автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение эффективности выработки запасов углеводородов из сложнопостроенных месторождений типа Талинского

г Г Б ОА г 1 ли?

Государственная Академия нефти и газа имени И.М. Губкина

На правах рукописи УДК 662.276.1/4

КОНДРАТЮК АЛЕКСЕЙ ТЕРЕНТЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТИПА ТАЛИНСКОГО

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва -1997

Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе "Кондпзтролеум" и Государственной Академии Нефти и Газа имени И.М. Губкина

Научный консультант - д.т.н., профессор Мищенко И.Т. Официальные оппоненты - д.т.н., профессор Жданов O.A.

- д.т.н., профессор Желтев Ю.П.

- д.т.н., профессор Саттаров М.М.

Ведущее предприятие - Акционерное общество «Ноябрьскнефтегаз»

Защите диссертации состоится * < 19Э7 года в часов

"ÖP" минут на заседании диссертационного Совета Д 052.27.04 по защите

диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Государственной Академии Нефти и Газа им. U.M. Губкина по адресу: 117917, Москва, Ленинский проспект,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственной Академии Нефти и Газа им. ИМ. Губкина.

Автореферат разослан ^ 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета д. т. н., профессор

С^с^^сУ^Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В последние годы все в большем объеме вводятся в разработку месторождения с трудно извлекаемыми запасами. В течение последних десятилетий уровень добычи нефти в стране определялся, в основном, разработкой месторождений Западной Сибири. Однако, к концу 80-х годов активные запасы таких крупных месторождений, как Самотлорское, Суторминское, Варьеганское, Муравленковское и другие, оказались в значительной степени выработаны. На сегодня более 80% запасов нефти уже вовлеченных в разработку месторождений на территории Западной Сибири приурочены к категории трудноизалекаемых, в основном, ло причине низкий проницаемости коллекторов. Текущий коэффициент нефтеотдачи объектов, представленных низкопроницэемыми коллекторами, з настоящее время не превышает 6-3%.

В такой ситуации особо актуальной становится задача повышения эффективности разработки месторождений нефти с труднсизвлекаемыми запасами. Как правило, трудность в разработке таких месторождений обусловлена как горно-геологическим строением залежи (высокая степень неоднородности, низкая проницаемость коллекторов и т.д.), так и физико-химическими характеристиками пород-коллекторов, а также насыщающих их флюидов (высокая пластовая температура, высокий газовый фактор, повышенное содержание парафина, высокое давление насыщения нефти газом и вариация этих характеристик в широких пределах).

К таким объектам относятся месторождения Красюленинского свода, крупнейшим из которых является Талибское. Основными объектами разработки являются юрские продуктивные отложения.

Сложность геологического строения обуславливает некоторые особенности выработки запасов нефти и работы скважин. Это в первую очередь проявляется в высоком темпе обводнения скважин, низкой текущей нефтеотдаче при высокой степени обводненности продукции. Так, в течение первых 6-Э месяцев обводненность продукции достигает 70-80%, скважины переводятся на механизированный способ добычи, а при обводненности 90-95% текущая нефтеотдача по участкам разработки не превышает 11%. При этом охваг заводнением нефтенасыщенной толщины пласта крайне невелик - дренируются ?

основном наиболее проницаемые интервалы, занимающие в общем разрезе не более 15-20%. Основная часть разреза, его низкопроницаемая часть, содержащая более 70% запасов нефти, в активную разработку практически не вовлечена.

Талинское месторождение, являясь одним из наиболее крупных нефтяных месторождений России, характеризуется следующими особенностями:

начальное пластовое давление примерно на 10-15% ниже гидростатического (при средней глубине эксплуатационного объекта 2700 м пластовое давление для обычных месторождений должно составлять 28,35 МПа);

- высокая пластовая температура, превышающая 100°С (геотермический градиент соответствует нефтяным месторождениям Казахстана);

- высокое соотношение давления насыщения и начального пластового давления, составляющее 0,7-0,8 (для обычных месторождений это соотношение, как правило, не превышает 0,5);

- высокая газонгсыщенность нефти и ее низкая вязкость в пластовых условиях (менее 0,5 мЛа-с);

- высокая неоднородность коллектора по проницаемости (коэффициент вариации проницаемости коллекторов в 3-4 раза выше, чем по другим месторождениям Западной Сибири).

Указанные особенности существенным образом отличают Тапинское месторождение от обычных. Именно поэтому автор посчитал возможным введение понятия "месторождение типа Таликского".

В связи этим обоснование путей повышения нефтеотдачи пластов местороадений с трудноизвлекаемыми запасами нефти является особо актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли страны.

Цель работы. Анализ состояния выработки запасов углеводородов Талинского месторождения - одного из самых сложных месторождений Российской Оедерации, обоснование и разработка методов, повышающих эффективность и степень извлечения запасов как за счет управления режимами работы добывающих и нагнетательных скважин, так и за счет новых технологических процессов воздействия на высоконеоднородные объекты разработки.

Основные задачи исследований. _

1. Оценка влияния на эффективность выработки запасов процессов, протекающих в залежи как а период первичного вскрытия, так и в период отбора углеводородов осуществляемой системой разработки (за счет режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, а также за счет свойств пластовых флюидов).

2. Исследование условий "загибания" индикаторных диаграмм скважин, а также факторов, определяющих этот процесс с оценкой влияния забойных давлений и депрессий на темпы отбора пластовой продукции.

3. Обоснование рациональных режимов эксплуатации добывающих скважин Талинского месторождения с целью- максимизации текущего коэффициента нефтеотдачи.

4. Исследование закономерностей влияния применяемой системы поддержания пластового давления закачкой воды и технологических характеристик системы разработки на эффективность выработки запасов из сложнопостроенных месторождений типа Талинского.

5. Причины и механизм отключения от процесса разработки низкопроницаемых объектов, обоснование и разработка технологий повышения эффективности выработки запасов углеводородов из высоконеоднородных по проницаемости коллекторов.

6. Промышленные испытания разработанных технологий повышения текущего коэффициента нефтеотдачи сложнопостроенных залежей и обоснование рациональных забойных давлений нагнетания воды с целью максимизации добычи нефти.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе ретроспективного анализа геологических, геофизических и промысловых материалов ОАО "Кондпетролеум". Часть задач решена аналитически с использованием численных методов, другая часть - экспериментально в лабораторных и промысловых условиях. Основные задачи решены на базе широкомасштабных промысловых исследований на нефтяных месторождениях ОАО "Кондпетролеум".

Научная новизна

1. На основании гидродинамических исследований эксплуатационных скважин, численного моделирования процесса вытеснения нефти и

статистического анализа исходного промыслового материала по разработке Талинского месторождения впервые доказано, что существенное снижение забойного давления в добывающих скважинах (Р»в < 0,6-Р.к) приводит не тзлысо к снижению текущего коэффициента нефтеотдачи, но и к трансформации режима дренирования (режим вытеснения трансформируется в режим истощения).

по ОСииовмии маI сма I шчсы^ум мидели ииомс^Ллищ дппжеппя пс^г'1 п,

газа и воды в неоднородном пласте с учетом фазовых превращений объяснено явление 'загибания' индикаторных диаграмм схважин и установлены факторы, лежащие в основе этого явления, которые полностью подтверждены результатами многочисленных промысловых гидродинамических исследований скважин.

3. Для месторождений типа Талинского определены критические забойные давления для добывающих скважин, установлены максимально возможные депрессии, соответствующие максимальному дебиту добывающих схважин и, соответственно, максимальному текущему коэффициенту нефтеотдачи.

4. Впервые установлены причины низкой эффективности выработки запасов нефти из высоконеоднородных пластов с применением заводнения. Раскрыт механизм отключения от процесса разработки низкопроницаемых объектов, заключающийся в их блокировке со стороны добывающих скважин свободным газом, выделившемся в пористой среде, а со стороны нагнетательных скважин - кольматацией призабойной зоны механическими примесями и остаточной нефтью, содержащимися в закачиваемой воде.

5. Разработаны принципы повышения выработки запасов нефти из месторождений типа Талинского, базирующиеся на созданных комплексных технологиях, включающих как элементы физико-химического, так и гидродинамического воздействия.

Новизна решений подтверждена четырьмя авторскими свидетельствами СССР и решением ВНИИГПЭ о выдаче пяти патентов Российской Федерации.

Практическая полезность. На основании выполненных исследований определены основные факторы низкой эффективности выработки запасов Талинского месторождения, воздействуя на которые можно добиться положительных результатов. В частности, для месторождений типа Талинского, характеризующегося высокой степенью неоднородности коллектора по проницаемости и высокой газонасыщенностью пластовой нефти при высоком

давлении насыщения, эксплуатация добывающих скважин должна осуществляться при забойных давлениях, практически равных давлению насыщения. Эксплуатация скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения приводит к формированию режима растворенного газа, критические забойные давления в добывающих скважинах при котором должны удовлетворять условию Р1а5 > 0,6-Рпас- В условиях применения поддержания пластового давления закачкой воды забойные давления в нагнетательных скважинах не должны превышать бокового горного давления, что позволяет избежать создания трещин а высокопроницаемой части продуктивного горизонта со стороны нагнетательных скважин и преждевременного и быстрого обводнения добывающих скеажин.

Разработаны комплексные технологии физико-химического и гидродинамического воздействия на' лризабойные зоны добывающих и нагнетательных скважин, позволяющие тампонировать высокопроницаемые объекты и увеличивать дренирование низкопрсницаемых объектов, повышая степень извлечения нефти из них.

Разработанные технологии повышения эффективности выработки запасов из неоднородных по проницаемости коллекторов позволили дополнительно добыть в 1938-1995 годах более 320 тысяч тонн нефти и увеличить закачку воды в низкопроницаем ые коллекторы на 3,7 млн. м3, повышая степень степень извлечения нефти из них.

Результаты исследований и методические рекомендации нашли отражение в следующих руководящих документах: РД 39-0148070-230-87Р "Инструкция по технологии воздействия на'призабойную зону пласта в процессе его вторичного вскрытия", РД 39-017035-254-88Р "Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные. пласты месторождений ГЛАВТЮМЁННЕФТЕГАЗА".

Разработанные технологии и рекомендации прошли промышленные испытания и широко применяются на месторождениях акционерных обществ " "Кондпетролеум" и "Ноябрьскнефтегаз".

' Апробация работы. Основные положения и результаты исследований докладывались на следующих конгрессах, совещаниях, конференциях и семинарах: <•

s

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

- Всесоюзный семинар МНГП СССР "Системная технология воздействия на пласт" (г. НояЬрьск, г.):

- Научно-технический совет МНГП СССР (г. Москза, >520 .'0;

- научный семинар кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ГАНГ им. И.М. Губкина (1990,1595,1837 г.г.);

- Первый международный конгресс "Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего" (г. Тюмень, 1996 г.).

- Вторая научно-техническая конференция, посвященная 850-летию Москвы "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (г.Москва, 1997 г.).

Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций, заключения и списка использованной литературы. Текст диссертации изложен на 209 страницах и содержит 105 рисунков, 18 таблиц. Список литературы содержит 163 наименования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность проблемы, ставится основная цель диссертационной работы и кратко излагается её научная новизна.

