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 |   ...   | 5 | 6 || 8 | 9 |   ...   | 11 |

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

-- [ Страница 7 ] --

по пласту ДII – 2,2 раза, пласту ДI – 2,1 раза, пласту Скз – 2,2 раза, пласту Сбб – 2,2 раза.

Полученные данные позволяют сделать вывод о большей технологической эффективности технологии (промысловой) виброударного воздействия на продуктивные пласты, выполняемого непосредственно в скважине, чем с дневной поверхности.

УДК 622.276.5 (470.57) АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ КИЗЕЛОВСКОГО ГОРИЗОНТА МУСТАФИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ АНК «БАШНЕФТЬ»

Гуторов Ю.А., Бесчасткин С.Н., Бадамшин А.Р., (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Шаяхметов А.Р.

(ОАО «Башнефтегеофизика», г.Уфа) Мустафинское нефтяное месторождение открыто в 1958 году а введено в разработку в 1971 году. Расположено на восточном склоне Южно-Татарского свода. Залежи приурочены к небольшим куполовидным поднятиям и куполам (площадью от 4х2,5 до 0,5х0,5 км при высоте 5-40м).

Продуктивная толща представлена многопластовыми отложениями тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса, кизеловского горизонта турнейского яруса, верхнее и среднефранкского горизонтов терригенного девона. Для повышении КИН кизеловского горизонта представленного двухпластовыми отложениями было предложено использовать бурение боковых стволов (БС) из старого фонда скважин.

К настоящему времени было пробурено на 2-й горизонт 8 БС с различными техническими характеристиками по зенитному углу, длине ствола и его направлению по азимуту. Были проанализированы промысловые характеристики всех БС (динамика дебитов по нефти и воде) с целью выявления их зависимости от технических характеристик БС. Установлено, что с ростом длины БС уменьшается величина их удельного дебита. При этом с увеличением Lбс от 250 до 580м удельные дебиты падают в 3-4,5 раза.

Выявлена существенная зависимость величины удельного дебита от значений азимута ствола БС: с изменением азимута от 90 до 350, дебиты возрастают с 2 т/сут до 5 т/сут. Что касается динамики текущей добычи по всем скважинам (БС) одновременно, то ее максимальный уровень удерживается в пределах 2-3 месяцев с последующим достаточно быстрым спадом. Фактическая продолжительность срока получения дополнительной добычи за счет всех БС составляет по кизеловскому горизонту Мустафинского месторождения не более 2,5-3,0 лет, в то время как срок их окупаемости составляет в среднем 5-6 лет.

Сопоставление направлений заложения БС по азимуту с построенной для этого случая картой распределения остаточных запасов по 2 пласту кизеловского горизонта показывает, что практически все БС (кроме двух) забурены в направлении участков пласта с истощенными остаточными запасами.

Опыт бурения и эксплуатации БС в условиях кизеловского горизонта Мустафинского месторождения позволяет сделать следующие выводы:

- выбирать направление бурения БС по азимуту следует с учетом карты распределения плотности остаточных запасов;

- бурить ствол БС более 270 м нецелесообразно, т.к. это приводит к резкому снижению величины удельного дебита.

- очевидно наличие существенного влияния технологии первичного вскрытия коллектора при бурении БС на кольматацию ПЗП продуктивного пласта, что требует ее обязательного совершенствования.

УДК 622.245. СПОСОБ ПОДГОТОВКИ СТВОЛА К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В НАКЛОННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ Шайхутдинов М.М. (ООО НПФ «ЭРГИС» г.Октябрьский) Гуторов Ю.А. (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) При креплении обсадных колонн в наклонных и горизонтальных скважинах не всегда удается добиться получения монолитного цементного кольца даже за счет применения самых современных оснасток в виде неуправляемых или управляемых центраторов различных конструкции и модификаций. Применение таких оснасток, кроме того, не только удорожает конструкцию скважины, но также значительно осложняет процесс спуска обсадных колонн в ННС и ГС, который часто сопровождается в различной степени прихватами и преждевременными посадками. Подобные и другие более сложные ухищрения, как правило, не позволяют предотвратить эксцентричное положение обсадных труб в скважине, что приводит к образованию застойных зон промывочной жидкости (ПЖ), зависанию твердой фазы тампонажного раствора (ТР), образованию продольных и поперечных каналов в цементном камне и, как следствие, межпластовым перетокам и преждевременному обводнению добываемой продукции.

