрация, время и скорость закачю раствора кислоты, удельный расход раствора кислоты на метр продуктивно! толщи.

Абсолютные значения этих параметров для выделенных объектов меняются в широких пределах.

После проведения факторного и регрессионного анализов получена модель твисимости влияния основных геологических и технологических параметров на )ффективность соляно-кислотного воздействия. Эта зависимость представлена в шде диаграммы, апроксимированной полином

AQ= 17,0 + 0,84Vk - 0,39 Vk2 + 0,003 (НэКпКн)

Полученная модель обеспечивает приемлемую точность прогноза величины (ффекта от проведения СКО и позволяют повысить результативность обработок за :чет выбора скважин с определенными геолого-физическими условиями и технологическими параметрами обработки.

Третья глава посвящена экспериментальному исследованию кинетических :арактеристик и способов интенсификации процесса выщелачивания гефтенасьиценных карбонатных пород растворами соляной кислоты и ;омпозиционными растворителями.

Изучению процесса выщелачивания пород в растворах различных кислот и их ;омбинаций посвящены работы Б.Г. Логинова, Малышева Л.Г., Гарифуллина U.C., В.А. Амияна, B.C. Уголева, Т.М. Мамедова, В.И. Кудинова, Б.М. Сучкова, J.E. Андреева, С.А. Блинова и др. Основная часть этих исследований выполнена в вязи с разработкой технологий СКО призабойных зон добывающих и [агнетательных скважин за счет образования каналов растворения и увеличения [роницаемости призабойной зоны пласта. Причем, как правило, чем медленнее [ейтрализуется кислотный раствор, тем эффективнее обработка, именно поэтому [ри исследовании кинетики процесса растворения карбонатных пород ставилась [ель: найти способы замедления скорости реагирования кислоты с породой для [родавливания кислоты на максимальное расстояние от ствола скважины с охранением большей доли ее активности.

Такая постановка применима для технологии продавливания кислотного аствора в продуктивный коллектор, представленный пористыми, пористо-рещиноватыми и трещиновато-пористыми разностями. При более сложной груктуре, характеризующейся линзовидностью строения, подобные технологии е приносят эффекта, а во многих случаях приводят к отрицательным оследствиям. Для таких коллекторов наиболее эффективна технология создания аверн-накопителей путем проведения многократных соляно-кислотных ванн (К.Б. .широв).

При проведении соляно-кислотных ванн интенсификация процесса может быть достигнута за счет увеличения скорости и полноты растворения карбонатной породы.

С этой целью в работе приведены результаты трех серий экспериментального изучения исследуемых процессов.

В первой серии экспериментов проведено исследование кинетики массообменных процессов в системе "нефть-растворитель".

В реальных условиях продуктивных пластов существенным фактором, оказывающим влияние на кинетические характеристики выщелачивания нефтенасыщенной карбонатной породы, является наличие на ее поверхности адсорбированных активных компонентов нефти, формирующих граничный слой, который экранирует эту поверхность и снижает площадь фазового контакта кислоты с породой.

Наличие экранирующей пленки на поверхности породы предполагает в качестве интенсифицирующего фактора органического растворителя. Таким растворителем нами выбран 4,4-диметил-1,3 диоксан (ДМД) из класса гетероциклических ацеталей, являющихся полупродуктом производства изопропена и обладающий рядом положительных свойств (высокая растворимость углеводородных компонентов, растворимость в воде, антикоррозионные свойства, доступность и т.п.).

Для изучения этих процессов применялся один из известных методоЕ математического планирования экспериментов - рототабельное центральное планирование экспериментов (РЦКП) второго порядка.

В качестве входных переменных нами были выбраны: X, -начальна* концентрация ДМД в воде, %; Х2 -температура процесса, °С. Выходныр. параметром (функцией отклика) являлся У - коэффициент распределения ДМД I системе "нефть-вода". Коэффициент распределения определяется как отношенш концентрации ДМД в нефти к концентрации ДМД в воде после контакта с нефтью

После обработки результатов спланированного эксперимента на ЭВМ быт получено следующее регрессионное уравнение

У= 2,365 + 0,935Х2 + 0.122Х,2 + 0,164Х22 (1

которое адекватно описывает экспериментальный материал по критерии Фишера.

