авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |   ...   | 11 |

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального ...»

-- [ Страница 6 ] --

Рисунок 1 - Пример оценки удельных электрических сопротивлений пород по комплексу БКЗ-ИК-БК (Западная Сибирь, Ноябрьский регион) На следующем примере (рисунок 2) (Западная Сибирь, Сургутский регион) при интерпретации заданы границы пластов, интервалы коллекторов, сопротивление промывочной жидкости (0,05 Омм), диаметр скважины (0.14 м), комплекс включает четыре градиент зонда в Омм (КС - градиент зонд длины 0.45 м, КС2 - градиент зонд длины 1.05 м, КС3 градиент зонд длины 2.25 м, КС4 - градиент зонд длины 4.25 м), ИК – индукционный каротаж в мсим (4И1). Особенностью этой скважины является высокая минерализация промывочной жидкости. В связи с тем, что приблизительно известна глубина зоны проникновения, расчеты проводились с заданным значением D/d=3.

Рисунок 2 - Пример оценки удельных электрических сопротивлений пород по комплексу БКЗ-ИК-БК (Западная Сибирь, Сургут) Программное обеспечение комплексной интерпретации на основе библиотеки петрофизических моделей Перспективные технологии при геологической интерпретации данных ГИС связаны с унификацией использования разнообразной геолого-геофизической информации на основе современных представлений в области петрофизики и моделирования.

Это создаёт значительные возможности для преодоления недостатков традиционных подходов, особенно для сложнопостроенных разрезов и больших комплексов ГИС.

Известен ряд зарубежных и отечественных программных продуктов, использующих решение системы петрофизических уравнений. Идеология системного подхода, когда вся информация рассматривается в рамках моделей взаимосвязи разнообразных геолого-геофизических данных, использована в разработанном во ВНИИГИС программном обеспечении ОРТСОМ.

К технологическим достоинствам данного программного обеспечения можно отнести универсальность его использования для различных типов разрезов - карбонатных, терригенных, смешанных, сложнопостроенных;

легкую настраиваемость на различные комплексы методов ГИС;

оценку достоверности интерпретации по всему разрезу одновременно с интерпретацией.

Интерпретация осуществляется на основе моделирования всей имеющейся информации с использованием петрофизических моделей. В такой постановке, задача оценки геологических параметров пород по разрезу пористости, составляющих пористости, глинистости, компонентного состава пород, насыщенности заключается в минимизации функционалов, в метрике, зависящей от достоверности физических свойств пород по данным ГИС и петрофизических связей в каждой точке разреза. При этом задача интерпретации по программе ОРТСОМ, по аналогии с программой ELESTR, становится универсальной, т. е.

независимой от комплекса используемых методов ГИС и типа разреза.

Интерпретация осуществляется по аналогии с решением обратных задач и сводится к многократному математическому моделированию данных ГИС на основе петрофизических связей как количественных, так и качественных. Для подбора искомых геологических параметров, которые одновременно удовлетворяют петрофизической модели, осуществляется итерационный процесс, начинающийся с некоторых приближенных (начальных) значений искомых параметров. Затем шаг за шагом они уточняются, пока не будут получены кривые пористости, глинистости, насыщенности, компонентного состава пород, оптимально соответствующие используемой информации с учетом её достоверности.

Кроме результатов интерпретации, для всего разреза формируются кривые прогнозируемых погрешностей геологических параметров и теоретически рассчитываемые кривые физических свойств пород. Прогноз погрешностей полученных результатов, как и в программе ELESTR, основан на построении их доверительной области.

Анализ расхождения теоретических и фактических кривых физических свойств позволяет контролировать достоверность результатов.

Степень соответствия теоретически рассчитанных кривых фактическим, позволяет контролировать адекватность используемых петрофизических моделей, а также качество исходных данных.

Значения прогнозируемых погрешностей дают оценку надежности определения тех или иных геологических параметров при данном комплексе методов ГИС и данной схеме интерпретации.

Применительно к данной задаче алгоритмы оптимизации являются условными, т.е. геологическая интерпретация производится с учетом различных априорных условий. Например, петрофизические модели пород задаются для определенной стратиграфии и литологии. В программе они могут быть описаны наборами соответствующих петрофизических зависимостей и априорных условий. Эта информация высвечивается в меню программ модель», «Модель», «Интерпретационная «Петрофизические связи».

В сложных геологических разрезах присутствует множество неизвестных геологических параметров, использующихся в системе петрофизических уравнений. Информативность методов ГИС для одновременной их оценки чаще всего оказывается недостаточной. В технологии интерпретации по программе ОРТСОМ предусмотрены различные возможности преодоления этих трудностей. По сути, реализованы способы привлечения дополнительной информации по разрезу. К ним можно отнести: задание наиболее вероятных сочетаний компонент в виде их альтернативных наборов для соответствующих интервалов;

предварительное выделение связей вида «стратиграфия литология петрофизическая модель»;

учет априорных значения геологических параметров, установленных по различным данным (керн, испытания, приближенная интерпретация методов ГИС). Технологическое меню включает специальные режимы интерпретации и (задание корректировки петрофизических моделей интерпретации, просмотр результатов интерпретации и т.д.), что позволяет достаточно легко организовать всю технологию интерпретации.

Для хранения всевозможных петрофизических зависимостей для различных методов ГИС использованы библиотеки петрофизических зависимостей и уравнений.

Таким образом, технология геологической интерпретации данных ГИС с использованием программы ОРТСОМ заключается в целенаправленном моделировании геофизической информации, чтобы получить оптимальные искомые параметры геологического разреза. Один из критериев оптимизации заключается в минимизации невязки фактических и моделируемых физических свойств пород с учетом априорной информации по разрезу. При этом устанавливается обратная связь между окончательными результатами и принятыми моделями и допущениями в начале интерпретационного процесса. Если результаты, согласно использованным критериям достоверности, признаются недостаточно надежными, то пересматриваются исходная информация и принятые модели (рисунок 3).

Рисунок 3 - Схема интерпретации данных ГИС по программе ОРТСОМ Программное обеспечение ОРТСОМ использовано при интерпретации материалов ГИС по различным регионам и отложениям.

В качестве примера, на рисунке 4 приведен фрагмент результатов использования программного обеспечения.

Представленный фрагмент содержит интервал тульского (карбонатные породы) и бобриковского (терригенные породы) горизонтов и верхнетурнейского яруса (карбонатные породы). В качестве первичной информации используются кривые литоплотностного каротажа (ЛПК) совместно с кривыми нейтронного гамма-каротажа (НГК), гамма-каротажа (ГК) и интервального времени по акустическому каротажу (t). На рисунке результат интерпретации представлен в виде объёмной модели пород.

Слева от объёмной модели приведены исходные кривые физических свойств совместно с теоретически рассчитанными по петрофизическим зависимостям.

Рисунок 4 - Интерпретация комплекса АК-ГК-НГК-ЛПК в карбонатном и терригенном разрезах (ОРТСОМ). Скв. 3395, пл. Туймазинская Программное обеспечение ELESTR и ОРТСОМ в настоящее время является универсальным средством для реализации технологии интерпретации в сложнопостроенных разрезах. Программное обеспечение ELESTR и ОРТСОМ включено в используемые системы интерпретации, имеются автономные варианты, которые легко могут быть адаптированы в любую среду.

Список литературы 1Тихонов А.И., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. – М.: Наука, 1986. –288 с.

2 Кнеллер Л.Е., Сидорчук А.И. Новый алгоритм определения удельного электрического сопротивления пластов //Прикладная геофизика.

–М.: Недра, 1982. –Вып.104. –С.172-183.

3 Кнеллер Л.Е., Потапов А.П. Решение прямой и обратной задач электрокаротажа для радиально-неоднородных сред //Геология и геофизика, 1989. -№1. -С.88-96.

4 Кнеллер Л.Е., Потапов А.П. Решение прямой и обратной задач индукционного каротажа с учетом вертикальной и радиальной неоднородности геоэлектрического разреза //Геология и разведка. -М.:

Изв. ВУЗов, 1990. -№9. –С.95-102.

5 Кнеллер Л.Е., Потапов А.П. Решение прямой и обратной задач бокового каротажа для целей автоматической интерпретации в тонкослоистом разрезе. //Прикладная геофизика. -М.: Недра, 1992. Вып.128. –С.137-144.

6 Кнеллер Л.Е., Потапов А.П. Решение прямой и обратной задач электрокаротажа для радиально-неоднородных сред //Геология и геофизика, 1989. -№1. -С.88-96.

7 Потапов А.П., Кнеллер Л.Е. Определение удельного электрического сопротивления пластов по данным ВИКИЗ в условиях тонкослоистого разреза //НТС «Каротажник». –Тверь: «Герс», 2000. -Вып.52. –С.62-67.

8 Друскин В.Л., Книжнерман Л.А. Метод решения прямых задач электрокаротажа и электроразведки на постоянном токе //Физика Земли, АН СССР. –М.: Наука, 1987. -№ 4. -С. 63-71.