8 главе 1 анализируется геологическое строение пластов-коллекторов Талинского месторождения с позиций решения поставленных автором задач.

Тапинское месторождение находится в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Месторождений простирается с сеаеро-северо-запада на юго-юго-восток полосой шириной от 6 до 16 км нг расстояние свыше 150 км.

Основными объектами разработки являются пласты ЮК-10 и ЮК-11 шеркалинского горизонта тюменской свиты.

В пределах Талинского месторождения выделено насколько крупных участков разработки: северный, первоочередной, центральный, район

расзедочной скважины 800, промежуточный и районы разведочных скважин 802 и 805.

Отложения шеркалинсксго горизонта представлены переслаиванием песчаных, граэелито-песчаных и алевролитовых пород. Максимальная толщина пород достигает 100 м.

Пласт ЮК-11 имеет ограниченное распространение, прослеживается полосой шириной 5-6 км и залегает ,ча наиболее погруженных участках фундамента. Сложен пласт гравелито-песчзнычи и алевролитовыми породами с небольшими по толщине линзами и прослоями глинистых пород. Характерным является прерывистость нефтеносности. Сбщзя толщина пласта достигает 35 и. В пласте выделено три залежи нефти. Наиболее крупная залежь расположена вдоль*восточной" линии, выклинивания пласта в пределах первоочередного и центрального участков разработки. Две другие залежи, меньшего размера, расположены в районах скважин 802-805 и северо-западной части первоочередного участка. Плзст ЮК-11 отделен от пласта ЮК-10 глинистым разделом, имеющим довольно широкое распространение в погруженных зонах и полностью отсутствующим на приподнятых участках фундамента. Толщина раздела изменяется от 7 до 16 м. - -- - •

Пласт ЮК-10 распространен наиболее широко, но развит также не повсеместно. Его максимальная толщина достигает 35 м. 8 зонах отсутствия ЮК-11 пласт ЮК-10 залегает непосредственно на породах фундамента. Пласт представлен гравелитами, алевролитами и глинами.

Фракционный состав представлен обломками всех рззмероз (от гравийных. \

с диаметром частиц до 1,5 см до алевритовых с диаметром частиц от 0,05-0,1 мм). Соотношение между пористостью, проницаемостью и водонасвиценностью з таких коллекторах могут быть отличными от тех, которые обычно наблюдаются в гранулометрически однородных породах-коллекторах.

Коллекторами нефти на Талинском. месторождении являются песчаники от грубозернистой до мелкозернистой структуры, а также гравелиты, содержащие примесь песчаного материала. Учитывая основные структурно-цитологические--признаки, коллекторы подразделены на следующие типы.

1. Гравелиты песчанистые (пористость колеблется от 14 до 18,6%, проницаемость изменяется от 0,07 до 1 мхмг и более, водонасыщенность - 22,550%). '

2. Песчаники, содержащие примесь гравештоеого материала до 25% (пористость от 11 до 18%, проницаемость - 0,001-0,150 мкмг, водонасыщенность -18,3-50). ,

погианики крупно-грубозернистые (пористость измняется от 10,5 до 1Б,2%, проницаемость от 0,3 до 4,4 м^т, еилипас^и^ипсть относительно низкая 10,5-13,2%).

4. Песчаники крулно-среднезерниетые и разнозернистые (пористость •¡2,621,6%, проницаемость изменяется от 0,05 до 2,5 мкм2, водонасыщенность - 1018,5%).

5. Песчаники средне-мелкозернистые (пористость изменяется от 10,2 до 13,6%, проницаемость - 0,001-0,150 мкм2, водонасыщенность находится в пределах 13,5-58,3%).

Глубина залегания продуктивных пластов 2700 м, начальная пластовая температура превышает 100сС, начальное пластовое давление ниже гидростатического примерно на 10-15%. Пластовая нефть маловязкая - 0,4 мПа с, газонасыщенность нефти достигает 300 куб.м/т, давление насыщения изменяется от 16 до 22 МПа, содержание парафина до 4%, плотность нефти в пластовых условиях не превышает 700 кг/м3 (см. табл. 1).

Коллекторы пласта ЮК-10 отличаются высокой неоднородностью пор по размерам (от субкапиллярных до микрокаверн); их процентное соотношение в породе определяет фильтрационные свойства, незначительно изменяя величину пористости.

По характеру микроструктуры породы-коллекторы можно подразделить на две группы: пороаые и кзверно-поровые.

Анализ осредненных значений коллекторских свойств пласта ЮК-10 (по данным ГИС), определенных по 4200 пластопересечениям в 515 скважинах, показывает, что эффективная толщина высокопроницаемых прослоев (тип II) не превышает 2,6 м при средней эффективной толщине пласта ЮК-10 11,8 м, а их проницаемость достигает 0,522 кв. мкм. Характерно, что без коллекторов типа II, среднее значение проницаемости пласта ЮК-10 не превышает 0,047 мкм2. Распределение пористости и водонзсыщенности как в целом по пласту, так и для верхней и нижней пачек, практически не отличается друг от друга ни по характеру, ни по средним значениям для совокупности образцов, характеризующих коллектор.

Распределение проницаемости показывает достаточно четкие различия этого пзраметра для верхней и нижней пачек. В нижней пачке количество образцов с проницаемостью меньше 0,01 кв. мкм составляет 70%, в верхней -54%. В то же время количество образцов е проницаемостью до 0,1 кв. мкм в пачках почти одинаковое - 89 и 86%.

Таблица 1

ГеологофизичеСкие параметры осноеных объектов разработки

Талинского месторождения

N п.п. Параметры ЮК-10 ЮК-11

1. Средняя глубина залегания, м 2700 2740

2. Тип коллектора терригенный терригенный

3. Площадь нефтеносности в границах утвержденных запасов, млн.кв.м 803 243

4. Средняя эффективная нефтенасыщенкая толщина, м 11,8 13,3

5. Соедняя пористость, % 15 16

6. Коэффициент нефтенасыщенности, ед. 0.83 0,72

7. Средняя проницаемость по керну, кв.мкм 0,184 | 0,141 ,

8. Пластовая температура, град.С 90-120 I 90-120

9. Начальное пластовое давление, МПа 25.5 I 25,5 -

10. Давление насыщения, МПа 13-22 13-22

11. Плотности нефти в пластовых условиях, кг/куб.м 670-700 670-700

12. Вязкость нефти в пластовых условиях, мЛахс 0,4-0,5 0,4-0,5

13. Газонасыщенность, куо.м/т 130-300 130-300

14. Содержание, % - серы - парафина - смол и асфальтенов 0,2 3,4 4 0,2 3,4 . 4

На основании сышеизложенного сделаны следующие выводы: - Талинское месторождение Красноленинского свода представляет собой пластовую залежь с наличием в разрезе нескольких нефтенасыщенных пластов. Пласты не выдержаны по простиранию, что обусловлено наличием как локальных, так и региональных зон выклинивания. Основными объектами разработки являются пласты ЮК-10 и ЮК-11 шеркалинского горизонта тюменской свиты;

- в продуктивной части пласта ЮК-10 выделяются три типа разрезов. Тип сазреза обусловлен наличием или отсутствием и местоположением глинистой перемычки. Наиболее храненным является тип разреза, когда внутри каждой пачки выделяются глинистые прослои (до 2-3 м/, хорошо прослежизаамые на локальных участках;

- коллекторы характеризуются высокой неоднородностью пор по размеру (от субкапиллярных до микрокаверн);

- фильтрациснно-емкостные свойства кавернозных разностей значительно выше средних значений (т=16%, к=0,2-0,3 мкм2, Бе=20%). Исследованиями на кернах установлено, что по проницаемости породы можно разбить на три интервала: до 0,02 мкм1 (частость 0,03); от 0,02 до 0,20 мкм2 (частость до 0,06); более 0,20 мкм2 (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 превышает 2,5 кв. мкм. Среднее значение проницаемости пласта ЮК-10 без учета этих разностей не превышает 0,047 кв. мкм.

Вышеизложенные особенности геологического строения в значительной степени осложнили разработку Талинского месторождения. Это выражается в быстром обводнении добывающих скважин закачиваемой водой при невысоком охвате заводнением пласта как по толщине, так и по площади, а также в некоторых особенностях самого процесса разработки, связанных с протекающими з залежи процессами и необходимостью учета целого ряда ограничений технологического характера.

В этой же главе сформулированы основные задачи исследований.

В главе 2 рассматривается влияние режимов работы добывающих скважин и свойств Пластовых нефтей на состояние выработки запасов нефти.

Для анализа был выбран участок первоочередного района, насчитывающий 57 добывающих и 19. нагнетательных скважин. Участок эксплуатируется с 1982 года. Анализ динамики, забойных и пластовых давлений показал, что, несмотря на существенное повышение пластового давления в нагнетательных скважинах в 1987-1988 годы, величина пластового давления в добывающих скважинах остается практически постоянной. Основной причиной того, что добывающие скважины слабо реагируют на регулирование закачкой воды, является предыдущий период разработки участка на естественном режиме,

б течение которого за счет низких забойных давлений практически весь дрениоуемый объем насыщен сгзбсдным газом и реализация режима вытеснения водой мало эффективна.

Анализ забойных давлений а добывающих скважинах, выполненный по результатам эксплуатации а 1990 году (на 1.01.91 г.), показывает, что забойные давления в фонтанных скважинах изменяются от 3 до 30 МПа при рекомендуемом давлении 18,5 МПа. При этом 57,8% фонда фонтанных скважин работает с забойными давлениями ниже рекомендуемого, состааляя, в среднем, величину порядка 11,5 МПа или 0,55-Рнас.

Аналогичная ситуация по скважинам с ЗЦН. Из 235 эксплуатируемых сквзжин 74 работают с забойными давлениями ниже рекомендуемого и равного 13 МПа. В этих скгажинах средние забойные давления составляют 15 МПа, т.е. 0,75-Рнас.

Еще более сложная ситуация в скгажинах с ЭЦН и газосепаратором. Из 142 скзажин почти а 39% забойное давление ниже рекомендуемого и составляет в среднем 12,5 МПа, т.е. к0,6-Рнас.

Тзким образом, длительная эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями ниже рекомендуемых по технологической схеме и ниже давлеьия насыщения привела к разгазироаанию нефти з значительной части дренируемого об^ача залежи, низкей эффективности системы ППД и снижению добычи нефти вследствие снижения фазовой проницаемости для нее.

Анализ изменения коэффициента продуктивности по 175 скважинам НГДУ "Красноленинскнефть" в зависимости от обводненности продукции для различных способов эксплуатации схважин показывает,, что по всем способам эксплуатации после начала обзоднения коэффициент продуктивности скважин быстро уменьшается и при обводненности продукции 25-30% и более составляет около 40-50% от коэффициента продуктивности в безводный период перед началом обзоднения.

Поскольку существующие способы эксплуатации не оказывают прямого влияния на. продуктивность скважин следует предположить, что большее снижение продуктивности скважин, оборудованных УЭЦН, связано с большей депрессией на пласт по' сравнению с другими способами эксплуатации, применяемыми на Талинском месторождении а период обводнения скважин.