Нами предложен и опробован эффективный способ подготовки ствола к цементированию обсадных колонн в ННС и ГС, особенно там, где из-за сложности их профиля технически невозможно обеспечить требуемое осемметричное положение обсадной колонны в стволе скважины. Сущность предлагаемого способа сводится к реализации особой технологии подготовки ствола скважины на участках (интервалах), требующих создания особо прочного и герметичного цементного кольца, где применение центрирующих устройств не дает полной гарантии его получения.

Осуществляется предложенный способ следующим образом:

- по данным ГИС определяют наиболее сложный для крепления участок траектории скважины, требующий получения цементного кольца повышенной герметичности;

- повторно проходят выбранный интервал траектории скважины путем спуска бурильного инструмента, оснащенного выдвижным (управляемым с поверхности) расширителем и расширяют ствол в выбранном интервале на 30-40 мм по отношению к первоначальному номиналу;

- цементируют спущенную в выбранный интервал обсадную колонну в штатном режиме.

Опытно-промышленное апробирование предложенного способа подготовки ствола к цементированию обсадных колонн в ННС и ГС показало, что на участке скважины, имеющем увеличенный по сравнению с номиналом диаметр, коэффициент качества цементирования имеет значения в пределах 0,78-0,87 в отличие от участков ствола, имеющих номинальный диаметр, где он равен 0,29-0,41.

УДК 622.245. СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ ГЕОЛОГО ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ Шайхутдинов М.М. (ООО НПФ «ЭРГИС», г.Октябрьский) Гуторов Ю.А. (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Многими исследованиями установлено, что одним из важных факторов, влияющих на качество крепления обсаженных скважин, является обеспечение полного вытеснения промывочной жидкости (ПЖ) из заколонного пространства тампонажным раствором (ТР). Достижение полного вытеснения ПЖ, как правило, ограничивается каверзностью ствола скважины, разницей плотностей ПЖ и ТР, а также скоростью продавки ТР по заколонному пространству.

Установлено, что из трех видов движения ТР по заколонному (кольцевому) каналу – структурного, ламинарного и турбулентного, наибольшей вытесняющей способностью обладает турбулентный режим.

Однако для турбулизации потока ТР необходимо достичь скорости его движения в кольцевом пространстве до 3-6 м/с, для чего необходимо преодолеть его гидравлическое сопротивление в пределах от 30 до МПа и более. Подобное возможно только за счет увеличения мощностей цементировочных агрегатов, что неизбежно может привести к гидроразрыву пластов (ГРП) горных пород и недоподъему ТР до проектного уровня.

Особенно остро данная проблема стоит при креплении скважин глубиной более 2000 м пробуренных в относительно малопрочных и неустойчивых песчано-глинистых породах. Обычно подобные скважины цементируют ТР в ламинарном режиме, т.е. при скоростях его движения в пределах 1,8-2 м/с, что предотвращает ГРП, но не исключает наличия интервалов неудовлетворительного крепления обсадных колонн, особенно на участках с высокой степенью каверзности.

Нами предложен и опробован с высокой степенью успешности способ турбулизации режима движения ТР без увеличения скорости его подъема в заколонном пространстве. Способ основан на придании процессу движения ТР в кольцевом (заколонном) пространстве возвратно поступательного характера. Достигается этот режим за счет особой конструкции управляемого цементировочного клапана (УЦК), смонтированного на башмаке обсадной колонны. В отличие от широко применяемых конструкций обратных клапанов (ОК), которые пропускают ТР только в одном (прямом) направлении, усовершенствованный нами УЦК обладает способностью пропускать ТР не только в прямом, но и в обратном направлениях. Управляют работой УЦК путем периодического изменения гидростатического давления в колонне задаваемого с помощью цементировочного агрегата. Осуществляется процесс возвратно поступательного движения ТР в заколонном пространстве следующим образом: сначала увеличивают давление продавки ТР до рабочего значения и удерживают его на этом уровне в течение времени, необходимого для подъема ТР для известного каверзного участка в стволе скважины. Затем, сбрасывают давление продавки, что приводит к закрытию УЦК в обратном направлении и остановке подъема ТР. На следующем рабочем цикле опять увеличивают давление в колонне до первоначального (продавочного) уровня, обеспечивая тем самым готовность УЦК к проводимости в обратном направлении.