Анализ уравнения (1) показал, что коэффициент распределения практичесю не зависит от начальной концентрации диоксана, и существенно зависит о температуры процесса. С ростом температуры коэффициент распределени. возрастает. Так, при 20°С концентрация ДМД в воде через 24 часа составляет 45°/ от начальной, а при температуре 80°С- лишь 20%, т.е. с увеличением температурь уменьшается количество ДМД, находящегося в водной фазе, и растет количеств! перешедшего в нефть растворителя.

Во второй серии экспериментов исследована кинетика процесса выщелачивания нефтенасыщенных карбонатных пород в различных условиях. Изложена методика подготовки образцов, проведения экспериментов, описана установка.

На основе проведенных исследований делается вывод о том,что применение добавки ДМД к раствору НС1 дает следующие результаты: 1) скорость взаимодействия с породой в 3,5 раза выше; 2) полнота растворения карбонатной породы кислотой возросло с 49,2 до 87,5%. Кроме того, как показали эксперименты, добавка органического растворителя не влияет на кинетику процесса растворения чистой карбонатной породы (без нефтяной пленки).

Анализ экспериментальных данных позволяет установить, что температура, при которой происходит процесс выщелачивания нефтенасыщенной карбонатной породы, оказывает значительное влияние на полноту растворения и скорость реакции. Полнота растворения увеличивается с 50% при температуре 25°С до 96% при температуре 75°С, а скорость растворения - с 0,04 дм3/с до 0,009 дм3/с соответственно.

В дальнейшем, при более детальном исследовании кинетики процесса выщелачивания карбонатной нефтенасыщенной породы композиционным растворителем (третья серия экспериментов) вновь использовался математический аппарат рототабельного композиционного планирования экспериментов второго порядка.

В качестве входных переменных были выбраны следующие параметры: X, -концентрация органического растворителя 4,4 -диметил-1,3-диоксана в смеси с 15%-ным водным раствором соляной кислоты; Х2 - температура процесса. Выходными параметрами (функциями отклика) были У! -время окончания реакции; У2 и Уз - соответственно коэффициенты С и а в уравнении (2) кинетической характеристики процесса

У= Ста (2)

где V - объем выделяющейся двуокиси углерода; т- время реакции; У4 -полнота растворения; У5 - скорость растворения породы.

После обработки результатов спланированного эксперимента на ЭВМ были

получены следующие регрессионные уравнения.

У, = 474 - 410Х, + 974Х2- 171Х,2+1404Х22 + 309Х,Х2 (3)

У2 = 0,23 + 0,4 IX, +0,22Х,2 (4)

Уз = 0,45 - 0,26X1+ 0,08Х2 + 0,06Хх2 -0,11 Х,Х2 (5)

У4= 80,79 +8,08Х,- 10,90Х,2 (6)

У5 = 0,02 + 0,02X1 + 0,01Х(2

(7)

Анализ уравнений регрессии позволяет делать следующие выводы: 1) все функции отклика имеют нелинейный характер; 2) функции У! и У3 являются поверхностями второго порядка, а вид функции Уг, Уь У5 соответствует уравнению параболы, и зависит только от Xi - чем больше концентрация ДМД в смеси, тем большее значение принимает коэффициент С в естественной кинетической характеристике и тем выше скорость растворения; 3) увеличение концентрации ДМД в смеси приводит к сокращению, а /увеличение температуры, наоборот, к росту времени окончания реакции, причем, влияние температуры на У1 значительное, взаимодействие двух этих факторов приводит также к увеличению значений Уь 4) увеличение концентрации ДМД ведет к снижению коэффициента в естественной кинетической характеристике, а увеличение температуры к его росту, причем, влияние Xi значительней, чем влияние Х2, а взаимное влияние вследствие этого однонаправленно с влиянием Хь 5) график функции У4 имеет максимум при Х2 = 0,366 (9,4% МДМ).

Четвертая глава посвящена теоретическому исследованию процесса комплексного физико-химического воздействия на карбонатный коллектор композиционным растворителем.

Приведен обзор работ по особенностям извлечения нефти из карбонатных коллекторов. Этим вопросам посвящены многочисленные труды M.JI. Сургучева, В.И. Колганова, В.Е. Гавуры, К.С. Баймухаметова, Е.В. Лозина, И.И. Абызбаева, М.М. Саттарова, Н.Ш. Хайрединова, В.Д. Викторина, H.A. Ложова, И.Д. Амелина, K.M. Федорова, В.Е. Андреева, Ю.А.Котенева, Р.Х. Муслимова, Р.Г.Галеева, Р.Г. Абдулмазитова, В.Ш. Мухаметшина, К.Б. Аширова, Р.З. Мухаметшина, М.А. Токарева, В.И. Кудинова, Б.М. Сучкова, Р.Н.Дияшева, Э.И.Сулейманов и др. Рассмотрены физико-химические свойства поверхности пустотного пространства и пластовых флюидов, технологические особенности солянокислотного воздействия на карбонатные коллекторы с регулированием процесса углеводородными растворителями.