Другими словами, применяемые способы зкгплуатации, кроме УЭЦН, не значительно снижать забойнса давление в период обводнения скважин. Снижение продуктивности происходит не только вследствие

появления и увеличения доли воды в продукции скважин, но зависит и величины снижения' забойного давления в сравнении с величиной давления насыщения.

Результаты анализа показали, что скважины, оборудованные УЭЦН и особенно УЗЦН с газосепараторами, имеют забойные давления, в основном, значительно меньше проектных значений и в среднем на 25% (УЭЦН) и примерно на 40% (УЭЦН с газосепараторами) ниже давления насыщения. В это время обводненные фонтанные скважины имеют, в основном, забойные давления выше проектных значений. Оценочные расчеты показывают, что в скважинах, оборудованных установками штанговых насосов, достичь низких забойных давлений невозможно по двум причинам. Во-первых, ограничены глубины спуска насосов по условиям прочности штанг и кривизны скважин. Во-вторых, насосы работают с большим погружением, т.е. при небольших динамических уровнях из-за сильного влияния свободного газа на коэффициент наполнения. Выделяющийся из нефти газ при малых газосодержаниях не приводит к снижению проницаемости по нефти.

Снижение дебита скважины при определенном забойном давлении, меньшем давления насыщения и меньшем, чем минимально допустимое давление, связано, по-видимому, с образованием больших зон разгазирования нефти в пласте вокруг скважины. Расчеты показывают, что при определенных соотношениях РМб/Риае и Рнас/Рпл (где Р3а5 - забойное давление, Рмс - давление насыщения, Рт - текущее пластовое давление) радиус зон разгазирования достигает сотен метроЕ, т.е. сопоставим с расстояниями между скважинами. В таких условиях зоны разгазирования вокруг скважин сливаются и соответствующая часть пласта дренируется на режиме растворенного газа.

В некоторых случаях при значительном снижении забойного давления причиной уменьшения продуктивности скважин могут быть упругие, упруго-пластические и пластические деформации скелета продуктивного пласта.

В определенной степени современное состояние разработки связано и со свойствами пластовых нефтей Талинского месторождения.

8 немногочисленных работах, посвященных исследованию работы добывающих скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения, отмечается искривление индикаторных линий вследствие выделения свободного гага в пористой среде. Проведенными, особенно в последние годы, промысловыми исследованиями установлено качественно новое явление, связанное не только с искривлением индикаторных линий, но и г: их загибанием х оси давления (депрессии). При этом большей депрессии на пласт (меньшему забойному давлению) соответствует меньший дебит по жидкости еплоть до перехода работы скважина на чистый газ. Тахие индикаторные линии получены на различных нефтяных месторождениях: Туймазинском и Шкалсесксм (Башкортостан), Ромашкинском, Базлинском, Елабужском и Контузлинском (Татарстан), Варьеганском, Северо-Варьеганском, Вынгапуровском, Тараеовском, Талинском (Западная Сибирь) и других. Более того, аналогичные индикаторные линии характерны и для месторождения Узень.

Проблема эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения (особенно на месторождениях, начальное пластовое давление которых близко к давлению насыщения, каковым и является Талинское месторождение) до настоящего бремени не решена, ибо многие специалисты считают, что лрч разработке месторождений с поддержанием пластового давления закачкой водь: допустимо существенное снижение забойных давлений в добывающих скважинах, т.к.-даже при нелинейных индикаторных диаграммах увеличение депрессии приводит к росту дебитоа, а разгазирования нефти в основном дренируемом объеме не происходит, т.е. основным режимом дренирования остается режим вытеснения и переход на режим истощения маловероятен. Исходя из этого, рекомендуются режимы эксплуатации скважин с использованием соответствующего добывающего оборудования, позволяющего снижать забойное давление существенно ниже давления насыщения.

На основании математической модели совместного движения нефти, воды и газа в неоднородном пласте с учетом фазовых превращений (выделение и растворение газа) в зависимости от давления для элемента пятиточечной обращенной системы разработки пласта ЮК-10 Талинского месторождения были проведены расчеты индикаторных диаграмм при различных режимах работы скважин. При расчетах, принято, что нефть, вода и газ становятся подвижными при соответствующих насыщенностях, равных: 3„ г 0,3; Б» г 0,34; 5Г > 0,15.

2 результате численных экспериментов установлено: при 'забойном давлении "явления насыщения время стабилизации притока нефти

колеблется в зависимости от сочетания г.арамс1Нсс; а от А до 24 и белее

часоа. При этом время стабилизации притока определенным образом влияет на форму индикаторной диаграммы скважины. Из этого следует, что при эксплуатации скважин с забойнь'ми давлениями ниже даеления насыщения исследование скважины должно проводиться в течение более длительного периода времени, требующегося для стабилизации притока на каждом режиме работы скважины.

Расчеты показывают, что количество исследуемых режимов работы скважины практически не влияет нз форму индикаторной диаграммы. 8 то же время порядок проведения исследований: "прямой" ход - исследование начинается при большом забойном давлении, которое в процессе исследований снижают; "обратный" ход - исследование начинается при наименьшем забойном давлении, которое в процессе исследований позышают, злияет на форму индикаторной диаграммы существенно.

Изменение формы индикаторной диаграммы связано с особенностями процесса выделения и растворения газа в пористой среде: процесс растворгиия более длителен, чем процесс выделения газа (гистерезис растворимости). Показано, что для получения "действительной" индикаторной диаграммы при .обратном ходе исследования время этого исследования должно быть существенно большим, чем при "прямом" ходе.

Исходя из изложенного следует, что форма индикаторной диаграммы при Рз<Р«ас зависит от многих факторов, но фильтрация в пористой среде жидкости со свободным газом приводит к существенному изменению формы нелинейной части индикаторной диаграммы вплоть до загибания ее в сторону оси давлений и этот процесс является преобладающим.

Аналогичные расчетным были получены фактически индикаторные диаграммы фонтанных скважин Талинского месторождения {№3693, №11022 и другие).

На рис.1 приведены индикаторные диаграммы по скважинам NN 3693 и 11026, весьма характерные для скважин, работающих с забойными давлениями намного ниже давления насыщения.

Дебит жядхогги, хуб.м/сут. О 20 40 60 60

Дебит жидкости, куб.м/сут 100 120 1'0 150 180

а б

Рис.1. Индикаторные диаграммы скаажин N 3693 (а) и 11026 (б) Талинского месторождения

Обобщение первых результатов экспериментальных исследований скважин, эксплуатируемых с забойными давлениями ниже давления насыщения на Талинском месторождзни^поззолило рекомендовать поддержание забойных давлений Р5>0,3 ' МЗС"

Таким образом, опыт практической работы скважин с забойными давлениями нижз давления насыщения показывает, что такая эксплуатация возможна и целесообразна только до определенной величины забойного давления. Введем понятие критического забойного давления Р3.Чр*7., под которым будем понимать минимально возможное забойное давление, соответствующее максимальному дебиту, скаажин по жидкости (нефти). Снижение ззбойного давления ниже критической величины приводит к загибанию индикаторной диаграммы к оси давлений, резкому снижению дебита скважины по жидкости и переходу работы скважины на чистый газ. "

И.Т. Мищенко предложил следующую' зависимость для расчета величины критического забойного давления:

Р1.фит = 3.5 + 68,ЗЗх10"3хСохР^Рпл , (МПа) (1)

•I

где • газозый фактор, куб.м/т; Ркае - давление насыщения, МПа; Р„л -пластовое давление, МПа; 68,ЗЗхЮ'3 - числовой эмпирический коэффициент, имеющий размерность МПа-т/куб.м.

Данная зависимость проверена автором на многих скважинах Талинского " ««^жет быть использована в практической деятельности при установлении режимов работы добывающих скзажин.

Длительные исследования скважин Талинского месторождения, эксплуатируемых с забойным давлением, меньшем давления насыщения, позволяют в первом приближении для расчета дебитов скзажин по жидкости использовать следующую зависимость:

О* = К„р х (Рт - Р,?6) х ехр{-а х (Риас - Р.^)]. (м3/сут.) (2) где КПр - коэффициент продуктивности скважины, куб.м/(сутхМПа); Раае -забойное давление, МПа; а - эмпирический коэффициент, характеризующий влияние свободного газа в пористой среде на процесс фильтрации жидкости, 1/МЛа.

Отметим, что коэффициент продуктивности вычисляется по результатам исследования скважины .на стационарных режимах, когда индикаторная диаграмма является линейкой.

Коэффициент а по литературным данным для Ромашкинского месторождения принимается равным 0,07, а для месторождения Узень - 0,35.

По результатам наших экспериментальных исследований скважин Талинского месторождения коэффициент а изменяется от 0,0052 до 1,14, что не позволяет рекомендовать для расчета соответствующую среднюю величину. Зависимость (2) рекомендуется для расчета индикаторной диаграммы в интервале значений "Рнас-Рз.цжт"-

Таким образом, вышеизложенное позволяет устанавливать режимы работы добывающих скважин с учетом особенностей разработки Талинского месторождения.

Резюмируя можно сказать, что процесс разработки Талинского месторождения без учета его особенностей, приводит к существенным осложнениям и добиться практической реализации основных проектных показателей невозможно.

В главе 3 приведен ретроспективный анализ разработки одного из участков Талинского месторождения.

Промышленная разработка Талинского месторождения началась в 1982 году. Условно на месторождении выделено шесть технологических участков

разработки: первоочередной, центральный, район разведочной скважину 800, промежуточный, район разведочной сказжины 802 и район разведочной скважины 80S. Первоочередной участок разбурен по площадной девятиточечной схеме, остальные по блоковой трехрядной.

По состоянию на 01.01.96 г. на месторождении пробурено 4796 скважин, в том числе: добывающих - 3757 скважин, нагнетательных - 1039 скважин. 8 настоящее время из-за высокой обводненности продукции и нерентабельности добычи нефти 1670 скважин законсервировано. Обводненность продукции в целом по месторождению на 1 января 1996 года составила 90%.

Проведенными нами исследованиями установлено, что

- крайне высокие темпы обводнения добывающих скважин и низкие значения текущего коэффициента нефтеотдачи (7-8%) не зависят от системы разработки (площадная или блоковая) и определяются, в первую очередь, высокой неоднородностью разрабатываемых пластов;

- безводный период работы скважин непродолжителен (8-12 месяцев), скважины обводняются в течение 6-9 месяцев до 70-80%;

- стабилизация обводненности наступает при значении 95%;

- величина коэффициента нефтеотдачи - определяется, в основном, безводным периодом работы скважин;

- на основании анализа выработки запасов установлено, что обводнение скважин и добыча нефти обусловлены, в первую очередь, вытеснением нефти из высокопроницаемых разностей пласта;

- доля работающей толщины .пласта невысока (12-20%) и определяется, в основном, толщиной высокопроницаемых интервалов;

- индикаторными исследованиями установлено, что скорость продвижения нагнетаемой воды по "промытым" зонам чрезвычайно велика и достигает сотен и даже тысяч метров в сутки.