Последующий сброс давления в колонне на одну-две ступени (по 5 10 МПа) приводит к резкому снижению уровня ТР в заколонном пространстве на некоторую величину. Затем снова (расчетную) увеличивают давление в колонне до первоначального (рабочего) значения, что приводит к подъему ТР до исходного уровня и закрытию проводимости клапана в обратном направлении. Повторив любое количество подобных рабочих циклов путем увеличения и сброса давления в колонне и меняя тем самым проходимость УЦК в прямом и обратном направлениях, обеспечивают тем самым возвратно-поступательное перемещение ТР в кольцевом пространстве в пределах выбранного интервала, способствуя более эффективному вытеснению ПЖ на участке ствола скважины с любой самой высокой каверзностью без увеличения давления продавки выше допустимого (для ГРП) уровня.

Опытно-промышленное апробирование предложенного способа цементирования показало, что после его применения коэффициент качества цементирования обсадных колонн на участках с высокой каверзностью ствола возрос с 0,36 до 0,82.

УДК 550.832.4:622.276. О НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ МЕЖСКВАЖИННОГО СЕЙСМОПРОСВЕЧИВАНИЯ С ЦЕЛЬЮ ПОИСКОВ ОСТАНЦЕВ НЕФТИ А.Ф. Косолапов, Г.Г. Сафиуллин, Н.М.Ахметшин, Р.Л.Мухутдинов (ОАО НПП ВНИИГИС, ЗАО НПФ «Сейсмосетсервис», г. Октябрьский) В настоящее время многие нефтегазовые месторождения России, в том числе и Туймазинское, находятся в поздней стадии разработки, поэтому проблема повышения извлекаемости запасов является особо актуальной. Применяемые в настоящее время методы увеличения нефтеотдачи направлены в основном на извлечение остаточной нефти из обводнённых продуктивных пластов. При этом в процессе разработки месторождения с заводнением в нефтяных залежах всегда остаются необводнённые и не охваченные нефтеизвлечением застойные зоны — целики в межскважинном пространстве, обтекаемые со всех сторон потоками нагнетаемых вод. Эти останцы нефти в выработанных залежах могут достигать до 20% от их прогнозных технологически извлекаемых запасов. Образование их приурочено к межскважинным участкам нефтеносных пластов с локально пониженными фильтрационными свойствами, обусловленными латеральной литолого-фациальной неоднородностью и изменчивостью абсолютной проницаемости пород, а также еще более (по сравнению с непониженными) низкой фазовой проницаемостью пластов для нефти, чем для воды, приводящих в итоге к обходным путям их дренирования при эксплуатации с любой системой заводнения.

Для поисков таких останцев нефти предлагается новая технология межскважинного разноамплитудного сейсмопросвечивания, обеспечивающего выявление застойных, менее проницаемых зон по уникальной зависимости вязкоинерционного замедления скорости распространения продольных волн Ур в проницаемых пластах с увеличением их амплитуды, задаваемой скважинным сейсмоисточником.

В основу новой технологии положены результаты петрофизических исследований этой уникальной зависимости на образцах керна терригенных и карбонатных пород с различных нефтегазовых месторождений РФ. В нефтенасыщенной части пласта величина замедления ДУр в 3 раза меньше, чем в водонасыщенной. Эта разница обусловлена меньшей промысловым данным) фазовой (по проницаемостью продуктивного пласта для нефти 300 мД, чем для воды 800 мД. Причем она обратно пропорциональна разнице значений динамической вязкости нефти (2,55 сПз) и минерализованной пластовой воды (1,25 сПз).

Необходимый охват площади поисков останцев нефти может быть обеспечен выбором системы сейсмопросвечивания — от произвольной парной до блочно-радиальной с центральной возбуждающей и шестью приёмными скважинами. Новая технология обеспечит прогноз и геолого промышленную оценку останцев нефти в межскважинном пространстве с необходимой полнотой, детальностью и достоверностью.