Исследование гидродинамики процесса выщелачивания нефтенасыщенных карбонатных пород композиционными растворителями рассматривается в рамках равновесной изотермической фильтрации несжимаемой многокомпонентной системы жидкостей с учетом физико-химических превращений для линейного двумерного случая. Анализ процессов проведен в крупномасштабном приближении, пренебрегающем капиллярными, диффузионными и неравновесными эффектами.

Предложен общий подход к математическому моделированию процесса соляно-кислотной обработки карбонатного нефтеносного пласта в рамках допущений механики многофазных сред.

Проанализированы замкнутые модели для воздействия раствором соляной кислоты на нефтесодержащий пласт, а также для двухфазного фильтрационного течения в макронеоднородном пласте при давлениях выше критического.

Получены аналитические решения задачи вытеснения нефти раствором соляной кислоты из пласта в одномерной постановке. Разработан численный алгоритм и реализующая его программа для ЭВМ по расчету соляно-кислотного воздействия на нефтесодержащий пласт. Создана также программа, позволяющая строить приближенные конечно-разностные решения различных вариантов нестационарных двумерных профильных задач соляно-кислотной обработки карбонатного пласта линзовидного строения. Получены распределения водонасыщенности, концентраций соляной кислоты, давления и других параметров, характеризующих фильтрационный поток.

Проанализированы установленные режимы фильтрации при соляно-кислотной обработке карбонатного пласта. Оказалось, что решение задачи о внутрипластовом выщелачивании имеет выраженный фронтальный характер течения. Для аналитического решения химическая реакция происходит на фронте. При численном же решении растворение известняка соляной кислотой наблюдается в узкой зоне. Выделяющийся в результате взаимодействия активного агента с породообразующим минералом диоксид углерода представляет собой дополнительно свободную фазу, движущуюся в форме оторочки. Выше критической точки газ полностью растворяется в жидких фазах. В обоих случаях наблюдается снижение вязкости нефти, что повышает эффективность вытеснения. Существенной особенностью двумерных численных решений является устойчивое перемещение фронта вытеснения, а также явление выработки не только высокопроницаемых линз, но и низкопроницаемой части пласта.

По результатам экспериментального и теоретического исследования предложена технология комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллекторы с применением композиционного растворителя, состоящего из смеси 15%-ного раствора соляной кислоты и 5%-ного раствора ДМД. Обработка призабойных зон скважин композиционным растворителем проводится из расчета 1 м3 смеси на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Приведены результаты опытно-промышленных работ по испытанию предложенной технологии на 16 скважинах Ново-Елховского месторождения. Анализ результатов ОПР показал, что применение технологии комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллекторы турнейского яруса позволяет поднять эффективность обработок по показателю дополнительной добычи нефти на 83%, а по показателю продолжительности эффекта на 106%.

В пятой главе рассмотрены вопросы геолого-технологического обоснования повышения эффективности разработки залежей нефти турнейского яруса Ново-Елховского месторождения. Как показали промысловые эксперименты, отдельные залежи или их участки будут разрабатываться при естественном режиме истощения пластовой энергии, поскольку организация закачки воды в пласт не всегда приносит желаемые результаты. Причиной тому является низкая продуктивность и линзовидное строение пород-коллекторов, при которых добывающие скважины не испытывают положительного влияния нагнетаемой воды. Поэтому в данных условиях важным является правильный выбор плотности сетки скважин в зонах разбуривания объектов с целью достижения удовлетворительных технико-экономических показателей при максимально возможной степени выработки запасов нефти. С другой стороны, выявление участков, разбуривание которых на сегодняшний день является экономически не выгодным (ввиду низких значений извлекаемых запасов), позволит более рационально использовать средства нефтегазодобывающих предприятий.