С целью выявления причин низкой эффективности разработки Талинского месторождения, изучения механизма отключения низкопроницаемых прослоев аысоконеоднородного пласта, обоснования принципов и разработки технологии увеличения степени выработки запасов неоднородного пласта ЮК-10 проведен анализ разработки участка Талинского месторождения района схв.800 по результатам гидродинамических и промыслово-геофизических исследований добывающих и нагнетательных скважин. Этот участок выбран для анализа на

основании того, что все сквеаикы эксплуатируют только един объект - ЮК-10 (г,о другим учаыгш,., Тпт*и«тй площади осуществляется совместная эксплуатация ЮК-10иЮК-11).

Таблица 2

Динамика показателей разработки участка района разведочной скв.800

Показатели/ годы 1983 1334 1935 1936 1937 1538 1969 1980 1991 1992 1953 1994

Добыча нефти, тыс.т 48.7 177,6 632.5 1454 2373 3555 2641 1841 1270 672 424,5 322.2

Добыча жид-коети.тыс. куб.м 48.7 177,6 645,1 1688 3855 6735 11061 14295 12419 10725 8450 7440

Закачка йоды/тыс. куб.м 0 0 523.4 3042 8126 17183 18300 19578 18364 15680 10169 6135

Оозодаен-ьость. % 0 0 2 14 23,7 47,2 76,2 87,1 83,8 93,7 95 95,5

Срдебит екзакины по кефта.т/сут. 216.4 203.2 63,4 48,7 40,3 32,2 20.4 12.3 4,2 3,5 3,7

Ср.де5ят скважины по жидкости, т/суг. 216,4 203.2 95.3 56,5 52.3 61 82 85,5 77,2 67.7 69.2 82,2

Оонд добывающих схважин 1 4 41 145 270 374 456 505 541 566 567 303

©онд нагнетательных скважин С С 10 31 87 155 188 208 222 218 220 98

Ввод новых добывающих скважин 1 3 37 104 131 .98 82 73 50 22 6 1

Водонефтя-иойфастор 0 0 0.02 0,16 0.30 0,80 з г 6,77 8,78 14,96 18,91 21,40

Для анализа были использованы фактические показатели разработки участка, гидродинамические и промыслово-геофизические исследования скважин

с начала ввода участка в разработку. На 1.01.88 г. на участке пробурено 570 добывающих и 220 нагнетательных скважин. Разработка участка района скважины 800 началась 8 19ЭЗ году. Динамика основных показателей разработки " участка приведена з табл.2. Максимальный отбор нефти достигнут в 1938 году и составил 3,55 млн.т/год или 14% от начальных извлекаемых запасов этого участка при обводненности продукции 47,2%.

Увеличение объемов добычи нефти наблюдается до 1983 года с последующим падением до величины 332,2 тыс.т в 1994 году. Период с 1985 по . 1590 год характеризуется резким ростом объемов добываемой яидезста и закачиваемой воды. Мзксимальныз значения добычи жидкости и закачки эоды наблюдаются а 1590 году - 14295 тыс.т и 1957Э тыс. куб. м соответственно, то есть период 1986-1990 г.г. характеризуется высокими темпами закачки воды и .. отборов жидкости. Однако, с 1989 года наметилась тенденция снижения добычи нефти по участку, что объясняется высокими темпами обводнения скважин. Так, с 1986 по 1990 год обводненность продукции скважин возросла с 14% до 87%. Динамика среднесуточного дебита скважин по нефти и жидкости подтверждает это. Однако, несмотря на то, что средний дебит скважин по нефти в течение пяти лет (1933-1990 г.г.) снизился з 4 раза (с 48,7 т/сут. в 1988 до 12,3 т/сут. з 1990 году), добыча нефти оставалась достаточно высокой (1454 тыс.т и 1841 тыс.т , соответственно). Причем, в период максимальной добычи нефти (1938 год -3556 тыс.т) средний дебит по нефти составлял 32,2 т/сут.

Период 1985-1990 г.г. характеризуется высокими темпами разбуривания залежи, когда в год вводилось от 70 до 130 нозы>: добывающих скзажин, а количество нагнетательных скважин за этот период возросло с 31 до 208. Начиная с 1987 года, наблюдается рост водонефтяногэ фактора - с 0,3 а 1987 году до 8.8 в 1991 году-

В 1993 году разработка участка стала нерентабельней из-за сысокой обводненности добываемой продукции. ■ По этей причине а 1954 году 264' добывающие (47% фонда) и 122 нагнетательные скважины (55% фонда) были '. законсервированы.

С целью выявления причин чрезвычайно низкой эффективности разработки анализируемого у^енэ заводнением и катастрофическим обводнением добывающих скзажин был проведен анализ разработки продуктивного пласта

КМ-"¡и Результатов. гидродинамических и промыслово-

геофизических исследований скважин за период их фонтанной ^^.^.уатгц""

В период 1935-1390 г.г. забойное давление снижалось намного ниже давления насыщения - до 15, 10, 5 МПа. Практически до середины 1989 года наблюдается снижение и пластового давления, (до 20 МПа и .менее). Необходимость увеличения плгстового давления в последующие годы обусловлена значительным падением добычи нефти. Однако, несмотря на значительные объемы закачивемой воды, переломить тенденцию и темпы падения добычи не удалось. По ряду скзажин наблюдается значительное превышение пластовою давления в зоне отбора над начальным пластовым (принимаемым равным 25 МПа), но эффекта это не принесло. Приведенные результаты свидетельствуют о том, что в период 1985-1989 годов залежь нефти эксплуатировалась при значительном снижении зааойнсго и начального пластового дзвпений, что фактически привело в этот период к развитию режима растворенного газа, характеризующегося низкой эффективное! ою выработки запасов, т.е. произошла.неконтролируемая трансформация режима вытеснения в режим истощения. Для контроля за разработкой автором предложена безразмерная характеристика газового фактора, изменяющаяся в пределах от 0 до 1. Использование её в практической деятельности предотвратит неконтролируемую трансформацию режима дренирования и позволит вести разработку при наиболее эффективном режиме вытеснения.

Важным практическим следствием реализуемой системы разработки анализируемого участка следует считать влияние изменения депрессии на дебиты скважин: несмотря на рост депрессии на пласт с 2-3 МПа в 1985 г, до 7-9 МПа и более в 1990 г., дебиты скважин по жидкости не увеличиваются, несмотря на рост обводненности продукции скважин до 00%. Объяснение этому, казалось бы, алогичному факту заключается в следующем. Нефть Талинского месторождения характеризуется высокой газонасыщенностью, а длительная эксплуатация скважин анализируемого участка с низкими забойными я пластовыми давлениями привела х выделению 8 пористой среде достаточно больших объемов свободного газа, резко снизив фазовую проницаемость для жидкости даже в высокопроницаемых разностях объекта разработки. Несмотря на значительное снижение доли нефти е скважинной продукции за счет роста её обводненности, фазовая проницаемость для жидкости остается незначительной.

Практически в течение всего периода разработки участка разведочной скважины 800 забойное давление в добывающих скважинах поддерживалось намного ниже

—

20 ;

о I »

3 в 9 12 15 1« 21 24 ЗзбоЯнов давление. МПа Забсйноз девгение, МПа

< Яис.2. Изменение коэффициен- Рис.3. Зависимость накопленной

та продуктивности скважин в без- добычи нефти г.о скважинам от сре-

водный период в зависимости дневзвешеннэго забойного давле-

от забойного давления ния в безводный период

давления насыщения. При этом скважины работали с низкими коэффициентами продуктивности как по жидкости, так и по нефти - до 20, а в большинстве случаев - менее 10 куб.м/(сут-<МПа). Для определения влияния процессов разгазирсвания нефти в пласте на изменение фильтрационной способности системы было исследовано изменение коэффициента гродуктиэности скважин в зависимости от забойного давления в безводный период эксплуатации скважин (см. рис.2). Анализ полученных результатов показывает, что снижение коэффициента продуктивности а безводный период для скважин анализируемого участка происходит при забойных давлениях ниже 20 МПа. Продуктивность скважин при забойных давлениях свыше 20 МПа остается практически постоянной (при среднем значении 40 куб.мУ(суТ'МПа).

Таким образом, для участка Талинсксго месторождения района скважины 800 давление насыщения нефти газом на начальном этапе разработки имело значение не ниже 20 МПа. Следует отметить, что из 416 добывающих скважин, подвергшихся гидродинамическим исследованиям в фонтанный период их работы в 1335 -1994 годы, более 70% эксплуатировались с забойными давлениями менее 15 МПа. При этом коэффициент продуктивности скважин составлял, в среднем, не более 15 куб.м/(сут-МПа).

Моделирование процесса нафтевытеонения при разгазировании ГрСД'у м^ог.ьил = ЮК-10 и ЮК-11 для блоков 22 и 23 Талинсксго

месторождения (23 блок расположен на участке разведочной спп)

проведено в институте НИИ.нефтеотдача. Исследования выполнены с применением трехмерной модели фильтрации трехфазных многокомпонентных смесей. На основании выполненных исследований делается вывод, что со снижением забойного давления в добывающих скважинах ниже давления насыщения (вплоть дп 5 МП?) технологическая эффективность доразработки обводненных пластов ЮК-10 и ЮК-11 на режимах истощения (растворенного газа) и смешанном возрастает: растет коэффициент нефтеотдачи, сокращается срок разработки, уменьшается накопленный обьэм добываемой жидкости. Примерно аналогичные выводы приводятся и в некоторых других работгх.

Результаты гидродинамических исследований скважин этого участка свидетельствуют, что в 1987-1990 годах забойное давление с добывающих скважинах снижалось ниже давления насыщения вплоть до 5 МПа, пластовое - до 15 МПа и ниже, т.е. в этот период разработка участка велась на смешанном режим? - растворенного газа с заводнением пласта ЮК-10. При этом з 1994 году текущий коэффициент нефтеотдачи не превысил величины 11% (при конечном проектном 25,2%), обводненность продукции достигла величины 96%, 40% скважин эксплуатационного фонда было переведено в консервацию из-за нерентабельности их дальнейшей эксплуатации.

На рис.3 призедана зависимость накопленной добычи нефти по некоторым скважинам анализируемого участка в зависимости от средневзвешенного в безводный период их эксплуатации забойного давления. Наглядно видно, что накопленная добыча нефти зависит от забойного давления, задаваемого в скважине в начальный период эксплуатации.

По участку района разведочной скважины 800 среднее значение накопленной добычи нефти на одну скважину составляет 27,7 тыс.т, тогда как при забойных давлениях свыше 20 МПа накопленная добыча нефти на одну скважину составляет 60-128 тысл.

Сопоставление результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований показало, что пгш снижении забойного давления увеличивается прснииземость "неработающих* интервалов.