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) Воронцов В.Н., Гареев А.М.

(ООО НГДУ «Октябрьскнефть», р.п.Серафимовский) Илькинское месторождение представляет собой 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 высокой 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 622.276.66 (571.1) АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГРП ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА БВ8-1 ВЭНГАПУРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО «НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ»

Гуторов Ю.А. (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Чирков М.В. (ОАО «Ноябрьскнефтегаз») Вэнгапурское месторождение расположено в Надым-Пурпейской нефтегазоносной области Тюменской области. В структурном отношении оно представляет собою валообразное поднятие, ориентированное с юго запада на северо-восток.

Нефтенасыщенная толща месторождения имеет пластово-сводовый характер и представлена основным продуктивным горизонтом пласта БВ8- Мегионской свиты, мощность которого увеличивается (до 16-18м) к сводовой части месторождения и уменьшается (до 4-5м) в его крыльевой зоне.

Продуктивный коллектор представлен неоднородными заглинизированными песчаниками (Сгл - 5-8%), имеющими пористость в пределах 15-22%, проницаемость 45-90 МПс, нефтенасыщенность 62-76%.

Сопоставление карты распределения относительной расчлененности пласта с картой плотности остаточных запасов показывает, что последние приурочены к областям максимальной расчлененности, в то время как минимальный уровень остаточных запасов соответствует зонам минимальной расчлененности и, соответственно, более высокой проницаемости. Распределение уровня обводненности по площади месторождения имеет обратный характер: где расчлененность меньше, обводненность соответственно выше, и, наоборот, где расчлененность больше, обводненность меньше.

Для более эффективной разработки сложно-построенных участков продуктивного коллектора пласта БВ8-1 была предложена технология ГРП.

В соответствии с проектным заданием режим ГРП выбирался с расчетом получения трещины в продуктивной толще высотой (Нтр) до 0,8-0,9 Нпл, длиной Lтр до 70-80м и раскрытостью (В) до 3-5мм.

Оценка промысловой эффективности ГРП показала, что она составляет около 50%. Анализ результатов неудачных ГРП показал, что они, как правило, сопровождаются низкими дебетами и ростом обводненности по сравнению с первоначальной, хотя выбранные скважины были расположены в зоне достаточно высоких остаточных запасов.

Изучение особенности строения месторождения и сопоставление их с направлением разломов подстилающего его фундамента показало, что в крыльевых зонах осадочной толщи формируются участки напряженного состояния горной породы, сопровождаемые образованием естественной трещиноватости, имеющей преимущественно осевое (вдоль валообразной структуры месторождения) направление.

Сопоставление данных неудачных ГРП с расположением скважин в зонах сосредоточения остаточных запасов и направлением в них естественной трещиноватости показало, что они обусловлены попаданием второго крыла трещины в зону истощенных запасов с высоким уровнем обводненности, что может служить объяснением их низкой эффективности.

УДК 553. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАВОДНЕНИЯ ТЕРРИГЕННОГО ДЕВОНА СЕРАФИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Хайртдинов И.М.

(ООО НГДУ «ОКТЯБРЬСКНЕФТЬ») Одно из крупнейших месторождений Башкирии Серафимовское вступило в разработку в 1949 году, после установления промышленной нефтеносности отложений терригенной толщи девона.

Всего на Серафимовском месторождении выявлено 123 залежи нефти с запасами категорий А, В, С1 и С2. Основные начальные запасы приурочены к пашийскому горизонту – Д-I (более 59% геологических запасов) и муллинскому горизонту – Д-II (15%).

На первой стадии (1949-1958годы) разработка Серафимовского месторождения происходила при неуклонном росте добычи нефти.

Наиболее высокий уровень добычи был достигнут в 1958году, после полного разбуривания залежей и освоения системы законтурного заводнения.

Закачка воды для поддержания пластового давления в объектах терригенного девона была начата в 1953 году. Основным объектом закачки воды был пласт ДI Серафимовской площади.

В пределах Серафимовской и Леонидовской площадей пласт ДI представляет собой единую залежь пластово-сводового типа и является основным продуктивным эксплуатационным объектом Серафимовской группы нефтяных залежей.