В связи с вышеизложенным для выбора и обоснования плотности сетки скважин при разработке залежей на естественных режимах истощения пластовой энергии получены статистические зависимости текущего и прогнозного конечного КИН от плотности сетки скважин и удельных запасов на скважину. Расчеты, приведенные по этим зависимостям, показывают, что в условиях рассматриваемых объектов уплотнения сетки скважин до 4-9-104 м2/скв позволит получить значения коэффициентов конечной нефтеотдачи на уровне 7-14%.

В этой же главе рассматриваются вопросы совершенствования системы заводнения залежей турнейского яруса. По восьми залежам, разрабатываемым с заводнением по характеристикам вытеснения были рассчитаны извлекаемые запасы и КИН, а также получены статистические зависимости текущего и прогнозного конечного КИН от интенсивности системы воздействия, плотности сетки скважин и удельных запасов на скважину.

Анализ полученных зависимостей показал, что при уменьшении плотности сетки (или величины удельных запасов) и одновременном увеличении компенсации отбора закачкой величины достигнутого КИН возрастают. Соотношение накопленных закачки к отбору жидкости по рассматриваемым залежам колеблется от 10 до 900%. При таком высоком соотношении не наблюдается интенсивного роста обводнения. Этот факт косвенно подтверждает, что закачиваемая вода по системе вертикальных и субвертикальных трещин уходит под залежь в водоносную часть пласта и вытесняет нефть с ее подошвы.

При этом интенсифицируется естественный упруго-водонапорный режим работы залежей.

Предложены способы разработки заводнения залежей с коллекторами, имеющими линзовидное строение, а также позволяющие учитывать естественное направление трещин в продуктивном пласте. Первый способ отличается тем, что на залежи выделяются зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, на которых определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50-0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переходит в нагнетательные, формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне с повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14-1,15 г/см3 циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут. В качестве рабочего агента плотностью 1.14-1,15 г/см3 используют турнейскую пластовую воду (пат. РФ № 2061178).

Второй способ заключается в том, что запежи выделяют участки разработки в виде изолированных одна от другой линз, насыщенных нефтью, в пределах этих участков отбирают нефть до снижения начального пластового давления на 20 -25%, в добывающих скважинах определяют пористость и проницаемость коллектора, мощность пласта и текущее пластовое давление, затем выбирают одну или несколько добывающих скважин, расположенных в центральной части участка разработки с наибольшими значениями пористости и проницаемости, мощностью не ниже среднего значения по участку и наименьшим значением пластового давления и переводят выбранные скважины в нагнетательные, при этом производят месячную закачку рабочего агента плотностью 1,09 -1,11 г/см3 в объеме дебитов жидкости. В качестве рабочего агента плотностью 1,09-1,11 г/см3 используют попутную девонскую воду, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины производят в циклическом режиме: 10-20 сут. закачка, 10-20 сут. остановка (пат. РФ № 2061179).

Выполненные исследования и полученные результаты позволяют оптимизировать систему заводнения на разрабатываемых залежах и эффективно организовать ее на залежах, работающих на естественных режимах и на вновь вводимых в разработку.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.Значительным резервом в добыче нефти Ново-Елховского месторождения являются карбонатные залежи нефти турнейского яруса нижнего карбона. По разрабатываемым залежам эффективность разработки низкая, текущий КИН -3,4%.

2.Проведен подробный анализ эффективности применяемых методов воздействия на ПЗП и пласт в целом. Получены регрессионные зависимости эффективности различных модификаций СКО, позволяющие оптимизировать воздействие и прогнозировать эффективность.

3.Экспериментально показано, что интенсификация процесса выщелачивания нефтенасыщенных карбонатных пород раствором соляной кислоты достигается за счет увеличения температуры и применения композиционных растворителей -смесей водных растворов соляной кислоты и органического растворителя. Применение в качестве растворителя смеси водных растворов НС1 и 4,4-диметил-1,3 диоксана приводит к увеличению полноты растворения до 88%, а скорость реакции возрастает при этом в 3,5 раза. Полученные результаты использованы при разработке технологии комплексного фюико-химического воздействия на карбонатные коллекторы турнейского яруса Ново-Елховского месторождения.

4.Разработаны методы расчета основных технологических показателей процесса комплексного физико-химического воздействия на нефтенасыщенный карбонатный коллектор с применением композиционного растворителя. Для двумерных профильных задач получены распределения насыщенностей кислоты, давления и других параметров, характеризующих фильтрационный поток. Выполненные теоретические исследования позволили разработать численный алгоритм и реализующую его программу по расчету технологических показателей комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллекторы.