На основании выполненного анализа гидродинамических и промыслово-геофизических исследований добывающих скезжин можно сделать следующие выводы:

- большинство добывающих скважин участка района разведочной скважины 800 (более 70%) работали с забойными давлениями нижа давления насыщения на 25-75%;

- в большинстве скважин увеличение депрессии на пласт свыше 5 МПз не приводит к увеличению дебитоз скважин даже по жидкости;

- снижение забойного давления нижа 20 МПа приводит к снижению коэффициента продуктивности скважин как г,о жидкости, так и по нефти;

снижение коэффициента продуктивности при снижении забойного давления ниже 20 МПа наблюдается кгк в безводный период работы скважин, так и в период их обводнения;

- давление насыщения нефти газом 'для участка пласта КЖ-10 района скважины 800 имело значение не ниже 20 МПа;

накопленная добыча нефти зависит от забойного давления, поддерживаемого в скважине s безводный период эксплуатации;

- значения накопленной добычи нефти по скважинам, работавшим с Р:35 1820 МПа, достигают 50-120 тыс.т, что в 3 - 4 раза выше среднего по участку;

- максимальные значения накопленной добычи нефти по скважинам обеспечиваются при поддержании забойного давления не ниже 18 МПа (для условий участка района скважины 800);

- снижение забойного давления на 40-60% ниже давления насыщения приводит к снижению накопленной добычи нефти в 6-9 раз в сравнении с максимально возможными;

- снижение пластового давления ниже давления насыщения на 25 - 40% с последующим его повышением за счёт закачки воды не приводит к увеличению накопленной добычи нефти;

- снижение забойного давления приводит к снижению работающей толщины пласта ЮК-10 и к отключению от процесса дренирования низко- и среднепроницаемых пропластхов.

Анализ результатов проведенных нами гидродинамических исследований нагнетательных скважин анализируемого участка показывает, что пластовое давление в зоне закачки топько з течение первого года заводнения составляло

22-28 МПа. В последующие годы пластовое -давление постоянно повышалось, достигнув в 1S91 году 35 МПа и в дальнейшем оставаясь постоянным. Забойное давление нагнетания также возрастало с о/ /йГш ('.ССС г.) иПя И992 г.). фактически достигнув величины бокового горного давления, при котором не исключается разрыв пласта и образование трещин в призабойных зонах нагнетательных скеажин, определяющих процесс обводнения добывающих скважин.

Анализ показывает, что при повышении пластоаого давления заметно увеличивается и коэффициент приемистости. При увеличении пластового давления в зоне закачки для участка района скважины 800 Талинского месторождения с 21 МПа до 44 МПа коэффициент приемистости увеличивается в среднем на 78%. Данный факт свидетельствует о наличии трещинной проводимости пластовой системы, влияние которой не может не учитываться при анализе динамики обводнения добывающих скважин. Однако, динамика изменения коэффициента приемистости во времени показывает его снюкениэ с 1990 года. Очевидно, это обусловлено высоким содержание взвешенных в закачиваемой воде мехпримесей и остаточной нефти. Согласно технологической схеме разработки Талинского месторождения, предельное содержание в воде мехпримесей не должно превышать 40 мг/л, нефти - 60 мг/л. По результатам анализов химических лабораторий промыслоз эакачивеэмая в пласты вода содержит до 150 мг/л мехпримесей и такое же количества остаточной нефти (для заводнения используется подтоварная вода). В этом случае суммарное количество закачанных с начала зааоднения мехпримесей и нефти достигает не менее 150 - 300 т'на скважину.

На основании вышеизложенного можно, предложить механизм отключения низкопроницаемых иктерзапоз пласта ЮК-10 и, как следствие, понять, почему так низка эффективность разработки с применением заводнения.

Активная разработка участка Талинского месторождения район?, разведочной скаажины SCO началась в 1985 году. До 1937 года на участке было пробурено 276 добывающих и 87 нагнетательных скважин. В это? период забойные давления в добывающих скважинах поддерживались на уровне, предусмотренном технологической схемой разработки (не ниже 15 МПа). Однако даже за этот период произошло снижение среднего дебита скважин по нефти более, чем в 5 раз (с 216-203 т/сут. до 40,3 т/сут.). Невыполнение плановых

показателей по добыче нефти, являвшихся в тот период обязательными, вынуждало снижать забойное давление намного ниже давления насыщения (до 5 МПа и менее) как в переходящих, так и во вновь вводимых в эксплуатацию скзажинах. Несмотря на увеличение добычи нефти -до 1988 года (3,56, млн.т), дебит скважин по нефти еще более снижается (до 32,2 т/сут. в 1983 году). Увеличение добычи нефти из участка а этот период было обусловлено значительным ежегодным вводом новых скважин (до 100 скважин в год и более).

Этот период характеризуется снижением пластового давления в результате отставания закачки с 25 (в 1935 году) до 20 МПа и менее (в 1988 году). Для компенсации отборов нефти и поддержания пластового давления в 1533 году были приняты энергичные меры - закачано 3,041 млн.м3 воды. Однако обводненность продукции стала резко расти и увеличилась с 2% в 1925 году до 47,2% в 1988 году.

Следующий 1989 г. характеризуется вводом 82 незых скважин, но это уже не обеспечивает добычи нефти на достигнутом уровне, поскольку средний дебит скзажин по нефти снизился на 37% (с 32,2 т/сут. до 20,4 т/сут.). Забойное давление поддерживалось низким (до 5 МПа и менее до 1990 года), при этом обводненность возросла до 87%. В результате обводнения скважины переставали фонтанировать, что требовало перевода их на механизированный способ добычи или, увеличения пластового давления для обеспечения фонтанного способа. В 1988-1991 годы в пласт ежегодно закачивалось 17,2-19,6 млн.м3 воды при снижающейся годовой добыче нефти о 3,56 1/лн.т в 1988 году до 1,27 млн.т в 1991 году. Высокие темпы заводнения продуктивного пласта ЮК-10 призели к обводнению продукции в 1932 году до 94%. При этом средний дебит скважин по нефти, снизился до 4,2 т/сут. при среднем дебите по жидкости 67,7 т/сут.

Пластовое давление в залежи повышалось до 30 МПа и более, сднако повышенные депрессии на пласт к увеличению отборов нефти из залежи не привели. Более того, перевод скважин на механизированную добычу с применением погружных центробежных электронасосов в этих условиях был малоэффективным, поскольку высокие значения газосодержания нефти' и высокие пластовые температуры не обеспечивали достаточно высокой наработки оборудования на отказ. Это требовало большего объема ремонтных работ для поддержания фонда скЕажин в работоспособном состоянии, что еще более

снижало эффективность разработки залежи. Кроме того, низкие значения ¿aZvг'.,-;- а ппйыиаюших скважинах приводили к отключению средне- и

низкопроницае.чой части из процесса дренирования и к многократной "промывке высокопроницаемсй части пласта ЮК-10. Низкопроницаемая часть коллектора

оказалась блокированной со стороны добывающих скважин зоной газированной

\

нефти в пласте, а впоследствии и зоной тяжелых жидкостей глушения, применявшихся при чзстых подземных и капитальных ремонтах скважин в условиях повышенных Пластовых давлений.

Значительные давления закачки и объемы закачиваемой воды привели к превышению текущего пт.астозого давления над начальным, формированию трещин в высоколроницаемой части пласта и быстрому обводнению добывающих скважин. Кроме того, высокое содержание мехпримесей и нефти в закачиваемой воде привело к кольматации низкопроницаемых интервалов продуктивного пласта со стороны нагнетательных скважин и отключению их от процесса дренирования.

Текущее состояние пласта на участке рзйона скважины 800 схематично представлено на рис.4.

Резюмируя можно заключить, что разработка участка применяемой системой воздействия не эффективна. Принимаемые с 1992 годы меры по повышению эффективности разработки ощутимых результатов не принесли. Так, несмотря на снижение объемоа закачиваемой в пласт еоды с 19 млн.куб.м в 1991 году до 8,4 млн.куб.м в 1993 году, обводненность продукции скважин возросла до 95%, средний дебит по нефти снизился с 7,9 т/сут. до 3,5 т/сут. В 1994 году по причине нерентабельности было законсервировано 264 (47%) добывающих скважин и 122 (55%) нагнетательных скважин. Однако, и это не принесло ощутимых результатов: обводненность продукции увеличилась до 95,5%; водонефтяной фактор 21,4; добыча нефти снизилась на 22% (с 424,5 тыс.т до 332,2 тыс.т); при этом незначительно возрос средний дебит по нефти (до 3,7 тУсут.). Коэффициент нефтеотдачи на 1.01.96 г. составляет 10,7%.

Таким образом при существующей системе разработки анализируемого участка дальнейшая его эксплуатация нерентабельна. Необходимо либо прекращать добычу нефти на участке, либо принимать другое, принципиально иные подходы для выработки оставшихся достаточно больших запасов нефти.

, ^добывающая нагнетательная^

* скважина КР0ВЛЯ пласта сказана ^

^зона жидкости зона кольматации

глушения низкопроницаемый коллектор

... .. "суперколлектор"" ••''' •-"'

добываемая продукция . 4 закачиваемая вода

зоне разгазированич низкопроницаьмыи нефти коллектор

лодзшва ялзста

Рис А. Схема отключения низкопроницаемых интервалов пласта ЮК-10 участка Талинского месторождения от процесса разработки

В главе А излагаются вогможкые пути решения задачи повышения эффективности выработки трудноизвлекаэмых запасов нефти Талинского месторождение.

Вопросам регулирования процесса нефтеизвлечения применительно к системам заводнения посвящены работы Б.Т.Баишева, Ю.П.Борисова, ШХГиматудинова, А.Т.Горбунова, Р.Н.Дияшева, М.М.Ивановой, З.И.Игревского, А.П.Крылоза, И.Т.М/.щенко, М.М.Саттарова, Б.Ф.Сазонова, И.Н.Стрижоза М.Л.Сургучева, В.Ф.Усенко В.Н.Щелкачеза и других исследователей. Эти работы направлены на регулирование процесса нефтеизвлечения гидродинамическим воздействием применяемой системы разработки с поддержанием пластового давления. Данные технологии широко известны, а некоторые из них применяются на Талинском месторождении. В последние годы достаточно широкое применение полмили физико-химические мотоды воздействия на пласт. Однако, зачастую при разработке сложнопостроенных залежей применения этих методов недостаточно для их эффективной разработки.

По мнению автора в указанных технологиях не всегда учитывается весьма важный момент - физические явления, происходящие в призабойной зоне скважин хак в процессе разработки залежи с зааоднеиием, так и в процессе практической реализации технологий увеличения нефтеотдачи. К н'им относятся разгазировзние нефти в определенной части пласта, кольматаиия прискважинной

части пласта, набухание глинистых составляющих цемента пород, приводящие к снижению приемистости нагнета ¡клопом сбрс:""""? """««.гты* зон в

высокопроницаемых прослоях неоднородного пласта и другие.

Все это требует создания комплексной технологии повышения выработки запасов из высоконеоднородных пластов, включающей в себя как элементы гидродинамического, так и физико-химического воздействия на пласт.'

Автором сформулирован алгоритм повышения степени выработки запасов из высоконеоднородных пластов, широко применяемый при разработке Талинского месторождения.

1. На основании фильтрационно-емкостной модели разрабатываемого объекта и анализа его разработки с учетом результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований "скважин определяется степень и характер выработки запасов нефти, оцениваются остаточные запасы и условия их залегания на момент принятия решения о применении того или иного метода воздействия.

2. Разрабатывается стратегия повышения эффективности выработки запасов нефти, то есть на основании технико-экономической оценки определяется приоритетность воздействия - либо повышение эффективности вытеснения нефти из дренируемых интервалов неоднородного пласта, либо реализация технологии по вовлечению в разработку недренируемых низкопроницаемых интервалов.