В начальный период разработки, когда пласт эксплуатировался небольшим количеством скважин, падение давления происходило относительно медленно. С вводом в эксплуатацию основного фонда скважин средневзвешенное пластовое давление стало падать более интенсивно.

Для поддержания пластового давления была выбрана система разработки с применением законтурного заводнения. С начала внедрения данной системы темп падения пластового давления замедлился, а начиная с 1955 года пластовое давление стало восстанавливаться и к 1956 году достигло 142-143 атм. К 1968 году объём закачиваемой воды достиг 6355,2 тыс.м. В 1970 году фонд нагнетательных скважин возрос до 51, а годовой объём закачиваемой воды достиг 4997,5 тыс.м.

В процессе разработки пласта ДI проводилось регулирование закачки воды по периметру залежи и осуществлялся поэтапный перенос нагнетания к зоне отбора, что способствовало росту и стабилизации пластового давления в центральных частях залежи, увеличению добычи нефти и более эффективному использованию пластовой энергии.

Анализ динамики пластового давления в зависимости от изменения величины закачки и отборов жидкости позволяет сделать вывод, что оптимальное соотношение между отбором и закачкой для месторождения, находящегося на данной стадии разработки, должно быть близко к единице.

В целом система разработки пласта ДI Серафимовской площади позволила достичь достаточно высокого текущего коэффициента нефтеотдачи - 58%, что несомненно подтверждает её эффективность.

По объёму добычи нефти пласт ДIV на Серафимовской площади занимает второе место после пласта ДI.

Начиная с 1956 года по предложению УфНИИ залежь пласта ДIV Серафимовской площади также начила эксплуатироваться с применением системы законтурного заводнения. Это предложение основывалось на том, что к моменту достижения предусмотренного проектом уровня среднесуточного отбора нефти, из залежи было отобрано всего 231000 т нефти (т.е. 7,3% от балансовых запасов), а пластовое давление упало с 174 атм до 146 атм. Гидродинамическими расчётами было показано, что при снижении пластового давления до уровня давления насыщения, из центральной залежи будет отобрано только около 30% нефти от имеющихся балансовых запасов.

Приведенные промысловые результаты применения технологии заводнения на завершающей стадии разработки объектов терригенного девона Серафимовского месторождения показывают их высокую эффективность.

Без применения этой технологии уже в начальной стадии разработки имел бы место смешанный режим эксплуатации преимущественно в режиме растворённого газа. В этом случае за истекшие сроки разработки можно было ожидать получения конечной нефтеотдачи не более 30-35% от запланированной при неизмеримо больших капитальных затратах.

Основным направлением дальнейшего совершенствования технологии заводнения должно быть развитие и внедрение методов нестационарного заводнения с одновременным контролем и управлением процессом разработки, а также проведением мероприятий по улучшению свойств воды как вытесняющего агента.

УДК 550. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ НАЗЕМНЫХ ЭЛЕКТРОРАЗВЕДОЧНЫХ МЕТОДОВ ДЛЯ ОКОНТУРИВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ И ПРОГНОЗНОЙ ОЦЕНКИ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ Яхин А.М., Теплухин В.К.

(ОАО НПП ВНИИГИС, г. Октябрьский) Кульнеев Н.И.

(ООО «КруКо», г. Москва) В ОАО НПП ВНИИГИС производится постоянное совершенствование скважинных и наземных исследований методом ЗСБ. В особенной степени работы последних лет сосредоточены на вопросах методики детального геоэлектрического расчленения разреза плоскослоистых отложений с включением локальных неоднородностей поляризующихся сред. Разработано методическое обеспечение технологии применения цифровой измерительной системы «КАСКАД».

Одновременно производится интенсивное развитие теоретических основ возбуждения и регистрации нестационарных электромагнитных полей применительно к задачам детального расчленения геологического разреза по геоэлектрическим параметрам, совершенствуется система интерпретации результатов измерений.

Ограниченный круг геологических задач, поставленных ранее перед электроразведкой с применением зондирований становлением электромагнитного поля (ЗСБ) определил параметры регистрирующей аппаратуры (2 мкс – 63 мс), что не позволило непосредственно перейти к расширению сферы решаемых проблем для детального исследования глубоких горизонтов (свыше 1,0 – 2,0 км) и реализовать методические наработки в плане поисков локализованных геологических объектов со сложной геоэлектрической природой, какими являются залежи углеводородов в каменноугольной или девонской системах палеозоя.