9 Друскин В.Л., Тамарченко Т.В. Быстрый вариант метода частичных областей для решения задачи индукционного каротажа //Геология и геофизика, 1988. -№ 3. -С.120- 10 Кнеллер Л.Е. Алгоритм прогнозирования погрешности определения удельного электрического сопротивления по данным электрокаротажа и результаты его использования //ЭИ: Регион., развед. и промысл. геофизика. –М.: ВИЭМС, 1983. -№20. –С.1-8.

11 Сохранов Н.Н., Аксельрод С.М. Обработка и интерпретация с помощью ЭВМ результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1984. - 255 с.

12 Элланский М.И. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. -М.: Недра, 1978. -215 с.

13 Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. – М.: Недра, 1991.-205 с.

14 Еникеев Б.Н., Кашик А.С., Чуринова И.М., Шпикалов Ю.А.

Системный подход к задаче оценки свойств пласта по данным каротажа (модели и методы) /Обзорная информация. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. ВНИИОЭНГ, 1980.

15 Сидорчук А.И., Гайфуллин Я.С., Крылова Г.И. Количественная оценка компонентного состава и пористости пород на ЭВМ по каротажу// Прикладная геофизика. – М.: Недра, 1980. -Вып.98. - С.178- 187.

16 Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Рындин В.Н. Автоматизированное определение коллекторских свойств, нефтегазонасыщенности по данным каротажа (петрофизические модели и методы) /Обзор ВИЭМС. -М., 1990. 72 с.

17 Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С, Сабирзянова Р.А. Комплексная геологическая интерпретация материалов ГИС на основе математического моделирования и оптимизации //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997. - №4.

УДК 622.276.6.

ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ППД В УСЛОВИЯХ НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ» С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Гуторов Ю.А., Латыпов И.Ф.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) На основе компьютерной обработки геолого-промысловых данных с помощью программы «СИГМА-Прокси» (г. Москва) можно исследовать эффективность системы поддержания пластового давления, характер распределения закачиваемой и отбираемой воды по площади продуктивного пласта, выявлять места, слабо охваченные заводнением или участки с аномально высокими отборами.

В качестве объекта исследования эффективности системы ППД был выбран опытный участок, расположенный на территории ЦДНГ-1, на котором предполагалось отрабатывать технологию нестационарного заводнения с целью повышения нефтеотдачи. Длительные наблюдения за режимами закачки и отборов и построения по ним двухмерных карт их площадного распределения по годам показали, что со временем существенно меняется не только динамика процесса заводнения, но и процентное соотношение воды и нефти в отбираемой продукции. Причем стабильное поддержание режимов закачки не обеспечивает стабильного (во времени) соотношения объемов нефти и воды в отбираемой продукции.

Однако стоит только изменить в пласте направление фильтрационных потоков вытесняющего агента (воды), как тут же существенно меняется соотношение отборов воды и нефти в пользу последней.

Такой прием был опробован в условиях ЦДНГ-1 в течение ряда лет и дал хорошие результаты, однако наблюдениями было установлено, что с течением времени промысловый эффект от него периодически снижается.

Анализ результатов картирования площадного распределения текущих закачек и отборов показал, что относительную стабильность эффекта от смены направления фильтрационных потоков можно обеспечить путем регулярного (не реже одного раза в два года) изменения их направления на прямо противоположное. При этом было установлено, что объемы закачки воды могут быть уменьшены как минимум в два раза без ущерба для количества добываемой нефти.

УДК 622.245. К ТЕОРИИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ МАТЕРИАЛОВ ИМПУЛЬСНОЙ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ СКВАЖИН МНОГОКОЛОННЫХ КОНСТРУКЦИЙ Кнеллер Л.Е., Потапов А.П.

( Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском, Научно-исследовательский и проектно конструкторский институт геофизических исследований геолого разведочных скважин) Введение В связи с тем, что большинство крупных нефтегазовых месторождений эксплуатируется 20-30 лет и более, остро встала задача дефектоскопии обсадных колонн. Фирмы “Schlumberger”, “Baker Atlas”, “Halliburton” используют трехчастотные электромагнитные дефектоскопы.

В настоящее время получил развитие новый метод оценки технического состояния обсадных колонн, основанный на регистрации затухающих во времени вихревых токов (импульсная электромагнитная дефектоскопия скважин – ИЭМД) [5].

На этом принципе были разработаны толщиномеры-дефектоскопы ЭМДСТМ – «ВНИИГИС», ЭМДСТ-МП – «Литосфера», МИД-К – ООО «Дефектоскопы Сидорова», ЗАО НПФ «ГИТАС», АМИД-К – ОАО «Татнефтегеофизика», активно ведутся работы в ИГ СО РАН и фирме «Луч» (г.Новосибирск).

При контроле технического состояния колонн возникает задача определения толщины по всей глубине скважины, причем часто эту задачу необходимо решить для двух, а иногда и трех колонной конструкции.

Как показали теоретические и экспериментальные исследования [3,5], кроме собственно толщины (h) колонн на измеряемый сигнал существенно влияют также проводимость () и магнитная проницаемость (µ) труб, которые могут существенно изменяться под влиянием технологии изготовления труб, при строительстве и эксплуатации скважин. Поэтому использование методик определения h без учета изменчивости µ, может привести к существенным ошибкам.

Физические предпосылки Метод импульсной электромагнитной дефектоскопии (ИЭМД) основан на регистрации электродвижущей силы (ЭДС), наведенной в трубах после выключения тока намагничивания. Временное разделение сигналов позволяет производить зондирование многоколонных конструкций. Это осуществляется выбором длительности электромагнитного импульса и паузы, во время которой регистрируют информацию, и конструкции зондовой установки [5].

Характер переходных процессов определяется толщиной стенок, диаметром колонны, удельной электрической проводимостью и магнитной проницаемостью металла. Чем больше произведение µm, тем медленнее затухают вихревые токи, возникшие в трубах при изменении возбуждающего магнитного поля [5]. В свою очередь, µ и могут зависеть не только от заводской технологии, но и от степени коррозии труб.

К затуханию токов приводит развитие сети трещин при перфорации, отдельные трещины на протяжении 60-90 мм, уменьшение массы металла при износе. Увеличение массы металла (например, увеличение толщины стенок колонны, соединительная муфта и т.п.) соответственно увеличивает время затухания переходных процессов.

Прямая задача Для определения неустановившегося процесса в коаксиально цилиндрической среде используем спектральный подход, основанный на применении интеграла Фурье [1].

При возбуждении поля ступенчатой функцией тока:

1, t J (t ) = 0, t имеем e iwt 1, (1) Н (t ) = Н z (w) dw 2 iw где Hz (w) - магнитное поле на оси скважины, выраженное в единицах поля магнитного диполя в воздухе [1]:

L С cos Ldm, Н z ( w) = Н zo (k o, L) (2) o o o - поле в однородной среде с удельной проводимостью o;

где Н zo ( ko, L) o = k i2 ;

k – волновое число;

L – длина зонда;

Сo - определяется из граничных условий по рекуррентным формулам [4].

Для расчета становления поля при любом числе цилиндрических поверхностей раздела необходимо провести численное интегрирование выражения (2).

Для вычисления (2) воспользуемся методом линейной фильтрации [2], который позволит избежать сложностей, связанных с интегрированием осциллирующих функций.

Обратная задача Определение толщины труб в многоколонных скважинах необходимо проводить с учетом µ и металла. Задача формулируется следующим образом. Имеем вектор измеpений Y = Н (t i ) и вектор искомых параметров r X = {µ j, j, h j }, где i=1,M;

j=1,N;

M - число измерений (кривая спада), N r число труб.

По известным Y необходимо определить Х таким образом, чтобы рассчитанные на основе прямых задач измерения и показания прибора минимально отклонялись в заданной метрике.

При этом Х определим из условия r M Y F(X ) Yк F ( X ) r r, (7) = = min j Y к + j =1 Y j + r где,. - вектора относительных и абсолютных погрешностей;

r F - операторы решения прямой задачи [4].

Основные требования, которые были предъявлены к разрабатываемому алгоритму - это поиск минимума функции (7) при слабых начальных приближениях за ограниченное число итераций, которое бы обеспечивало приемлемое для массовой обработки время счета.

Известны различные способы минимизации (7). Нами использован ранее разработанный и хорошо зарекомендовавший себя алгоритм [4].

Программное обеспечение и результаты интерпретации На основе решения прямой и обратной задач реализовано программное обеспечение, которое позволяет определять толщину колонн с учетом µ, металла. Программное обеспечение широко используется при оценке технического состояния скважин на нефтегазовых месторождениях и газохранилищах.

На рисунке 1 приведены результаты интерпретации измерений на модельной скважине аппаратурой ЭМДСТ-МП на основе решения обратной задачи. Погрешность определения толщины не превышает 0.5 0.6 мм.

На рисунке 2 приведен пример интерпретации результатов ЭМДСТ МП в реальной скважине. Причем вначале был проведен каротаж в технической колонне и вычислена толщина hТК, а затем спущена эксплуатационная колонна, проведен повторно каротаж и вычислена толщина каждой колонны (hЭК, hТК).

Максимальное различие толщины полученной в ТК и вычисленной через ЭК составляет 1 мм, а среднее не превышает 0.6 мм.