3. Исходя из выработанной на втором этапе стратегии, выбираются конкретные технологии, направленные на достижение поставленной цели в реальных пластовых условиях, сложившихся в процессе разработки залежи на момент принятия решения.

4. Составляются программы повышения степени извлечения нефти из разрабатываемого объекта, включающие технологии как гидродинамического, так и физико-химического воздействия.

В течение последних восьми лет на Талинском месторождении было испытано более 15 технологий повышения охвата пласта заводнением путем выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Анализ показывает, что наибольшая эффективность достигнута при реализации технологий с применением полимерных композиций и волокнисто-дисперсных

систем •• 1000+1200 т дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию ггри длительности эффекта 6-7 месяцев.

Принимая во внимание анализ разработки участка района разведочной скважины 800, вовлечь в работу низкопрсницаемые интервалы пласта известными технологиями все-таки проблематично.

Вернемся к схеме, представленной на рис.4. Низкопроницаемые нефтенасыщенные интервалы пласта оказались блокированными в процессе разработки залежи как со стороны добывающих, так и со стороны нагнетательных скважин. Со стороны добывающих скважин низкопроницэемая часть коллектора . оказалась блокированной газом, выделившимся в пласте при разгазировании нефти, и тяжелыми жидкостями глушения, используемыми при ремонте скважин после их перевода на механизированную добычу. Со стороны нагнетательных скзаж'ин низкопроницаемые интервалы блокированы зоной кольматации мехпримесями и нефтью, содержащимися а закачиваемой воде. В результате этого нагнетаемая в пласт вода поступает в Еысохопроницаемыз, хорошо промытые интервалы. Закачка в пласт через нагнетательные скважины тампонирующих составов не можзт существенно изменить перераспределения потоков нагнетаемой воды по разрезу. Этому препятствуют отмеченные суше блокирующие зоны. Исходя из изложенного, следует вывод о том, что воздействие на пласт ЮК-10 составами по выравниванию профиля приемистости (исходя из целей воздействия) может привести лишь к увеличению извлечения нефти из высокопроницаемого пласта за счет увеличения коэффициента охвата пласта по площади и некоторого повышения коэффициента вытеснения нефти при продвижении в пласте тампонирующего состава (коэффициент вытеснения нефти водой для условий Талинского месторождения по результатам лабораторных исследований не превышает значения 0,6).

Учитывая, что коэффициенты проницаемости высокопроницаемых и низкопроницаек'ых интервалов пласта ЮК-10 разнятся на 1-2 лоргдка, а обводненность добываемой с участка ска.8С0 продукции достигла Э5%, для вовлечения в разработку кизкопроницаемои части необходимо (рис.5):

- снизить до минимума, а по возможности полностью прекратить нагнета.^-е воды а высокопроницаемые интервалы пласта путем их тампонирования в нагнетательных сгсважинах;

- лЛ»о/««»нные высскопроницаемые интервалы в добывающих скважинах;

- ликвидировать зоны разгазнроаания и жидкостей глушения в добывающих скважинах;

- ликвидировать зону кольматациив нагнетательных скважинах.

Только после выполнена указанных требований можно Надеяться на определенную технико-экономическую эффективность технологий повышения выработки запасов из низкопроницаемых разностей.

Очевидно, что в процессе подготовки к промышленной реализации таких технологий, необходимо определить рациональное давление нагнетания Рнаг

Г-1

вытесняющей жидкости в низкопроницаегыэ интервалы пласта.

Повышение эффективности выработки запасов нефти Талинского месторождения гидродинамическими методами возможно в двух направлениях: ■ - повышение коэффициента охвата высокопрсницаемых коллекторов;

- вовлечение в разработку низкопроницаемых разностей продуктивного горизонта.

(фозля пласта

низкопроницземыи коллектор „ - закачиваемая вода

Рзао > 20 МПа н •

.. суперколлзктор"". -^— зона изоляции суперколлектора-""- ]

низкопроницземыи коллектор добываемая продукция Рнсг^-оО МЛа Д^

подошва пласта

Рис.5. Схема вовлечения низкопроницаемых интервалов пласта ЮК-10 в разработку: Р„аг - эабойнсз давление в нагнетательных скважинах, Ргэб - забойное давление в добывающих скважинах

Учитывая недостаточно высокую ьффектизность применения известных • технологий в условиях Талинского месторождения, что, вероятно, связано не только с текущим состоянием разработки и энергетическими характеристиками

(разработка нз смешанном режиме), но и с термобарическими условиями, при которых находится пластсззя продукция, проблема разработки технологий, адекватных условиям этого месторождения, представляется достаточно актуальной.

Исходя из особенностей Талинского месторождения, сформулированы основные требования к технологиям и применяемым материалам при решении задач повышения эффективности выработки запасов нефти га счет увеличения коэффициента охвата при заводнении. Эти требования следующие:

- тампонирующие материалы или их композиции должны иметь температуру деструкции свыше 100 °С;

- растворы используемых материалов должны обладать способностью снижать проницаемость коллектора в 100 и более раз;

- вязкость используемых растаоров не должна существенно отличаться от вязкости воды (по крайней мере, в процессе закачки их а скважину и продазки в пласт);

- приготовленный технологический раствор не должен' изменять своих свойств в течение определенного времени (от нескольких часов до нескольких суток);

- технология приготовления растворов и их последующая закачка в пласт должны быть совместимыми со всеми процессами и объектами добычи нефти;

- применяемые материалы, используемый раствор и технология ведения работ должны быть экологически чистыми и нейтральными по отношению к нефти.

В некоторой степени перечисленным требованиям удовлетворяют технологии на базе композиций с использованием силиката натрия, полимерных композиций.

1.Технологий повышения охаата пласта заводнением на базе силикатно-полимерных гелей. Эта технология основана на применении в качество гелеебразующих материалов силиката натрия (жидкого стекла) и биополимера "Симусан". На основании рыполненных лзбораторных испытаний рекомендоза! з силикатно-полимерная композиция следующего состава: силикат натрия (до активному веществу) - б %; биополимер "Симусан" - 0,01-0,001 %; вода -остальное.

пр„„?пРНИе опытно-промышленных работ и отработка технологии осуществлены на участке Талинского месторождении, нагнетательных и 45 добывающих скважин.

Проведенные геофизические исследования показали, что по нагнетательным скважинам после закачки растворов и их последующего гелеобразования наблюдалось снижение приемистости нагнетательных скважин и незначительное изменение профиля приёмистости. Общий технологический эффект от воздействия составил 5,51 тыс.т нефти при сокращении объемов попутно добываемой воды на 43 тыс. куб.м.

2. Технология "Суападе! У/ЭО". Первый эксперимент был проведен декабре 1993 года с использованием полимера фирмы "СУАЫАМГО" - Суападе! УУБО, являющимся низкомолекулярным полимером с термостабильностью до 80 град.С. На основании проведенных лабораторных исследований для высокотемпературных неоднородных коллекторов Талинского месторождения был предложен полимерный раствор следующего состава: 2.5 %-ный раствор полимера Суападе! - 92%; 2 %-ный раствор хромкалиевых каасцов - 8%.

Испытания были проведены на участке 46 блока Талинского месторождения, включающем 4 нагнетательные и ряд,добывающих скважин.

С целью вовлечения в процесс дренирования низкопроницаемых интервалов пласта ЮК-10 в нагнетательных скважина* №№ 8381, 8754, 8700 после закачки полимерной композиции были лроаедэны следующие оперзцяи: реперфорация скважин в интервалах залегания низкопроницаемых коллекторов и глинокислотные обработки. Однако, существенного перераспределения потоков нагнетаемой в пласт воды после воздействия не наблюдается. При этом получено снижение приемистости нагнетательных скаажин на 50-70%. Расчет технологической эффективности был произведен по характеристикам вытеснения бида £Он = А + В 1_п(£Ож). Дополнительная добыча нефти зз счгт воздействия на пласт составила 4,6 тыс.т дополнительно добытой нефти, продолжительность эффекта - 7 месяцев.

3.Технология"А!соЯоос) 11751.". В январе 1995 года на участка 41-42 блоков Талинского месторождения было проведено воздействие на пласты ЮК-10-11 раствором -: ¡/51 английской фирмы "АЦ_А10 СОи-0,гС> ''•■¿сток для воздействия был выбран с целью оценки эффективности г-.«» ¿нения полимерных композиций при совместной'эксплуатации продуктивных

пластов ЮК-10 и ЮК-11. Рецептура приготовления полимерной композиции была следующей: 1-1,5%-ный раствор хромкалиевых квасцов и 1,2-1,5%-ный раствор полиакриламида смешивались в соотношении 1:10. Технология заключалась в одно- и многоэтапном нагнетании в пласт полимерной композиции со сшиватепем. При этом объем закачкилолимерных раствороа изменялся от 100 до 120 куб.м на одну нагнетательную скважину. В результате проведенных работ после закачки сшитого полимерного раствора приемистость скважин снизилась на 40-75%. Несмотря на ограничение общей приемистости скважин, перераспределения закачиваемой воды практически не наблюдается: ЮК-10 принимает закачиваемую воду лишь s интервале залегания среднепроницаемого коллектора. Длительность эффекта составила 5-7 месяцев. Расчет технологической эффективности был произведен по характеристикам вытеснения вида ZQh = А + В 1п(ХОж). Дополнительная добыча нефти с двух участков за счет воздействия на пласт сшитыми полимерами Alcoflood 1175L составила 5,1 тыс.т.

4. Технология "Polidia 4000". Работы по воздействию на. высоконеоднородные пласты Талинского месторождения сшитыми полимерами были продолжены в 1995 году. Для воздействия на пласт был использован пог.имер Polidia 4000 (PDA 4000). Работы были проведены нэ 36 блоке месторождения. На участке расположено 5 нагнетательных и 35 реагирующих добывающих скважин. В отличие ст предыдущих работ с целью повышения охвата пласта по площади закачка полимерного раствора Polidia 4000 производилась в объемах, на порядок' превышающих объемы при проведении предыдущих работ, - 800-2000 куб.м полимерной композиции на одну нагнетательную скважину. Готовился полимерный раствор следующего состава (на 1000 куб.м): полиакриламид Polidia 2500 - 4000 кг; неонол - 2500 кг; хромкалиевые квасцы - 400 кг; соляная кислота -100 л; вода - остальное.

Закачка в скважины осуществлялась чередующимися порциями: по 50 куб.м полимерной композиции и по 5 куб.м 0,3 %-ного раствора щелочи.

Всего в пласт было закачано более 6000 куб.м полимерной композиции. После, проведенных работ приемистость нагнетательных скважин снизилась на 50-70%. Однако, как и при испытаниях полимеров Cyanagel WSO и Alcoflood 1175L, изменения профиля приемистости не получено. Всего дополнительная

„сфт:; ст «»ишти "РпИгНа 4000" составила 14,5 тыс.т

нефти, продолжительность зффеета - 7 месяцев.

На основании выполненных работ и анализа полученных результатов можно сделать ряд принципиальных практических вызодов.

1. В условиях разработки Талинского месторождения повышение охвата продуктивных пластов заводнением с применением полимерных композиций является аффективным. .