В настоящее время появились современная электроразведочная аппаратура, программные продукты и разработаны способы геологической интерпретации, позволяющие уже сегодня заявить о принципиальной возможности изучения глубоких горизонтов.

Наша организация совместно с ООО «КруКо» выполнила в мае г. электроразведочные работы на известной залежи нефти Болтаевского участка, а в конце 2003 г на Восточно-Ольховской структуре Серафимовской площади.

При детальном сопоставлении геологических материалов и данных структурных построений ЗСБ было установлено, что положение геоэлектрических границ, выделенных по данным ЗСБ как по кунгурскому горизонту, так и по горизонту К4, уверенно определяет фактическое положение указанных пластов. Интервал пород, насыщенный газовой компонентой, надежно фиксируется контрастными аномальными зонами с амплитудой до 1,5 %. Зондирования, выполненные вне контура залежи, показали полное отсутствие эффекта вызванной поляризации.

Таким образом, на основании полученных результатов можно сделать вывод о том, что наземный электроразведочный метод в современной модификации позволяет:

• с хорошей степенью достоверности производить геоэлектрическое расчленение верхней части разреза (до 800-1000 м);

• производить оконтуривание нефтяных залежей по параметру комплексной нормируемой поляризуемости;

• производить оценку наличия или отсутствия нефтегазонасыщения выявленных структур.

УДК 622.245. КРАТКИЙ АНАЛИЗ ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН В НГДУ «ИЖГЕОДОБЫЧА»

Султанов Б.З., Мухутдинов И.Б.

(УГНТУ, НГДУ «Ижгеодобыча») Одной из причин, определяющих сложность проблемы извлечения нефти, являются осложнённые условия разработки нефтяных месторождений: неоднородность пласта, низкая проницаемость, глинистость коллекторов, высокая вязкость флюидов и др.

Проницаемость призабойной зоны пласта в течение всего периода работы скважины, начиная от бурения и ликвидации скважины, постоянно изменяется, причём практически никогда не соответствует естественной проницаемости пласта. Как правило, проницаемость призабойной зоны пласта существенно ниже. Исключением могут быть отдельные пропластки после интенсивного кислотного или гидромеханического воздействия.

Среди традиционных методов повышения продуктивности скважин (кислотные обработки, обработки растворителем и т.д.), применяемых в НГДУ «Ижгеодобыча», рассмотрим волновые методы воздействия на призабойную зону скважин, которые проводились в период с 2000 по 2001 гг. Это электроимпульсное, акустическое, акустико-химическое воздействия. Ввиду небольшого количества скважин, на которых были проведены данные обработки с использованием результатов промысловых данных, проанализируем ситуацию (таблицы 1,2).

Надо отметить, что применение только акустического воздействия (АВ) не принесло желаемого результата (скв. 809). Наиболее эффективным оказалось применение АВ в комплексе с химическим (АХВ), эффект составил - 1,3 т/сут. В среднем эффект от применения АХВ составил от 0, - 1,6 т/сут.

Таблица 1- Результаты обработок скважин АВ, АХВ, и ЭИВ Номер Глубина скважины, добычи Продолжительност скв.