1 – толщина первой колонны;

2 – толщина кондуктора Рисунок 1- Результат определения толщины в модельной скважине а) толщина ТК;

б) толщина ТК и ЭК Рисунок 2 - Пример интерпретации скважинных исследований Выводы 1 Разработан численный алгоритм решения прямой задачи для метода становления поля в скважине, обсаженной металлическими трубами.

Показано существенное влияние на измерения не только толщины, но также проводимости и магнитной проницаемости.

2 Разработано программное обеспечение определения толщины труб при многоколонных конструкциях в скважинах с учетом их проводимости и магнитной проницаемости.

Список литература 1 Кауфман А.А., Соколов В.П. Нестационарное поле вертикального магнитного диполя на оси скважины / Электромагнитное поле на оси скважины, препринт. АН СССР СО ИГ и Г.- 1971. -С.31-50.

Кнеллер Л.Е., Потапов А.П. Численное решение прямой задачи теории индукционного каротажа при радиально неоднородной зоне проникновения //Прикладная геофизика. - М.: Недра, 1983. -Вып.108. С.117-123.

Потапов А.П. Влияние магнитной проницаемости и электропроводности металла обсадных колонн на результаты скважинной импульсной электромагнитной дефектоскопии //НТВ «Каротажник». –Тверь: АИС, 1998. –Вып.75. –С.109-112.

Потапов А.П., Кнеллер Л.Е. Численное решение прямой и обратной задач импульсной электромагнитной толщинометрии обсадных колонн в скважинах //Геология и геофизика. –Новосибирск: СО РАН, 2001. -№8. – Т42. –С.1279-1284.

Сидоров В.А. Скважинные дефектоскопы-толщиномеры для исследования многоколонных скважин //НТВ «Каротажник». -Тверь:

АИС, 1996. –Вып.24. –С.83-94.

УДК: 550.832:622.243. НЕКОТОРЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском, Научно исследовательский и проектно конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин) В настоящее время стало общепризнанным, что применение горизонтальной бурения с соблюдением вполне четко определенных условий позволяет решить ряд важных проблем разработки нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений.

Повышение темпов отбора нефти и увеличение конечной нефтеотдачи стали возможным благодаря преимуществам горизонтальных скважин (ГС) над вертикальными для многих пластов, разработка которых малорентабельна (трудноизвлекаемые запасы нефти). Фактически, ГС оказались одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и достижения полноты извлечения ее из недр. Особенно актуально это для месторождений со сложным геологическим строением, а также для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

Основное преимущество ГС перед вертикальными скважинами — это большая площадь контакта с пластом. Большинство ГС за рубежом имеют длины, равные 500-1000 м, пробурены они в зонах 5-20-метровой толщины. Теоретически, чем больше длина ГС, тем выше продуктивность и, возможно, площадь дренирования. Таким образом, длинные ГС желательны (в зависимости от затрат). Может оказаться, что продуктивная длина ГС меньше пробуренной. Причиной этого могут служить разрушение околоскважинного пространства в процессе бурения и изменение его естественного состояния из-за применения недостаточно качественного бурового раствора, неоднородность пласта и др.

Поэтому следует отметить, что по разным причинам горизонтальные скважины не всегда оправдывают ожидания: часто дебит скважины увеличивается меньше, чем ожидается, иногда наблюдается быстрое обводнение продукции, падение давления и т.п. При отсутствии достаточно полного информационного обеспечения, т.е. детального знания геологической и гидродинамической ситуации, включая геологическое строение месторождений, закономерности, изменения физических свойств коллекторов и физико-химических свойств нефти в залежах трудно оценить промысловую эффективность ГС. Анализ промысловых данных свидетельствует, что в качестве одной из основных причин низкой эффективности ГС может считаться недостаточная геолого геофизическая изученность участков намеченных для (залежей), горизонтального бурения, на стадиях проектирования и строительства ГС.

Строение продуктивных горизонтов, изменение толщин, стратиграфической полноты разреза, распространение петрофизических типов пород находится в зависимости как от тектонического развития территории региона, обусловившего изменения палеогеографических обстановок осадконакопления, так и от существования многочисленных локальных структур. В этой связи каждое поднятие, на котором проектируется горизонтальное бурение, должно рассматриваться самостоятельно. Неучет этого ведет к неудовлетворительному качеству проектирования, неоптимальной проводке ГС в пределах продуктивных пластов, снижению длин горизонтальных скважин, вскрывших продуктивные пласты.

Несмотря на то, что горизонтальное бурение в настоящее время представляет собой хорошо опробованную технологию, обеспечивающую резкое увеличение добычи из коллекторов почти любых типов (существенным ограничением является только очень низкая вертикальная проницаемость пластов), правильное ее применение никогда не бывает одинаковым в любых двух скважинах и сопряжено с экономическим риском, если тщательно не спроектировано коллективом различных специалистов. Правильный выбор объекта и составление его уточненной модели должны базироваться на комплексном использовании геологических, геофизических и петрофизических данных, а также информации, полученной в процессе испытания и эксплуатации вертикальных скважин. Бурение каждой ГС должно рассматриваться как уникальная операция, только тогда оно будет экономически оправдано.

Основная идея данной работы – важнейший резерв повышения промысловой эффективности горизонтальных скважин их (ГС) информационное математическое обеспечение. При отсутствии достаточно полного информационного обеспечения, т.е. детального знания геологической и гидродинамической ситуации, включая геологическое строение месторождений, закономерности, изменения физических свойств коллекторов и физико-химических свойств нефти в залежах трудно оценить промысловую эффективность ГС.

Прогноз эффективности горизонтальной скважины необходим в первую очередь на этапе ее проектирования. После окончания бурения не исчезает необходимость в детальном изучении вскрытого геологического разреза с целью определения фильтрационно-емкостных свойств, степени неоднородности пород и потенциальных возможностей ГС при ее реальной (как правило, отличной от проектной) траектории. Одновременно уточняются представления о геологическом разрезе, траектории скважины, и тем самым создается реальная основа для моделирования и прогноза эффективности ГС.

Таким образом, прогноз притока к ГС и использование соответствующих методологий моделирования остаются актуальными на всех этапах строительства ГС, включая ее эксплуатацию. На дебит ГС влияют различные факторы, в том числе ее длина на различных участках профиля, а также положение траектории ГС на фоне профиля конкретного геологического разреза. Известно, что очень часто не вся длина горизонтальной скважины используется эффективно, т.е. приток жидкости к скважине происходит в проницаемых участках профиля разреза.

Изучение влияния различных видов неоднородности и их возможного влияния на дебит ГС является актуальной задачей, требующей привлечения практически всех видов геолого-геофизических исследований как по отдельным скважинам, так и по залежи.

Приток к ГС определяется множеством факторов. Кроме длины ГС, ее дебит определяется геологией разреза около траектории скважины, т.е.

расчлененностью разреза, макро- и микрослоистостями и анизотропией пород, гидродинамической связанности пропластков. Таким образом, в качестве геологических параметров, влияющих на приток к ГС, можно рассмотреть расчлененность разреза, микро- и макроанизотропию пластов в различных направлениях. В расчлененном разрезе горизонтальная скважина проходит по пласту, состоящему из пропластков различной мощности, проницаемости, насыщенности и гидродинамической сообщаемости пропластков. В таком неоднородном пласте дебит ГС будет зависеть также от положения траектории относительно пропластков.

Проведенные исследования позволяют говорить о принципиальной возможности и реальности прогноза промысловой эффективности горизонтальных скважин на основе детальной интерпретации геолого геофизической информации, включая и данные геофизических исследований горизонтальных скважин (ГИ ГС). Достоверность прогноза определяется созданием и использованием хорошего информационного обеспечения, определяемого широким кругом геофизических и геолого технологических исследований, а также применения методов математического моделирования и соответствующего программного обеспечения. Возможности прогноза эффективности ГС непосредственно связаны с использованием гидродинамического моделирования для определения притока к ГС совместно с данными геологической интерпретации материалов ГИС. Полученная информация позволит исследовать и обосновать учет наиболее существенных факторов, влияющих на приток к ГС, в частности, учесть реальное положение траектории ГС, распределение коллекторских свойств и насыщенности в толще пород и конечном итоге оценить потенциальные возможности реальной ГС, т.е. – её эффективную длину, потенциальные дебиты, вероятность обводнения.

В качестве исходной, в гидродинамической модели для прогноза дебитов ГС, можно использовать следующую информацию:

геологическую модель, положение траектории на геологическом профиле, мощности и свойства пропластков (фазовые проницаемости), вязкости нефти и воды, депрессию давления.

Требуется также информация о некоторых параметрах, получаемая при геолого-промысловых исследованиях. К числу таких параметров относятся:

- пластовое давление (Рпл ), - вязкость и сжимаемость пластовых флюидов (µ, z), - радиус контура питания (rк).

Информационная база для прогноза и моделирования притока формируется из геолого-геофизической и другой информации (измерения и результаты интерпретации, петрофизические исследования), полученной на различных этапах изучения месторождения и строительства ГС:

- геофизическая информация, накопленная на этапе изучения месторождения (наземные исследования, информация по соседним вертикальным скважинам);

- геофизическое сопровождение при строительстве ГС (каротаж в процессе бурения-MWD и LWD системы, геолого-технологические исследования - ГТИ, после бурения - системы «ГОРИЗОНТАЛЬ», АМАК «ОБЬ», АМК «ГОРИЗОНТ» и др.);

- геофизические исследования ГС в процессе их испытания, освоения, эксплуатации в обсаженных скважинах, (измерения исследования в действующих скважинах);

- петрофизические исследования;

- построенные по геофизическим данным геологические модели пород.