2. Удельная технологическая эффективность при воздействии на пласт ЮК-10 сшитыми полимерными системами составляет 1000-2000 т дополнительно добытой нефти на одну скважино-обработку.

3. В условиях проведения промышленного эксперимента воздействие ка пласт полимерными системами и:,меняет профиль приемистости нагнетательных скважин незначительно, что не позволяет судить о вовлечении в разработку низкопроницазмых интерзалов, но позволяет утверждать о повышении эффективности выработки запасов из высокопроницаемых разностей за счет повышения коэффициента охвата по площади.

Учитывая, что в низкопроницаемых коллекторах Талинского месторождения сосредоточено более 70% балансовых запасов, которые практически не затронуть! выработкой, задача нахождения хотя бы принципиальных подходов к решению её является особо актуальной.

По мнению автора, едкой из основных причин, препятствующих выработке запасов нефти из низкепроницаемых интервалов пласта ЮК-1С язляются зоны разгазирования нефти в приехэажинной части пласта, в которых свободный газ препятствует притоку нзФтр к забоям скважин из-за низкой (близкой х нулю) фазовой проницаемости по нефти. В этих условиях одним из способов "эффективного подключения" низкопроницаемых интервалов пласта ЮК-10 в процесс дренирования является остановка добывающих скважин, интенсивная закачки воды в нагнетательные скважины при рациональных давлениях с целью возможного растворения выделившегося в прискважинной части пласта свободного газа при разработке залежи в предыдущий период, когда забойные давления в добывающих скважинах снижались существенно.

На Талинском месторождении в течение почти десяти лет проводятся работы по повышению производительности скважин гпинокислотой, поверхностно-активными вещестр?ми, гидрофобизаторами, растворителями и

другими методами. Анализ показызэет, что а условиях Талинского месторождения наиболее эффективными методами воздействия на призабойные зоны как добывающих, так и нагнетательных скважин являются гидрофобизация лрискважинной часта плзста, повторная перфорация и глинокислотная обработка.

С целью исследования влияния повышенных давлений нагнетания на интенсификацию выработки запасов нефти, приуроченных к интервалам с ухудшенными коллекторскими свойствами, на Талинском месторождении проводятся опытно-промышленные работы по оптимизации давления нагнетания воды в пласт ЮК-10 в зонах отсутствия Бысокопроницаемых коллекторов.

Исследование влияния повышенных давлений нагнетания на изменение профиля и величины приемистости проведены в нагнетатэльных скзажинах №№ 5434 и 5546.

Закачка воды в пласт ЮК-10 проводилась при давлениях нагнетания на устье скважины N 5546, равных 5,10,15,20 и 25 МПа.

Анализ расходометрии по' этой скважине показал, что при давлениях нагнетания 5 и 10 МПа приемистость перфорированных интервадоз равна нулю. При давлении нагнетания 15 МПа начинает принимать первый перфорированный интервал (Q = 80 куб.м/сут.), который имеет отметки 2662-2666 м. При давлении нагнетания 20 МПа подключается к работе второй перфорированный интервал ¡2666-2683,2 м) и общая приемистость возрастает до 190 куб.м в сутки. При давлениях 23 и 25 МПа наблюдается высокая поглощаемость принимающих интервалов - приемистость соответственно равна 592 и 1015 куб.м в сутки.

Профиль приемистости по скв. 5546 при различных устьевых давлениях нагнетания приведен на рис.6. Обработка полученных результатов позволяет построить зависимости приемистости в функции проницаемости и давления нагнетания, а также выявить влияние коэффициента гидропроводности и давления нагнетания на приемистость скв.5546. Анализ зависимостей показывает, что при прочих равных услозиях приемистость вскрытой части этой, скзажины зависит от проницаемости. И этот вывод являлся бы тривиальным, если бы он был полностью справедливом для всех разностей, независимо от величины проницаемости. В разрезе скважины имеется, по меньшей мере, четыре разности,

Рис.6. Изменение профиля приемистости нагнетательной скв. 5546 в зависимости от давления нагнетания

проницаемость которых следующая: 0,005 < К й 0,007 кв.мкм, 0,030 < К < 0,048 кв. мкм, 0,043 < К < 0,034 кв. мкм, К > 0,1 кв. мкм. При этом суммарная толщина разностей с проницаемостью от 0,005 до 0,084 кв.мкм состазляет 11м иди 51,9% от общей толщины пласта; суммарная толщина разностей с К > 0,10 кв.мкм составляет 10,2 ли 48,1%. Разности с проницаемостью до 0,084 . кз.мкм независимо от давления нагнетания обладают чрезвычайно низкой приемистостью, которая составляет всего 6,8% от общего объема закачанной за время исследований воды (1877 куб.м). Таким образом, несмотря на то, что основная доля низкопроницаемых разностей при давлении нагнетания 25 МПа начинает принимать воду, гозорить о подключении их в активную разработку нельзя (почти 50% толщины разреза принимают всего 7% общего объема закачиваемой воды).

Из изложенного ясно, что рассматривать повышение давления нагнетания в качестве метода интенсификации выработки запасов 'из низкопроницземых коллекторов преждевременно. Однсвременно заметим, что для неоднородного по проницаемости объекта разработк.1, невозможно в низкопроницаемой разности создать повышенные градиенты давления без дополнительных операций по снижению приемистости еысоколроницаемой части разреза. Исходя из изложенного, для неоднородных по проницаемости коллекторов рациональными следует считать забойные давления нагнетания, в крайнем случае, равные боковому горному дзвлению. Для Талинского месторождения эти величины равны

45-50 МЛа, а давление нагнетания на устье нагнетательных скважин не должны превышать 18 - 23 МПа. Причем эти величины существенно не изменятся, если даже будет произведено отсечение (тампонирование) высокопроницаемых пропластков. Следует смириться с мыслью о том, что гидродинамическими методами (заводнением) принципиально невозможно добиться темпоз выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов, соизмеримых с таковыми из высокопроницаемых.

Очевидно, что в этих условиях разумной оказывается технология предварительного тампонирования каналов высокой проводимости с последующей закачкой воды при забойных давлениях не выше 45-50 МПа.

В настоящее время ведутся работы по вовлечению в разработку низкопроницаемых коллекторов пласта ЮК-10 при оптимальных давлениях нагнетания воды.

Таким образом, в настоящее время для реализации комплексной технологии повышения нефтеотдачи эксплуатационных объектов Талинского месторождения наработаны и испытаны различные технологии выравнивания профиля приемистости, селективной изоляции высокопроницаемых интервалов как со стороны добывающих, так и со стороны нагнетатгльных скважин, интенсификации притока нефти в добывающие и приемистости воды в нагнетательные скважинах, определены рациональные устьевые давления нагнетания воды (18-23 МПа) для вовлечения в разработку низкопроницаемой части неоднородного пласта ЮК-10 при одновременном тампонировании высокопроницаемых разностей разреза.

На основании приведенного выше анализа результатов испытаний технологий по повышению эффективности выработки запасов из - высоконеоднсродного пласта ЮК-10 Талинского месторождения можно сделать ряд вызодов. '

1. При разаботке стратегии повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов, когда запроектированная и реализуемая система разработки недостаточно эффективна, необходимо, ь ■ первую очередь, определить истинные причины недостаточной эффективности разработки, используя весь имеющийся фактический материал поведения эксплуатационного объекта во времени.

2.. повышения запасов можно

достичь как улучшением работы дренируемых интервалов неоднородного пласта, так и подключением к разработке низкопроницаемых, недренируемых при реализуемой системе воздействия нз пласт, интервалов. Причем, в силу особенностей геологического строения объекта, и системы его разработки, обеспечить одновременную и эффективную выработку запасов нефти из низке- и высокопроницаемых интервалов пласта зачастую не представляется возможным.

3. Принимая решение о применении тех или иных методов увеличения выработки запасов в рамках разработанной стратегии, необходимо предложить тактику воздействия, адекватную реальному состоянию объекта воздействия: то ли повышать охват воздействием разрабатываемого объекта по площади (баз вовлечения в процесс дренирования низкопроницаемых интервалов), тс ли вовлекать в разработку низког.роницаемые интервалы, то ли менять всю систему воздействия на пласт.

4. Некоторые полимерные композиции позволяют повышать степень выработки трудноизвлакаемых запасов как за счет повышения коэффициента охвата пласта воздействием по площади, так и коэффициента вытеснения нефти водой. Однако, применяя полимерные системы лишь в нагнетательных скважинах (без реализации комплексных мер по вовлечению в разработку ьизкелроницаемых интервалов пласта) существенно повысить степень извлечения нефти из сложнопостроэнных залежей представляется проблематичным.

5. Наличие в разрезе высокопроницаемых интервалов осложняет воалечение в разработку низкопроницаемых коллекторов. Понятно, что для эффективного воздействия на низкопроницаемые коллекторы необходимо надежно изолировать уже промытые высокопроницаемые .зоны.

6. На Талинском месторождении за восемь последних лет испытаны достаточно надежные технологии по выравниванию профиля приемистости и интенсификации добычи нефти и закачки воды в добывающие и нагнетательные скважины, определен рациональный диапазон давлений нагнетания воды для наиболее полного вовлечения в процесс разработки высоконеоднородных пластов ЮК-10.

Для волечения в разработку низкопроницаемых коллекторов пластоз ЮК-10 необходима комплексная технология, включающая в себя как элементы физико-химического, так и гидродинамического воздействия, а именно-.

- селективная изоляция высокопроницаемых, обводненных и выработанных зон пласта ЮК-10 как в нагнетательных, так и добывающих скважинах;

- воздействие на призабойную зону как нагнетательных, так и добывающих скважин с целью очистки лрифильтровой зоны от механических примесей, нефти и нефтепродуктов и жидкостей глушения;

- очистка нагнетаемой воды до значений суммарного содержания мехпримесей, нефти и нефтепродуктов не более 10-20 мг/л;

- поддержания забойного давления нагнетания воды в коллекторы пластоз ЮК-10 и ЮК-11 на уровне не более 45-50 МПа, а пластового давления в зоне отбора на уровне 30-35 МПа;

- в зонах, где пластовое давление ниже давления насыщения, остановка добывающих скважин до повышения пластового давления выше давления насыщения с целью ликвидации зоны разгазирозания нефти в пласте и дальнейшая эксплуатация добывающих скважин с поддержанием забойного давления на уровне давления насыщения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

На основании проведенных исследований можно сформулировать следующие выводы к рекомендации.

1. Обработка и анализ имеющейся информации по литологическому составу пород, данных геофизических V. петрофизических исследований позволяют выделить в продуктивном разрезе Талинсксго месторождений несколько генетических литотипоз пород, что характеризует залежь как литологически неоднородную. При этом установлено, что в пределах одного литотипа пород наблюдаются значительные изменения проницаемости, обусловленные различием структуры порового пространства. Коллекторы характеризуются высокой неоднородностью поо ло размерам (от субкапиллярных да микрокаверн), а соотношение пор по размерам определяет фильтрационные свойства породы, незначительно изменяя при этом величину пористости. Коэффициенты вариации проницаемости коллекторов в Зг4 раза выше, чем по

~____— Запяпной Сибиои. Проницаемость нефтекасыщенных

прослоев .с эффективней толщиной 2-3 м достигает 0,522 мкмг при средней проницаемости объекта (пласт ЮК-10) 0,047 мкмг с эффективной толщиной 11,8

2. Исходя из анализа процессов, протекающих в лричабойной зоне скважин

\

при первичном и вторичном вскрытии, а также при разработке^ в продуктивном горизонте может происходить изменение емкостных и фильтрационных свойств, частичное разрушение продуктивного горизонта, потеря герметичности между обсадной колонной, цементным камнем и стенкой скважины с образованием заколонных перетоков и снижение эффективности выработки запасов нефти.