Месторождение перфорации, м ь эффекта, сут нефти, т/сут Вид работ Интервал Прирост Пласты м Новосёлкинское С-III АХВ 3026 1527,0 1415,3-1419,3 0,3 Новосёлкинское С-III АХВ 3025 1520,0 1426,8-1428,0 5,4 Новосёлкинское АХВ 3090 C-VIII 1495,0 1446,8-1450,0 0,8 Новосёлкинское АХВ 3078 C-VIII 1627,0 1585,0-1589,0 1,3 Тыловайское АХВ 607 A4-0 2395,0 1374,0-1378,0 1,6 Ю-Пызепское АВ 809 A4-0, A4-1 1473,0 1416,4-1419,6 - 1421,0-1427, Итинское ЭИВ 1271 B-II, B-III 1382 1344,0-1348,0 1,0 1351,0-1353, Итинское ЭИВ 1186 B-II, B-III 1323 1300,0-1304,0 1,0 A4-0, A4-1 1306,5-1308, 1314,0-1321, Таблица 2 - Изменения показателей добычи по скважинам Номер До воздействия После воздействия насыщения,, скв. %, обв Qж, Qн, Qж, Qн, %,обв Пластовое давление, давление, Давление Забойное т/сут т/сут т/сут т/сут МПа МПа МПа 3026 6,3 4,0 0,9 0,9 3,8 1,6 1,6 3026 6,1 4,8 4,0 1,9 1,8 6,9 2,2 2,0 6, 3025 9,4 6,4 4,0 2,7 2,6 2,6 7,5 7,4 1, 1434 12,2 5,6 - 1,3 1,2 3,1 1,8 1,7 2, 3090 9,1 6,3 3,9 4,7 4,6 0,7 5,0 5,0 3078 9,8 5,3 3,9 1,5 1,5 - 2,7 2,63 1, 607 7,0 3,7 4,11 4,9 3,5 29,8 7,5 4,9 34, 809 12,3 4,2 4,01- 3,5 3,43 1,1 3,1 1,1 3, 4, 1271 7,1 5,0 4,8 6,9 6,8 1,0 8,4 8,3 0, 1186 8,3 5,0 4,8 11,5 11,4 1,0 12,6 12,4 1, По мнению исследователей [1], использования ультразвука в нефтяной промышленности и результаты промысловых испытаний свидетельствуют о том, что акустическое воздействие (АВ) является высокоперспективным методом повышения нефтедобычи. Метод дискредитирован из-за того, что объекты испытаний избираются недостаточно обоснованно, а это приводит к низкой результативности АВ.

Объективные причины такой ситуации: отсутствие четких критериев выбора режимов акустического поля с учетом петрофизических свойств пород-коллекторов и технических параметров состояния системы "скважина-пласт" в целом. А субъективные состоят в недостаточной подготовленности промысловых работ по экономическим соображениям, когда в программе мероприятий не предусматриваются гидродинамические исследования до и после воздействия, а также опережающие лабораторные проработки.

Аналогичная ситуация сложилась на скважинах НГДУ низкая эффективность метода т/сут).

«Ижгеодобыча»: (0,3-1, Следовательно, применение АВ, АХВ без предварительных исследований и расчётов эффективности не целесообразно. Положительным результатом явилось то, что по сравнению с другими видами обработок продолжительность эффекта достигало в среднем до 125 суток.

Электроимпульсное воздействие (ЭИВ) применялось на скв. 1271 и 1186. Как показали результаты обработок по скважинам, ожидаемого эффекта добиться не удалось. Если после обработки скважины эффект от данного мероприятия составлял + 1,0 т/сут, то спустя 25-30 суток, скважины просто «вставали» из-за интенсивного отложения АСПО. Это объясняют результаты экспериментальных исследований в лаборатории и на скважинах [2]: для некоторых низкопроницаемых пород из-за выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений данный вид обработки не обеспечивает ожидаемого положительного эффекта. Следовательно, для достижения положительного результата ЭИВ необходимо было проводить в комплексе с химическим.

Проведенный небольшой анализ промысловых данных по волновому воздействию на призабойную зону скважин из рассмотренных выше методов показал, что всё же заслуживает внимания применение данных методов в комплексе с химическими. Это позволило рассмотреть вопросы о применении забойных вибраторов клапанного типа.

Воздействуя на призабойную зону скважин упругими гидравлическими волнами импульсов давления, в сочетании с традиционными методами обработки призабойной зоны скважин различных (композиций хим. реагентов), позволит достичь желаемых результатов.

Список литературы 1 Янтурин А.Ш., Рахимкулов Р.Ш., Кагарманов Н.Ф. Выбор частот при вибрационном воздействии на призабойную зону пласта // Нефтяное хозяйство.- 1986.- № 12.- С.40-42.

2 Дыбленко В.П., Шарифуллин Р.Я. Технология повышения продуктивности и реанимации скважин с применением виброволнового воздействия // Нефтепромысловое дело. – 1994. - №5. – С. 25-28.

3 Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Сафиуллин Р.Р., Галеев А.С.

Техника управления динамикой бурильного инструмента при проводке глубоких скважин. – М.: Недра, 1997. – 191 с.