Математической основой моделирования эффективности ГС является описание фильтрации жидкости в сложнопостроенных, в общем случае, пористых средах. При этом могут решаться задачи оптимальной проводки, прогноза дебитов в целом по всей ГС, профилей притока по длине ГС, оптимальной эксплуатации ГС, прогноза вероятностей обводнения скважины. Достоверность прогнозов должна обеспечиваться использованием адекватных реальному геологическому разрезу и промысловым условиям математических моделей.

Нами обобщены существующие аналитические представления для прогноза дебитов. Различными исследователями Д.П., (Пирвердян Борисов Ю.П., Никитин Б.А., Григулецкий В.Г., Чекалюк Э.Б., Joshi S.D., Renard, Dupuy и др.) на основе упрощенных представлений моделей притока получены и предложены достаточно простые аналитические выражения для оценки потенциальных дебитов горизонтальных скважин.

Но они справедливы только для случая, когда траектория ГС проходит по однородному по гидродинамическим свойствам пласту. Для случая анизотропии проницаемости, когда имеется соответственно горизонтальная и вертикальная проницаемости пласта – Кh, Кv в работе [6] предлагается использовать приближенную формулу для дебита, где используется эквивалентная однородная модель пласта с проницаемостью - KhKv.

Несмотря на известные допущения, приближенные аналитические формулы часто используются для практических расчетов. Представляют они интерес с точки зрения их использования при интерпретации данных ГИ ГС и прогноза по ним дебитов конкретных скважин. Одновременно нами исследован процесс притока к ГС на основе численных методов (3-х мерная модель). Разработаны алгоритм и программа для прогноза дебитов, с использованием которых проведены расчеты для типичных геологических моделей пластов[1-5]. На рисунке 1 приведены результаты сопоставления графиков зависимости дебита ГС в однородном пласте от длины ГС по формулам упомянутых выше исследователей, а также по разработанной нами программе численного моделирования.

Как известно, изучение геологической неоднородности осуществляется на различных уровнях различными методами лабораторно-экспериментальными, геолого-геофизическими и промыслово-гидродинамическими.

Q,м 100 численный метод 40 L,м 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Шифр кривых- варианты аналитических формул различных исследователей (1-Пирвердян Д. П., 2 - Борисов Ю.П., 3 - Никитин Б.А., 4 Григулецкий В.Г., 5 - Чекалюк Э. Б., 6 - Joshi S.D.) Рисунок 1 -Сопоставление зависимостей дебита от длины ГС, полученных численным и аналитическим методами Для горизонтального бурения все эти методы также актуальны. Как и для вертикальных скважин, одним из основных источников информации выступают геолого-геофизические методы. К ним относятся промыслово геофизические данные, получаемые в процессе геофизических и других исследований ГС и дополнительная информация, уже имеющаяся по результатам раннего изучения и разработки месторождений. Априорная информация о положении траектории ГС в объектах бурения и свойствах пересекаемых пластов, как правило, является недостаточно определенной.

Даже в выделяемых по промыслово-геофизическим исследованиям эффективных нефтенасыщенных толщинах имеются маломощные плотные прослои, трудно фиксируемые методами ГИС в вертикальных скважинах или вообще незаметные. Приток к ГС может оказаться весьма чувствительным к геологическим неоднородностям, включая слоистость пород по вертикали, трещиноватость, многофазность флюидов и их распределение по вертикали. Неудачное расположение траектории ГС может объяснить причины неэффективности отдельных ГС.

C использованием математического моделирования проведено исследование дебитов для типичных геологических моделей и различного расположения траектории ГС, оценивались влияния различных практически встречающихся геологических условий:

- пересечение траектории ГС с пластами различной проницаемости и мощности;

влияние различий проницаемости пластов в вертикальном и горизонтальном направлениях;

- влияние различий проницаемостей в различных горизонтальных направлениях;

- влияние пространственного положения траектории в неоднородных пластах;

- сравнение эффективности ГС по отношению к вертикальной скважине в неоднородных пластах;

- влияние длины траектории ГС и свойств смежных пластов.

Проводимая с учетом особенностей ГС геологическая интерпретация данных ГИС позволяет рассчитывать на определение реального положения траектории ГС относительно окружающих пород, геологических параметров пород, а вместе с тем и некоторой упрощенной гидродинамической обстановки. Это может быть использовано не только при проектировании, но и в целях правильного истолкования работы ГС на стадии освоения. Достоверность интерпретации, а вместе с тем точность прогнозов определяется также наличием той или иной априорной геолого промысловой информации.

Элементы методологии прогнозирования дебитов иллюстрируются на рисунке 2. Фактически они представляют процесс детального анализа данных геофизических исследований в горизонтальных скважинах совместно с данными инклинометрии с учетом корреляции с соседними вертикальными скважинами, наклона пластов. Ясно, что для геологической интерпретации данных ГИ ГС невозможно один к одному использовать имеющееся методические приемы для вертикальных скважин, так как в данном случае важность приобретают специфические особенности ГС и отличия от вертикальных скважин. Они обусловлены пространственным положением траектории ГС в толще горных пород, а также возможными отличиями зондов, применяемых для каротажа.

Совместный анализ данных ГИ ГС и траектории ствола скважины позволяет в общих чертах интерпретировать причины изменчивости измеренных кривых. Ствол ГС может находиться вдали от границ пластов, внутри тонких (единицы метров) пластов, пересекать границы пластов с разных сторон, быть вблизи ВНК;

изменчивость показаний геофизических методов в ГС часто связана с неоднократными пересечениями траектории скважины одних и тех же пластов, изменением угла наклона траектории относительно границ пластов, изменением пространственного положения относительно границ пластов, а также неоднородностью свойств пластов.

Из-за больших углов пересечения пластов даже маломощные пласты могут создать в показаниях ГИС значительные аномалии. Это еще раз подчеркивает необходимость привлечения данных инклинометрии. В результате интерпретации данных ГИ ГС могут быть выделены пласты, которые по вертикальным скважинам выражены в меньшей степени.

Комплексная интерпретации данных ГИ ГС и инклинометрии связана с взаимоувязанными построениями траектории ГС, данных ГИ ГС на одном планшете.

Рисунок 2 - Элементы методологии прогнозирования дебитов ГС Для проведения корреляции данных ГИ ГС с геологическим профилем и уточнения профиля разреза необходимо сделать соответствующие взаимоувязанные построения, сделать увязку кривых ГИ ГС с кривыми соседней вертикальной скважины. В случае, когда траектория скважины несколько раз пересекает пласты, построение границ пластов можно осуществить даже только по данным ГИ ГС. В противном случае, без привлечения информации о наклоне пластов, сделать это практически невозможно.

В качестве примеров интерпретации данных ГИ ГС и другой дополнительной информации приводятся рисунках 3, 4. Профиль разреза (устье-забой) построен с привлечением результатов интерпретации (рисунок 3). Затем с использованием полученного профиля численным алгоритмом осуществлено прогнозирование дебита нефти и обводненности.

Рисунок 3 - Результаты интерпретации данных ГИ ГС (скв.11491, пл.

Арланская) Дебит ГС складывается как суммарный дебит элементов всей ее длины. Вклад этих элементов в общий дебит может быть очень дифференцированным. Практический интерес представляет прогноз изменения притока по всей длине реальной ГС. Из соображений оперативности и удобств расчетов при этом целесообразно использовать приближенные аналитические зависимости для дебитов ГС, что позволяет по данным ГИ ГС прогнозировать удельные дебиты по траектории скважины, тем самым - интервалы возможных притоков.

Рисунок 4 - Прогноз проницаемостей и дебитов(скв.11491, пл.Арланская) На рисунке 4 для рассмотренной выше скв. 11491 пл. Арланской приведен пример такой интерпретации. Значения проницаемости пород рассчитываются в каждой точке траектории. Расчет кривой проницаемости по данным ГИ ГС осуществляется с использованием настроенной для этих отложений зависимости Коатса-Дюмануара. С учетом насыщенности пород рассчитываются фазовые проницаемости пород вдоль траектории ГС, а затем дифференциальные (ДВ и ДН) и интегральные дебиты (ДЕБВ и ДЕБН).

Проведенные исследования с одной стороны показывают важность и возможность анализа и прогноза эффективности ГС по промыслово геофизическим исследованиям, с другой - повышение достоверности прогнозов связано с созданием и использованием информационного обеспечения, определяемого широким кругом геофизических и геолого технологи-ческих исследований, в том числе, расширением комплекса измерений, а также развития и применения методов математического моделирования и соответствующих программных средств.

Список литературы 1 Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Потапов А.П., Леготин Л.Г., Султанов А.М. Опыт и перспективы интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1996.-№ 2 Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Антонов К.В. Прогноз потенциальных дебитов горизонтальных скважин по результатам геофизических исследований / Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами: Материалы семинара дискуссии (Альметьевск, 24-26июня 1996 г.). -Казань: Новое Знание, 1998.