5.Проведены ОПР по испытанию технологии комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллекторы турнейского яруса Ново-Елховского месторождения, которые показали ее высокую технологическую и технико-экономическую эффективность.

6.По результатам дифференцированного анализа выработки запасов нефти предложена система размещения добывающих и нагнетательных скважин для залежей нефти, характеризующихся различной плотностью запасов нефти и интенсивностью системы воздействия. Предлагаемые мероприятия позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти и увеличить конечный КИН на 5-7%.

7.Предложены способы разработки залежей с коллекторами имеющими линзовидное строение и позволяющими использовать естественное направление трещин в продуктивном карбонатном пласте.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В диссертационной работе защищаются следующие основные

положения:

- геолого-статистические зависимости влияния геолого-физических и технологических факторов на текущую и конечную нефтеотдачу залежей нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса Ново-Елховского месторождения;

- экспериментальное и теоретическое обоснование комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллекторы композиционным растворителем;

- регрессионные зависимости эффективности применяемых методов воздействия на призабойную зону скважин от геолого-физических и технологических факторов, предназначенные для повышения эффективности обработок и прогнозирования величины эффекта;

- технология комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллекторы композиционным растворителем (смесь водных растворов НС 1 иДМД).

- способы разработки залежей нефти, представленных карбонатными трещиновато-пористыми коллекторами линзовидного строения (на истощении и с заводнением).

Материалы диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Андреев В.Е., Блинов С. А., Нугайбеков А.Г.,Самирханов Ш.М. Промысловые испытания технологии комплексного физико-химического воздействия на призабойную зону карбонатных коллекторов. - В кн.: Научно-техническое совещание по химическим реактивам: Тез.докл. и стенд.сообщ. - Уфа, 1986, с.69.

2.А.с. 1554513 (СССР) Устройство для ввода раствора ингибитора коррозии в систему утилизации сточной воды: Уфим.нефт. ин-т. Авт. изобрет. А.А.Гилязов, М.З. Тазиев, А.Г, Нугайбеков, Т.А. Снигирь. опубл. в Б.И., 1990. №3.

3.Пат. 2061178 (РФ) Способ разработки нефтяной залежи: Татнефтеотдача. Авт.изобрет. Э.И.Сулейманов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.Н. Билалова, А.Г. Нугайбеков, А.З. Нафиков, А.С.Калимуллин - заявл. 08.06.95, выдано 27.05.96.

4.Пат.20б1179 (РФ) Способ разработки нефтяной залежи : Татнефтеотдача. Авт.изобр. Э.И. Сулейманов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.Н. Билалова, А.Г. Нугайбеков, А.З. Нафиков, A.C. Калимуллин - Заявл. 08.06.95, выдано 27.05.96.

5.Андреев В.Е., Блинов С.А., Нугайбеков А.Г. Кинетика неизотермического выщелачивания карбонатных коллекторов нефти раствором соляной кислоты. -Башкирский химический журнал. - т.З, №7, 1996, с. 40-42.

6.Андреев В.Е., Блинов С.А., Нугайбеков А.Г. Кинетика выщелачивания карбонатных коллекторов нефти композиционным растворителем. Башкирский химический журнал. - т.З, №7, 1996, с. 43-47.

7.Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Блинов С.А., Федоров K.M., Котенев Ю.А., Нугайбеков А.Г. Применение комплексного физико-химического воздействия для вторичного вскрытия пластов, представленных карбонатными коллекторами. - В кн.: Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: Тез. докл. - Уфа, 1996.

8.Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Блинов С.А., Федоров K.M., Нугайбеков А.Г. Комплексная система повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: - В кн.: Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России (секция 2. Методы и технические средства повышения нефтегазоотдачи пластов): Тез.докл. 2-й научно-технической конференции, посвященной 850-летию г. Москвы. - М.:,1996, с.47-48.

9.Федоров K.M., Андреев В.Е., Нугайбеков А.Г. Моделирование процесса комплексного физико-химического воздействия на карбонатный коллектор,- В кн.: Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России (секция 2. Методы и технические средства повышения нефтегазоотдачи пластов): Тез.докл. 2-й научно-технической конференции, посвященной 850-летию г. Москвы. -М:, 1996, с. 60-61.

Соискатель: . г/у* л А.Г.Нугайбеков