'3. Экспериментально доказано существенное снижение коэффициента продуктивности скважин в зависимости от обводненности продукции и от способа эксплуатации, характеризующего возможность снижения забойного давления. Чем б большей степени снижается забойное давление (что присуще установкам ЭЦН и в еще большей степени установкам ЗЦН с газосепараторами), тем в большей степени снижается коэффициент продуктивности при прочих равных условиях. ■ Даны количественные оценки указанного явления и разработаны графические рекомендации при установлении рациональных режимов работы добывающих скважин. Для условий месторождений тела Талинсксго забойные давления в добывающих екзажинах в процессе разработки на режиме вытеснения не должны снижаться ниже давления насыщения. В противном случае возможна трансформация режима вытеснения а режим истощения с соответствующим снижением всех показателем разработки.

4. На основании математического моделирования совместного движения нефти, воды и газа в продуктивном пласте с учетом фазовых превращений впервые рассмотрены основные факторы, влияющие на форму индикаторной диаграммы, раскрыт механизм загибания индикаторной диаграммы в сторону оси давления (перепад давлений), а гидродинамическими исследованиями добывающих скважин с серповидными индикаторными диаграммами установлены предельные забойные давления добывающих скважин в условиях режима растворенного газа (Р)абпМд. £ 0,6-Рмс). Дана количественная оценка критических забойных давлений и депрессий, соответствующих максимальному дебиту скважин по жидкости.

м

5. Обосновано использование введенной безразмерной характеристики газового фактора1 в качестве средства контроля за процессом разработки на режиме растворенного газа, а также впервые доказано, что годозыв темпы отбора запасов не могут устанавливаться произвольно, а должны устанавливаться, исходя из величин забойных давлений и их влияния на индикаторные диаграммы скважин, что ограничивает возможные депрессии и годовые темпы отбора запасов. Даны рекомендации по установлению режимов работы добывающих скважин, учитывающие особенности месторождений типа Талинского.

6. Установлено, что крайне высокие темпы обводнения добывающих скважин и низкие значения текущего коффициента нефтеотдачи не зависят от системы разработки (площадная или блоковая) и определяются, в первую очередь, высокой неоднородностью разрабатываемых объектов и вытеснением нефти только из высокопроницаемых разностей. Безводный период работы скважин непродолжителен (8-12 месяцев), после чего скважины обводняются до 80% в течение не более 16 месяцев. Индикаторными исследованиями установлено, что скорость продвижения закачиваемой воды по "промытым" зонам достигает тысяч метров в сутки, причем вода движете? .по высокопроницаемым интервалам, составляющим всего 12-20% от толщины пласта. Вытеснения нефти из низкопроницаемых разностей фактически не происходит. Максимальные значения накопленной добычи нефти по скважинам обеспечиваются при поддержании забойного давления, равного давлению насыщения (или близкого к нему). Снижение забойного давления на 40-60% ниже давления насыщения приводит к снижению накопленной добычи нефти в 6-9 раз в сравнении с максимально возможной. На примере Талинского месторождения показано, что в условиях режима растворенного газа эффективность заводнения существенно снижается, а при определенном сочетании параметров заводнение не может рассматризаться как метод разработки объекта.

7. Обоснован механизм отключения от разработки низкопроницаемых разностей, определяемый не только реализуемой системой выработки запасов и нарушением требований к закачиваемо*) воде, но и величиной текущего пластового давления, требующего глушения добывающих скважин при подземном и капитальном ремонте. 3 процесое эксплуатации скважин вследствие низких забойных давлений призабойная зона насыщена свободным газе/ из-за

раз газирования нефти, чш дл." пр'.«

глушении призабсйная зона насыщается и жидкостью глушения. Таким образом, призабойная зона добывающих скважин оказывается блокированной свободным газом и жидкостью глушения. Со стороны нагнетательных скважин призабойная зона кольматируется механическими примесями и остаточной нефтью, содержащимися в закачиваемой подтоварной воде. При этом, с начала заводнения суммарное количество мехпримесей и нефти, закачанное в скважину, достигает 300 . тонн на одну скважину, что приводит к закупорке низмзпроницаемых разностей и отключению их процесса разработки. Таким образом, низкопроницаемые разности эксплуатационного объекта со стороны добывающих и нагнетательных скважин оказываются блокированными и Еыработка запасов углеводородов из них практически прекращается.

8. Показано, что повышения эффективности выработки запасов Талинского месторождения можно добиться не только за счет вовлечения в разработку низкопроницаемой части пласта, но и за счет воздействия на его высокопроницаемую часть путем увеличения коэффициентов вытеснения и охвата. Исходя из особенностей Талинского месторождения, сформулированы основные требования к технологиям и применяемым материалам повышения сффективности выработки запасов:

- тампонирующие материала или их композиции должны иметь температуру деструкции свыше 100°С;

растворы используемых материалов дожны обладать способностью снижать проницаемость коллектора б 100 й более раз;

- вязкость используемых растворов не должна существенно отличаться от вязкости воды в процессе закачки их в скважину и продавки s пласт;

- приготовленный технологический раствор не должен изменять своих свойств течение определенного времени (от нескольких часоз до нескольких суток);

- технолоия приготовления растворов и их последующая закачка в пласт должны быть совместимыми со всеми процессами и объектами добычи нефти;

- применяемые материалы, используемый раствор и технология ведения работ должны быть экологически чистыми и нейтральными по отношению к нефти.

9. Предложены технологии позышения охвата зысокспроницаемого "асгга заводнением, выполнен цикл экспериментальных исследований и обоснованы оптимальные составы растворов, а также выполнены широкая промышленная апробация и использование с положительным результатом:

- на базе сипикатно-полимерных гелей (стекло натриевое жидкое и биополимер "Симусан");

- нэ базе низкомолекулярных полимеров "Суападе! УУЗО", сшиваемых хромкалиевыми квасцами;

- на базе пслиакриламида "А1соГюо(2 11751" в сочетании с хромкалиевыми квасцами;

- на бззе полимера "РоЫа 4000" в сочетании с хромкалиевыми квасцами, неонолом и соляной кислотой.

Длительным промышленным использованием разработанных технологий доказана их высокая технолошческая эффективность (1000-2000 т дополнительно добытой нефти на одну скважино-обработку). При- этом, удельная технологическая эффективность, рассчитываемая на одну тонну основного компонента раствора (жидкое стекло или полимер) изменяется в зависимости от обзсдненности добываемой продукции от 262 до 2040 т нефти. '

10. Для условий месторождений типа Талинского впервые доказано, что повышения эффективности выработан запасов из низкопроницаемых разностей можно добиться разработанной комплексной технологией, заключающейся в (при условиях текущего состояния разработки):

- проведении изоляционных работ как в нагнетательных, так и добывающих скважинах по глубокопроникающему тампонированию разработанными композициями обводненных высокопроницаемых интервалов пласта;

- проведении обработок призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин низкопрЬницаемой части пласта физико-химическими методами (наиболее эффективными из них являются обработка глинокислотой и повторная перфорация) с целью подключения её к процессу дренирования;

- нагнетании воды в низкопроницаемый коллектор при рациональных забойных давлениях, определяемых величиной бокового горного давления, равного примерно 45-50 МПа. При этом забойные- давления в добывающих скважинах должны поддерживаться на уровне давления насыщения.

Основное солеожание лиссеотаиии опубликовано в гпвлутмш* пяКптзу

1.Состояние и пути повышения эффективности разработки месторождений ПО "Ноябрьскнефтегаз*. В кн. "Новые разработки месторождений Западной Сибири на основе ускоренного внедрения достижений научно-технического прогресса". Тезисы докладов всесоюзного совещания, г. Тюмень 1986, с.54-66.

2.Инструкция по технологии воздействия на призабойную зону пласта в процессе его вторичного вскрытия. РД 39-0148070-230-87Р, МНГП, 1987, стр.35.

3. Руководство по применению системной технологии,воздействия на нефтяные пласты месторождений Гпавтюменнефтегаза. РД 39-0147035-254-8БР, МНГП. стр.236.

4. Способ селективной изоляции неоднородного пласта. Авторы: Кондратюк А.Т. и др. Решение о выдаче авторского свидетельства на изобретение по заявке N 4462838/24-03 от 18.07.88 г. .

5. Способ обработки скважин нефтяного месторождения. Авторы: Кондратюк А.Т. и др. A.c. СССР N1478718.

6. Эмульсионный сосгав для ограничения водопритоков. Авторы: Кондратюк А.Т. и др. A.c. СССР N1526337.

- 7. Состав для обработки призабойных зон нефтяного пласта. Авторы: Кондратюк А.Т. и др. A.c. N 1601355.

8. Разработка технологии увеличения охвата пласта заводнением высокотемпературных неоднородных пластов. Материалы Всесоюзной научно-технической конференции "Неф-.егаз". Тюмень, 1Э39, т.2, стр.4.

9. Системная технология воздействия на пласт. Материалы Всесоюзной школы передового опыта МНГП СССР. г. Ноябрьск, 1939, стр.3-7.

10. Разработка нефтяных месторождений при оптимальных давлениях нагнетания. Материалы Всесоюзной школы передового опыта. Ноябрьск, 1939, стр.121-128.

11. Способ освоения, гззонагнетательных скважин. Положительное решение о выдаче патента РО по заявке N 05065214/03 от 14.10.93. Приоритет от 12.10.92 (совместно со Стрижовым И.Н., Степановой Г.С., Мищенко И.Т. и др.).

12. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи. Положительное решение о выдаче патента РФ по заявке N 94022977/03 от 5 июня 1S95 года. Приоритет от 20.06.94. (Совместно с Темновым Г.Н. и др.).

13. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи. Положительное решение о выдаче патента РФ по заявке N 94032642/03 от 15 сентября 1995 года. Приоритет от 08.09.1994. (Совместно с Чуй ко А.И. и др.).

14. Способ изоляции зон поглощения в нагнетательной скважине. Положительное решение о выдаче патента РФ по заявке N 94022978/03 01 3 января 1996 года. Приоритет от 20.06.94. (Совместно с Горбуновым А.Т. и др.).

15. Способ разработки нефтяной залежи. Положительное решение о выдаче патента РФ по заявке N 96103235/03 от 25 сентября 1956 года. Приоритет от 27.02.96. (Совместно с Мищенко И.Т. и Кузьмичевыи Н Д.).

16. Особенности разработки нефтяных месторождений с .-трудноизвлекаемыми запасами. М., "Нефть и газ", 1995, 150 с. (Совместно с ИТ.

Мищенко).