3 Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Рахматуллин В.У., Антонов К.В.

Прогноз потенциальных дебитов горизонтальных скважин по данным ГИС //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-1997.-№ 4 Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Антонов К.В. К прогнозу эффективности горизонтальных скважин на основе интерпретации геолого-геофизической информации с привлечением моделей притока / Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки полезных ископаемых: Материалы республиканской научно-практической конференции (Октябрьский, 23-27 августа 1999г.) /Управление по недрам РБ, ОАО НПП ВНИИГИС. - Октябрьский, 1999.

5 Гайфуллин Я.С., Кнеллер Л.Е., Грезина О.А. К Оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальной скважины //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -№8. 2000.

6 Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хоз-во. –1992. - №107.

УДК 622.013.34:622.276. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЬЮТЕРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ООО НГДУ «БАВЛЫНЕФТЬ»

Гуторов Ю.А., Воронова Е.В., Васильева Т.А.

(Филиал УГНТУ в г.Октябрьском) Ханнанов Р.Г.

(ООО НГДУ «Бавлынефть» г.Бавлы) Бавлинское месторождение находится на завершающей стадии эксплуатации. Основным объектом разработки является пашийский горизонт девонских отложений. Динамика его эксплуатации иллюстрирует неуклонное падение добычи нефти, что может служить объективным признаком истощения продуктивной залежи.

Однако анализ эффективности работы системы ППД показал, что величина водонефтяного фактора (ВНФ) на протяжении всего периода разработки была 1,6. Согласно известным данным, низкие значения ВНФ являются признаком неполного вытеснения нефти из коллектора, обусловленного малыми расходами в системе ППД.

Была предпринята попытка выявить причины низких расходов в системе ППД и установить их влияние на распределение остаточных запасов в пашийском горизонте Бавлинского месторождения.

С помощью компьютерной программы «СИГМА-ПРОКСИ» были построены различные карты, показывающие распределение коллекторских по продуктивному пласту.

Путем анализа построенных карт было установлено, что выбранное для анализа месторождение отмечается значительной неоднородностью (анизотропией) в первую очередь коллекторских свойств продуктивного пласта, например, таких как пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность, гидропроводность.

На втором этапе проводилась количественная оценка распределения плотности остаточных запасов путем поэтапного исключения накопленной добычи по каждой скважине из начальных геологических запасов, приуроченных к выбранному участку, имеющему собственный контур питания.

На третьем этапе исследований был выполнен анализ степени корреляции площадного распределения плотности остаточных запасов продуктивного пласта с особенностями распределения его коллекторских свойств. В результате анализа было установлено, что плотность распределения остаточных запасов находится в тесном соответствии с величиной гидропроводности продуктивного пласта, а именно: участки пласта с большей гидропроводностью характеризуются меньшей величиной остаточных запасов, а участки пласта с меньшей гидропроводностью характеризуются большей величиной остаточных запасов. Также были построены карты изобар, по которым путем сопоставления их с картами накопленной добычи и гидропроводности был сделан вывод о том, что краевые области остаточных запасов приходятся на участки с низкой гидропроводностью и повышенных (за счет перекачки) пластовых давлений. Таким образом, стало очевидным, что участки скопления остаточных запасов нефти не охвачены интенсивным заводнением, т.к. соседние нагнетательные скважины обладают низкой приемистостью.

Чтобы поднять ВНФ до приемлемой величины ( 3 – 4), обеспечивающей эффективное вытеснение остаточных запасов, сосредоточенных в низкопроницаемых краевых зонах Бавлинского месторождения, необходимо увеличить приемистость расположенных на них нагнетательных скважинах путем проведения в них локального ГРП.

УДК 622.279.34.001.57:550. УТОЧНЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВЫРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ НА ОСНОВЕ КОМПЬЮТЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДИНАМИКИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ ЗАПАСОВ В УСЛОВИЯХ ООО НГДУ «АЗНАКАЕВСКНЕФТЬ»

Гуторов Ю.А., Воронова Е.В.

(Филиал УГНТУ в г.Октябрьском) Хусаинов В.М., Вильданов А.А.

(ООО НГДУ “Азнакаевскнефть» г.Азнакаево) Одной из сложных проблем, с которой сталкиваются технологи – разработчики нефтяных месторождений, является отсутствие достоверной информации о динамике протекающих процессов выработки начальных запасов из продуктивных коллекторов, значительным несоответствием основных фактических показателей разработки некоторых площадей Ромашкинского месторождения с рассчитанными и обоснованными в первичных проектах.

Авторами была предпринята попытка исследовать этот механизм на основании изучении изменения плотности распределения запасов пласта ДI в процессе эксплуатации одного из участков Ромашкинского месторождения – 1 блок Восточно-Лениногорской площади. Наибольший практический интерес представляет текущее состояние выработки запасов по блоку. Очень важно правильно установить количество отобранной нефти из того или иного объекта, с учетом перетоков между пластами, блоками, площадями. Исходя из выявленных особенностей геологического строения данного участка была определена необходимость пересмотра его показателей с учетом влияния граничных участков.

Основным эксплуатационным объектом 1 блока Восточно Лениногорской площади, которая граничит с Холмовской и Карамалинской площадями, являются терригенные отложения пашийского горизонта верхнего девона.

На 1 блоке Восточно-Лениногорской площади выработка извлекаемых запасов составляет 120 %, несмотря на это, за 2002 год с блока было отобрано дополнительно 33 тыс. тонн нефти, а текущий КИН достиг 0,68, при заложенном нормами 0,56 по площади.

С помощью компьютерного моделирования авторами решались следующие задачи:

- определение причин отклонения показателей от проектных;

- выделение сходных по геологическому строению участков;

- пересчет текущих извлекаемых запасов по данному участку;

- разработка мероприятий по совершенствованию технологии эксплуатации выделенного объекта.

В качестве программного продукта для построения компьютерных моделей исследуемого объекта применялась программа фирмы «СИГМА-ПРОКСИ» (г. Москва).

Выполненные авторами исследования позволили сделать следующие выводы:

- построение карт распределения плотности начальных, накопленных и остаточных запасов дают возможность контролировать динамику выработки продуктивных коллекторов;

-построение карт распределения КИН позволяет выявить участки кажущегося дефицита геологических запасов и установить его зависимость от параметра гидропроводности;

-параметр гидропроводности оказывает существенное влияние на величину радиуса дренирования продуктивного пласта, в некоторых случаях превышающего расстояние между эксплуатационными скважинами в схеме разработки.

На основе выполненного анализа выделено обособленное геологическое тело, особенность коллекторских свойств которого объясняет высокую выработку запасов по 1 блоку Восточно Лениногорской площади, так как она находится на границе двух площадей (Холмовской и Карамалинской), которые вводились намного позже, чем Восточно-Лениногорская площадь, и запасы отбирались блоком этой площади как единого гидродинамического объекта. Это также объясняет причины ухудшения показателей разработки на Холмовской и Карамалинской площади, потому что в момент ввода этих площадей в промышленную разработку (1972-1976 гг.), на Восточно-Лениногорской площади был достигнут максимальный уровень добычи, что является признаком активной выработки через нее основных извлекаемых запасов высокопродуктивных коллекторов всего геологического тела, остаточные запасы которого при этом менялись в сторону трудноизвлекаемых.

Проведенный анализ на примере участка 1 блока Восточно Лениногорской площади показывает необходимость изменения подходов к анализу состояния выработки запасов по блокам и площадям с учетом неоднородности распределения коллекторских свойств и, особенно, гидропроводности. Требуется также создание новых систем разработки по всем рассмотренным объектам на основе выделения геологически и гидродинамически обособленных либо сообщающихся тел.

УДК 622.013.34:622.276. НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦЕНКИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЦЕЛЬЮ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ ООО НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ»

Гуторов Ю.А, Воронова Е.В., Терентьев Л.А.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском) Проблема достоверной оценки распределения остаточных запасов нефти является весьма актуальной в современных условиях, когда многие месторождения находятся на поздней стадии разработки.

Для предварительной оценки распределения остаточных запасов на одном из участков Туймазинского месторождения был применен метод картирования площадного распределения геологических, коллекторских и промысловых свойств продуктивного пласта ДI с помощью программы «СИГМА-Прокси» (г. Москва). Путем анализа построенных карт было установлено, что выбранный для исследования участок месторождения обладает значительной неоднородностью (анизотропией) в первую очередь коллекторских свойств пласта ДI, например, таких как пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность, гидропроводность.

На втором этапе проводилась количественная оценка распределения плотности остаточных запасов путем поэтапного исключения накопленной добычи по каждой скважине из начальных геологических запасов, приуроченных к выбранному участку, имеющему собственный контур питания.


На третьем этапе исследований был выполнен анализ степени корреляции площадного распределения плотности остаточных запасов пласта ДI с особенностями распределения его коллекторских свойств. В результате анализа было установлено, что плотность распределения остаточных запасов находится в тесном соответствии с величиной гидропроводности пласта ДI, а именно: участки пласта с большей гидропроводностью характеризуются меньшей величиной остаточных запасов, а участки пласта с меньшей гидропроводностью характеризуются большей величиной остаточных запасов. При этом было установлено, что из-за высокой анизотропии гидропроводности на изучаемом участке месторождения эффективность работы системы ППД неуклонно снижется, так как высоким темпом растут текущие отборы по воде, приходящиеся на одну тонну нефти.

Полученные результаты могут быть использованы для совершенствования схемы разработки выбранного участка Туймазинского месторождения путем более обоснованного выбора объектов для организации на них системы очагового заводнения с учетом выявленной анизотропии коллекторских свойств и особенностей распределения плотности остаточных запасов.

УДК 622.276.05:622.242.23/.24 (470.41) К ВОПРОСУ О ВЫБОРЕ ОБЪЕКТИВНОГО СПОСОБА ОЦЕНКИ ПРОМЫСЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГС В УСЛОВИЯХ АО «ТАТНЕФТЬ»

Гуторов Ю.А., Воронова Е.В., Галеев Д.А.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Промысловая эффективность ГС, как и других методов увеличения нефтеотдачи (МУН), чаще всего оценивается по величине дополнительно (по сравнению с ВС) накопленной добычи нефти в течение времени, пока дебит из ГС превышал средний дебит из соседних ВС.

Недостатком такого подхода к оценке промысловой эффективности ГС являлось отсутствие в нем объективного критерия оценки качества ее строительства. Известно, что дебиты ГС построенных в одних и тех же геолого-физических условиях и имеющих сходные конструктивные характеристики (значение зенитного угла, азимута, длины ствола и т.п.) могут сильно отличаться, что не всегда имеет простое и очевидное объяснение.

Конечно, можно изучить зависимость продуктивности ГС от различных геолого-физических факторов, например таких как длина ствола, величина зенитного угла или азимута направления ее ствола, или от коллекторских свойств вскрываемого продуктивного пласта (пористости, нефтенасыщенности), или от гидрогеологических условий залежи (уровень положения ВНК) и др.

Однако полученные в этом случае зависимости не всегда могут ответить на вопрос о причинах расхождения дебитов ГС, пробуренных в сходных условиях.

Можно предположить, что эти расхождения обусловлены, с одной стороны, анизотропией свойств коллекторов вскрываемых ГС, а с другой – влиянием технологии первичного вскрытия, действие которой усугубляется упомянутой анизотропией. Есть ли методы, которые могли бы объективно подтвердить или опровергнуть факт наличия анизотропии свойств коллекторов и тем более оценить степень их подверженности воздействию технологии первичного вскрытия? Да, безусловно, такие методы есть, и к ним в первую очередь относятся методы ГИС.

Специалистами ассоциации разработана «Геоинформтехнология»

методика прогноза потенциальной продуктивности ГС по данным ГИС, выполненным сразу после вскрытия коллектора. Динамика искажающего проникновения, которое происходит под воздействием промывочных жидкостей на поровое пространство коллектора, также может быть изучена путем периодических (по времени) исследований.

С помощью упомянутой методики нами был выполнен расчет прогнозируемых дебитов по данным ГИС для нескольких ГС, пробуренных на продуктивных площадях АО «Татнефть». Сопоставление прогнозируемых дебитов с длиной ствола соответствующих ГС показало, что с ростом последней прогнозные дебиты соответственно увеличиваются, а реальные – уменьшаются. При этом существенное расхождение между прогнозными и реальными дебитами начинает проявляться, начиная с длины ствола порядка 350 м, и далее растет по мере дальнейшего увеличения длины.

Полученные результаты могут быть, на наш взгляд, с успехом использованы в качестве диагностических критериев качества гидродинамического совершенства первичного вскрытия коллекторов горизонтальными скважинами.

УДК 622.276.65 (470.41) НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОИМПЛОЗИОННОЙ ОБРАБОТКИ ПЗП В УСЛОВИЯХ ООО НГДУ «БАВЛЫНЕФТЬ»

Гуторов Ю.А., Ибрагимов Р.Ф.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском) Ханнанов Р.Г. (ООО НГДУ «Бавлынефть» г.Бавлы) В эксплуатационных скважинах Сабанчинского месторождения в течение продолжительного времени наблюдалось падение уровня добычи, которое не могло быть объяснено процессом постепенного истощения продуктивного пласта.

Было высказано предположение, что данное явление объясняется потерей гидропроводности фильтра и прифильтровой зоны пласта за счет отложения парафинов, асфальтенов и нерастворимых солей, выносимых из коллектора потоком пластового флюида.

Было предложено использовать для очистки фильтра и прифильтровой части пласта термоимплозионный метод воздействия разработанный НПФ «ВУГЭЦ» (г.Октябрьский) в кабельном исполнении.

Суть термоимплозионной обработки состоит в одновременном воздействии на призабойную зону пласта (ПЗП) высокой температуры, химических процессов и ударной депрессии давления. Указанные факторы способствуют расплавлению и сгоранию асфальто-смолистых и парафинистых веществ, разрушению кольматационной корки в перфорационных отверстиях, созданию волновых процессов в скважине и пласте. В результате всего перечисленного происходит не только эффективная очистка ПЗП, но также мощное гидродинамическое воздействие на пласт, которое улучшает условия притока пластового флюида к забою скважины.

Метод был опробован на скважинах Сабанчинского месторождения НГДУ «Бавлынефть» и дал положительные результаты с общей эффективностью порядка 55-60%.

Анализ результатов применения термоимплозии показал, что эта технология обладает дополнительными резервами, которые в случае их использования могут существенно поднять ее эффективность.

С этой целью была исследована зависимость результатов термоимплозии от геолого-технических и петрофизических условий ее применения в конкретных скважинах.

В частности, было установлено, что прирост дебита нефти после обработки пропорционален пористости и проницаемости пласта, а изменение обводненности продукции зависит обратно пропорционально расстоянию нижних отверстий фильтра от уровня ВНК. Кроме того, было установлено, что максимальное гидравлическое сопротивление при имплозии возникает в отверстиях фильтра, что препятствует его эффективной очистке, а поровое пространство коллектора подвергается кольматации продуктами сгорания порохового заряда тем сильнее, чем выше его пористость.

Учитывая результаты выполненных исследований, были разработаны рекомендации по повышению эффективности термоимплозионной обработки за счет ее проведения в оптимальных геолого-технических и петрофизических условиях, а именно: в скважинах с пористостью пласта в пределах 21-23%, проницаемостью в пределах 270 300 МДа с максимальной депрессией не более 1,5-2,0 МПа.

Существенное увеличение дополнительной добычи нефти должно дать применение прибора с пакерующим устройством и последующая кислотная обработка ПЗП.

УДК 622.276/277:622.243. ОПЫТ ИЗУЧЕНИЯ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА БОКОВЫХ СТВОЛОВ И ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ИХ ПРОМЫСЛОВУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ В УСЛОВИЯХ ООО НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ»

Гуторов Ю.А., Воронова Е.В.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Шаяхметов Р.А.

(ОАО «Башнефтегеофизика» г.Уфа) Одним из перспективных методов увеличения нефтеотдачи является бурение боковых стволов (БС) из старого фонда скважин. В последние годы этой технологии в НГДУ «Туймазанефть» уделяется большое внимание, поскольку она дает наибольший прирост дополнительной добычи по сравнению с другими МУН.

Однако анализ промысловой эффективности БС эксплуатирующихся в условиях НГДУ «Туймазанефть» показал, что она в последние годы, несмотря на рост объемов их строительства, неуклонно снижается: уменьшилась не только величина дополнительной добычи, приходящейся на один боковой ствол, но также стала сокращаться продолжительность ее получения.

Особенно тревожным симптомом является падение величины удельных дебитов нефти (дебит с одного метра БС) с ростом длины БС в продуктивном пласте.

С целью более детального изучения влияния различных факторов (технологических, технических, геолого-физических, промысловых и т.п.) были проведены исследования их влияния на промысловую эффективность этой технологии.

Результаты анализа полученных данных показали, что существенное влияние на величину и продолжительность эффекта от строительства БС оказывает продолжительность бурения БС: как правило, с ростом продолжительности бурения (что аналогично увеличению длины ствола) уменьшается величина удельных дебитов. При этом оптимальная длина БС для получения максимальных дебитов по нефти для терригенных коллекторов лежит в пределах от 120 до 180 м, а для карбонатных – в пределах от 40до 110 м;

Установлено также влияние величины отхода (смещения) БС от вертикали: с его увеличением снижается обводненность и растет содержание нефти в добываемой продукции;

Немаловажную роль играет также направление зарезки ствола по азимуту. При этом установлено влияние угла между направлением ствола БС и касательной в точке его пересечения с фронтом распространения закачиваемой воды от ближайшей к БС нагнетательной скважины: чем больше этот угол, тем выше темп обводнения продукции, добываемой из БС и, соответственно, короче продолжительность получения дополнительно (по отношению к ВС) добытой продукции.

Были получены следующие геолого-промысловые критерии для объективного выбора объекта заложения БС в условиях НГДУ «Туймазанефть»:


- Величина пористости коллектора:

Для терригенных коллекторов максимальный эффект достигается при Кп25%, для карбонатных в пределах от 6 до 15%.

- Величина начальной нефтенасыщенности:

Для терригенных коллекторов максимальный эффект достигается при Кн50%, для карбонатных – в пределах от 10до 70%.

УДК 622.276/277: 681.3 (470.57) ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЬЮТЕРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ИЛЬКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ООО НГДУ «ОКТЯБРЬСКНЕФТЬ»

Гуторов Ю.А., Воронова Е.В., Латыпов И.Ф.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Гареев А.М.

(ООО НГДУ «Октябрьскнефть», р.п.Серафимовский) Илькинское месторождение представляет собою симметричную складчатую антиклинальную структуру вытянутую на 18-20 км с юго запада на северо-восток, составляющую в поперечнике 5-7 км.

Анализ режимов разработки Илькинского месторождения на протяжении последних 25-30 лет показал, что его длительная эксплуатация (с1968 года) привела к существенному перераспределению объемов нефти и воды между его тремя основными участками, на которые условно можно разбить всю продуктивную площадь: один – центральный и два краевых – юго-западный и северо-восточный.

Анализ динамики текущих отборов по годам показал, что в процессе эксплуатации Илькинского месторождения произошло существенное перераспределение объемов воды между его основными участками, а именно: северо-восточный и юго-западный участки со временем стали характеризоваться более низкими темпами отбора жидкости при малом ( 50%) уровне обводненности, а центральный участок – относительно высокими темпами отбора жидкости при высоком ( 80%) уровне обводненности. Такое перераспределение отборов сформировалось в течение длительного периода (15-20 лет) времени и требовало кардинального вмешательства для его исправления.

Для объяснения причин указанного явления была привлечена методика компьютерного моделирования структурных, коллекторских и промысловых свойств Илькинского месторождения, выполненная на основе программного продукта «СИГМА-Прокси» (г.Москва).

Анализ полученных двух- и трехмерных моделей, отражающих площадное распределение вышеназванных свойств продуктивного пласта Илькинского месторождения, показал, что они отличаются высокой степенью анизотропии, особенно по коллекторским свойствам, вдоль оси складчатой структуры, образующей продуктивную залежь. При этом максимальная степень анизотропии наблюдалась между центральным и двумя краевыми участками. Особенно высокая степень анизотропии была характерна для параметров пористости и проницаемости.

Таким образом, стало ясно, что относительно низкая добыча в краевых участках залежи была обусловлена тем, что фронт вытеснения, создаваемый системой ППД, обогнул краевые участки залежи, обладающие более высоким гидросопротивлением, и сосредоточился преимущественно в области центрального участка, обладающего значительно меньшим гидросопротивлением. Указанное обстоятельство и стало основной причиной неравномерного распределения добываемой жидкости между центральным и краевыми участками месторождения.

Анализ полученных с помощью компьютерного моделирования результатов позволил разработать эффективные мероприятия по увеличению отборов жидкости на краевых участках и их сокращению на центральном участке путем организации на первых двух – системы очагового заводнения с применением ПАВ с целью увеличения коэффициента вытеснения, а на центральном участке – путем применения закачки водоизолирующих композиций с целью снижения обводненности добываемой на нем продукции за счет увеличения охвата пласта заводнением.

УДК 622.276. АНАЛИЗ И ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ 5 БЛОКА АКТАШСКОЙ ПЛОЩАДИ НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Гуторов А.Ю.

(ОАО «Татнефть», г.Альметьевск) Пятый блок Акташской площади Ново-Елховского месторождения находится в ее юго-восточной части и представлен несколькими продуктивными пластами горизонта ДI.

Максимальная добыча нефти по 5 блоку была достигнута в 1974 г. и составила 743 тыс.т при отборе 25,25% от извлекаемых запасов, обводненность при этом составляла 26,14%, темп отбора от НИЗ - 5,61 %.

В последние годы происходило снижение годовых отборов нефти;

Отбор жидкости, достигнув максимума в 1984 г. (2313 тыс.т), также стал снижаться. По состоянию на 01.01.04г. из продуктивных пластов добыто 10669,312 тыс.т нефти - 82,65 % от НИЗ, годовая добыча нефти в 2003 г.

составила 83,112 тыс.т- т.е. 11,1 % максимальной добычи, добыча жидкости- 867,583 тыс.мЗ - 37,5 % максимума, водонефтяной фактор достиг величины 3,523.

Коэффициент нефтеизвлечения к 2003 году достиг величины 0,39.

Пластовое давление в зоне отбора составило 156,1 атм. Средние дебиты составили по нефти- 3,1 т/сут, по жидкости - 35,8 мЗ/сут. Отметим, что по блоку выработка запасов наименьшая по Акташской площади. Это соответствует геолого-промысловой характеристике данного блока.

По результатам промыслового анализа можно сделать следующие основные выводы:

1 Разработка блока осуществляется при активном воздействии процесса заводнения закачиваемой водой.

2 Наиболее интенсивен процесс заводнения высокопродуктивных коллекторов, и в значительно меньшей степени- малопродуктивных коллекторов.

3 Наибольшая доля остаточных извлекаемых запасов сосредоточены в пл.

62+3.

4 Структура запасов ухудшилась по сравнению с начальной за счет снижения доли запасов высокопродуктивных коллекторов и увеличения доли высокопродуктивных глин и малопродуктивных коллекторов.

5 Трудности в регулировании разработки отдельных пластов эксплуатационного объекта связаны с эксплуатацией всех пластов общим фильтром.

Результаты проведенного ранее анализа разработки Ромашкинского, Ново-Елховского и других месторождений Татарстана заводнением и применяемых при этом геолого-технических мероприятий по ограничению движения вод в пластах и притока их в скважины показали, что значительная часть пластовых и закачиваемых вод непроизводительно фильтруется в продуктивном пласте и не поступает в скважины по многим причинам, из которых наиболее важной является образование обширных высокопроницаемых промытых зон, из-за чего, несмотря на увеличение объема закачки, эффективность методов заводнения резко снижается.

Все вышеизложенное позволяет рекомендовать для стабилизации снижения темпов падения добычи нефти на поздней стадии разработки, оптимизацию режима вытеснения нефти при заводнении неоднородных, гидродинамически изолированных залежей на основе обеспечения эффективного охвата пласта (по площади и мощности) заводнением с одновременным примененим технологии нестационарного (циклического) воздействия.

УДК 622.276.5 (470.57) ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАСТОЙНЫХ ЗОН И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА ХV БЛОКА ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Гуторов Ю.А., Воронова Е.В.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) ХV блок Туймазинского месторождения расположен в его юго западной части. Бобриковский горизонт в пределах ХV сложен двумя гидродинамически не связанными пластами СVI12 и CVI13. Оба продуктивных пласта эксплуатируются общим забоем. Эксплуатационный фонд скважин на 01.01.2004 составляет 37 - добывающих и 4 – нагнетательных.

Анализ динамики разработки обоих пластов бобриковского горизонта осуществлялся на основе изучения особенностей поведения коэффициента промывки (КПР), водонефтяного фактора (ВНФ) и коэффициента использования воды (КИВ) путем их сопоставления с динамикой поведения текущего КИН. В результате анализа указанных показателей было установлено, что коэффициент промывки пласта СVI на 10% выше, чем у пласта CVI13, при более низком (в 6-8 раз) значении ВНФ, и КИН по пласту CVI12 в 8-10 раз более чем по пласту CVI13.

Изучение с помощью компьютерной программы «Eclipse» характера распределения ФЕС по площади залегания пластов CVI12 и CVI13 в пределах ХV блока Туймазинского месторождения показало, что по параметрам пористости (Кп) и нефтенасыщенности (Кн) они обладают относительной однородностью, но по распределению нефтенасыщенной мощности, а соответственно по распределению начальных запасов они существенно различаются. При этом участки повышенной мощности пласта CVI занимают большую площадь (более 50%) по сравнению с участками повышенной мощности пласта CVI13 (менее 30%), с которыми они в плане, как правило, не совпадают.

Анализ карт, отражающих динамику разработки обоих пластов бобриковского горизонта, показал, что извлечение нефти по площади их простирания шло неравномерно и было приурочено в основном к участкам повышенной мощности (гидропроводности). А поскольку в плане эти участки каждого из пластов CVI12 и CVI13 не совпадали, то соответственно и выработка шла крайне неравномерно, что отразилось на формировании в пределах каждого из продуктивных объектов протяженных застойных зон невыработанной нефти. В качестве мероприятий, направленных на обеспечение более полной и равномерной выработки образовавшихся застойных зон, можно рекомендовать переход на индивидуальную (адресную) разработку каждого пласта самостоятельной сеткой скважин (это целесообразно в основном по нагнетательному фонду) в комплексе с бурением боковых стволов из эксплуатационного фонда в направлении расположения невыработанных, застойных нефтенасыщенных зон.

УДК 622.276.5.001.42(470.57) СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ КИЗЕЛОВСКОГО ГОРИЗОНТА МУСТАФИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Гуторов Ю.А., Воронова Е.В.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Хабибуллин С.Х.

(ОАО «Башнефтегеофизика», г.

Уфа) Мустафинское месторождение открыто в году и разрабатывается с года. Продуктивная толща представлена различными отложениями, наиболее перспективными из которых являются девонские, каменноугольные и турнейские. Для анализа эффективности разработки был выбран кизеловский горизонт турнейского яруса состоящего из двух гидродинамически изолированных продуктивных пачек (СТК33 и СТК34), представляющих собой карбонатно поровый коллектор с высокой степенью неоднородности ФЕС. На первом этапе анализа были изучены динамика измерения коэффициента промывки величины водонефтяного фактора и (КПР), (ВНФ) коэффициента использования воды (КИВ) по каждой продуктивной пачке от начала разработки и до настоящего времени, которая показала, что нижняя пачка (СТК34) характеризуется более низкими значениями этих коэффициентов по сравнению с теми же коэффициентами для верхней пачки (СТК33). Соответственно, оценка величины текущего КИН по каждой из этих пачек подтвердила почти двукратное отставание нижней пачки по темпам извлечения нефти.

Построение с помощью компьютерной программы «Eclipse» (фирмы «Шлюмберже») карт распределения коллекторских свойств каждой из продуктивных пачек кизеловского горизонта показала более высокую степень неоднородности пачки СТК34, по сравнению с пачкой СТК33, что, безусловно, повлияло на характер распределения начальных и остаточных геологических запасов. Анализ полученных карт промысловой обстановки и сопоставление их с картами коллекторских свойств обеих продуктивных пачек показал, что извлечение нефти опережающим темпом происходит, как правило, на отдельных локальных участках, характеризующихся более высокими ФЕС. При этом участки с высокими и низкими значениями ФЕС по каждой из продуктивной пачек в плане, как правило, не совпадают, что является одной из основных причин их неравномерной выработки при эксплуатации общим забоем по нагнетанию и отбору.

Перечисленные проблемы эксплуатации двухпластовой залежи являются дополнительным доказательством низкой эффективности ее разработки на поздней стадии эксплуатации общим забоем, что неизбежно приводит к неравномерной выработке отдельных продуктивных пачек вследствие высокой неоднородности их ФЕС.

В качестве эффективных мероприятий, обеспечивающих снижение негативного влияния упомянутых факторов, может быть предложен переход на раздельную эксплуатацию продуктивных пачек по своей индивидуальной сетке скважин либо путем зарезки боковых стволов (БС) на участке соответствующей пачки с высоким уровнем остаточных (невыработанных) запасов.

УДК 622.243.572 (470.41) ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА НОВО-ЕЛХОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Гуторов Ю.А. (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Гуторов А.Ю. (ОАО «Татнефть», г.Альметьевск) При разработке карбонатных коллекторов, приуроченных к турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения, возникают различного рода осложнения, приводящие к снижению продуктивности скважин.

Для ее восстановления был предложен новый способ, основанный на закачке реагента в пласт в «пульсирующем режиме», сущность которого сводится к периодической продавке смеси в интервал перфорации с последующим отбором продуктов реакции с карбонатной породой.

При этом давление продавки на каждом последующем этапе снижается по мере роста приемистости, а время технологической выдержки постепенно увеличивается. Анализ результатов обработки ПЗП путем «пульсирующей закачки» СКО в интервал перфорации показал, что в зависимости от величины начального и пластового давлений коллектора дебиты пластовой жидкости после вызова притока ведут себя по разному:

при низких пластовых давлениях процесс обводнения продукции идет ускоренным темпом, а дебиты по нефти снижаются;

в случае высоких пластовых давлений процесс обводнения продукции идет более медленным темпом на фоне более стабильного дебита по нефти.

Одновременно были изучены зависимости величины дополнительной добычи нефти и продолжительности ее получения от коллекторских свойств карбонатного пласта. Было установлено, что положительный эффект от СКО достигается при пластовых давлениях в пределах от 5 до 9 МПа;

при нефтенасыщенности коллектора КН не ниже 70%;

при пористости коллектора не более 15% и его проницаемости не более 50 МПа с.

Выбор объектов для воздействия СКО, выполненный с учетом их коллекторских и геологических особенностей в соответствии с вышеуказанными критериями, обеспечивает получение максимального по величине и продолжительности дебита малообводненной продукции.

УДК 622.276. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ СЕЛЕКТИВНОГО СПОСОБА ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Гуторов А.Ю.

(ОАО «Татнефть», г.Альметьевск) Одной из причин обводнения продукции в карбонатных коллекторах турнейского яруса Ново-Елховского месторождения является их вертикальная неоднородность по гидропроводности. Основной вклад в такую неоднородность по проницаемости вносит естественная трещиноватость, которая создает фильтрационные каналы, создающие благоприятные условия для опережающего прорыва воды к забою скважин. Наиболее распространенными водоизолирующими составами являются различные гелевые композиции, которые по вязкости приближаются к водонефтяным эмульсиям. К ним в первую очередь относятся гипан, жидкое стекло, воднабухающий полимер, которые обладают избирательной способностью при изоляции водоприточных интервалов в относительно однородных коллекторах преимущественно с межзерновой пористостью. В случае карбонатных коллекторов с трещинно-поровой пористостью их эффективность существенно снижается. Для этих целей был предложен нефтебитумный продукт – НБП, который наряду с низкой стоимостью обладает высокой технологической эффективностью при изоляции водопритоков происходящих преимущественно по трещинам. Вязкость НБП регулируется в пределах от 30 до 200 МПа·с, а объем закачиваемой в пласт композиции составляет от 1,5 до 2,5 м3 на 1 метр пласта. Дозакрепление НБП в пласте производится цементным раствором. Были проведены водоизоляционные работы на скважинах Ново-Елховского месторождения путем закачки НБП в высокообводненные карбонатные пласты.

По результатам изучения динамики добычи пластовой жидкости из скважин после проведения в них ВИР был выполнен анализ, который показал, что эффект от НБП существенно зависит от фазовой (по нефти) проницаемости пласта (чем выше проницаемость, тем эффект хуже) и, наоборот, от его пористости и величины объема удельной закачки реагента в пласт. Были установлены количественные пределы по этим параметрам обеспечивающие высокую успешность ВИР, а именно: проницаемость (Кпр) должна быть не более 75 МПа·с;

пористость (Кп) менее 15%, а удельная закачка (q) до 2м3/м мощности пласта. Оценка эффективности применения НБП и СКО показала, что при применении СКО без НБП ожидаемый прирост добычи нефти и воды пропорционален и составляет 5 6 раз по сравнению с исходным уровнем, а при применении НБП – ожидаемый прирост добычи нефти сохраняется в тех же пределах при одновременном снижении притока по воде на 40-60%.

УДК 622.276.6 (450.57) ВОЗМОЖНОСТИ ВИБРОСЕЙСМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРИ ПОВЫШЕНИИ ПРОДУКТИВНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Воронова Е.В., Ахметшин И.Н., Арсланов И.Р.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Известно, что по мере выработки продуктивных коллекторов, сопровождаемой, как правило, падением пластового давления и ростом обводненности, происходит смыкание флюидопроводящих (капиллярно поровых) каналов под влиянием горного давления.

Процесс смыкания флюидопроводящих каналов приводит к уплотнению горной породы и к росту ее напряженного состояния. Рядом исследователей (Асмоловским Р.М., Ахуновым А.М., Черским Н.В.) было показано, что воздействие на коллектор, находящийся в напряженно консолидированном состоянии, с помощью внешнего возбуждаемого с дневной поверхности вибрационного поля приводит к росту продуктивности скважин и снижению их обводненности в пределах 25 30%. Изучение механизма этого явления показало, что он связан, с одной стороны, с активно протекающими в горной породе процессами релаксации напряженного состояния, которые приводят к растрескиванию горной породы на микроблоки и образованию в ней новых флюидопроводящих каналов, как правило, трещинного типа, а с другой – с уменьшением вязкости нефти и ее активной дегазацией, что способствует росту пластового давления и снижению энергии межфазного поверхностного натяжения компонент пластового флюида.

В ООО НГДУ «Туймазанефть» была разработана и проходит опытно-промышленное апробирование технология вибросейсмического воздействия, основанная на возбуждении вибрационных колебаний не с дневной поверхности, а непосредственно в скважине. В этом случае сам механизм возбуждения вибрационных колебаний основан на преобразовании энергии удара падающего груза (бурильной колонны) на которая представляет собою цементный мост, «наковальню», перекрывающий обрабатываемый пласт по всей его мощности от кровли до подошвы. Для обработки с помощью подобной виброударной технологии выбирался участок залежи с низкой продуктивностью скважин, одна из которых (как правило в центре) оборудовалась под источник упругих колебаний.

Изучение технологического эффекта ударно (промыслового) волнового воздействия по четырем опытным участкам для девонских, кизеловских и бобриковских отложений Туймазинского месторождения показало:

- дополнительное увеличение дебита растет с высотой поднятия подающего груза до 3м;

- дополнительный прирост дебита уменьшается с увеличением мощности пласта и, соответственно, интервала перфорации;

- дополнительный прирост дебита с ростом расстояния от воздействующей скважины от 300 до 1000 м уменьшается приблизительно в 2 раза;

- дополнительный суммарный (годовой) прирост дебита по всем типам продуктивных отложений Туймазинского месторождения составил:



Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |   ...   | 11 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.