4 С.М. Гадиев. Использование вибрации в добыче нефти.- М.: Недра, 1977.- 159 с.

УДК 681.142.2:550. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ПРОГРАММЫ АНАЛИЗА И АППРОКСИМАЦИИ МНОГОФАКТОРНЫХ СВЯЗЕЙ НА ПРИМЕРЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДАННЫХ А. И. Зайдуллин, Е. В. Воронова (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Многие технические задачи, связанные с исследованием и анализом, сопряжены с необходимостью перебора большого объема статистических данных с целью определения закономерностей, зависимостей и связей.

Например, аппроксимация функций с несколькими переменными. И на сегодняшний день решение этих задач решается с помощью диаграмм или же таблиц, по объему напоминающих таблицы Брадиса.

В этой сфере существуют две проблемы: решение самой задачи и представление результатов. Отсутствие начального алгоритма анализа и перебора данных значительно затрудняет процесс поиска решения поставленной задачи и зачастую приводит, как минимум, к нерациональному ее выполнению.

Если рассмотреть аппроксимацию функции с двумя переменными, решение которой может быть представлено в виде поверхности или изолиний, имеющиеся алгоритмы, для точного решения, требуют жесткого определения граничных условий и правильной формы сетки данных. То есть, если шаг данных не постоянный или какие-то узлы отсутствуют, решение невозможно либо имеет значительную погрешность.

В связи с этим были разработаны и внедрены метод и программа двумерного распределения данных по фильтрам, с последующей раздельно-групповой аппроксимацией.

Предлагаемый нами метод заключается в следующем: два параметра принимаются за абсциссу и ординату соответственно, еще один или два параметра выступают в роли фильтра и делятся по значениям на 2… интервалов. Первый фильтр накладывается в виде меняющегося цвета, в зависимости от номера интервала, а второй - в виде меняющихся значков.

Для одного фильтра аналогию можно провести с топографическими картами, где абсцисса и ордината – координаты, цветовой фильтр – высота над уровнем моря.

Путем простейшего перебора исходных и математически преобразованных данных визуально определяется наличие либо отсутствие закономерностей, зависимостей и связей. При этом программа автоматически разбивает данные по фильтрационным группам, по которым строятся различного вида линии тренда методом наименьших квадратов по выбору пользователя. Дальнейшая аппроксимация коэффициентов линий тренда позволяет получить описание зависимостей в виде функций от двух или трех переменных.

Практическое применение разработанной программы было реализовано с использованием обширного количества геолого промысловых данных по одному из месторождений Татарстана. Было решено выявить связи, если такие существуют, между геолого геофизическими параметрами, такими как пористость, нефтенасыщенность, расчлененность, количество пачек, гидропроводность, промысловыми данными, остаточными запасами нефти и показателями разработки: накопленной добычей нефти, КИН и т.п. Надо отметить, что указанные геолого-промысловые параметры имеют между собой различную тесноту связи, которая в зависимости от конкретных условий может иметь либо ярко, либо слабо выраженный характер.

С учетом вышеизложенного было изучено влияние многослойности и неоднородности коллекторских свойств пласта на неравномерность процессов выработки его запасов.

С целью иллюстрации этого факта с помощью разработанной программы была построена зависимость между пористостью и проницаемостью с фильтром по количеству пачек, которая показала, что она распадается на две области, характеризуемые одинаковым значением проницаемости, но разным значением пористости Поскольку пласт был представлен шестью пачками, то такие зависимости были построены по каждой пачке в отдельности. Одна из таких зависимостей представлена на рисунке 1.

Рисунок Пример применения программы анализа 1 – многофакторных данных и поиск зависимости между Кпор – Кпр для одного и нескольких слоев по пачке ГД При этом с ростом толщины доля аномальной проницаемости от пачки к пачке увеличивалась. Возможно, это связано с разным характером пористости. Для уточнения выявленных закономерностей были построены зависимости между коэффициентом пористости (Кпор) и коэффициентом расчлененности (Расч) для каждой пачки пласта в отдельности. При этом были выделены значения проницаемости (Кпр) для одно- и многослойных пачек при одних и тех же значениях коэффициента расчлененности. В результате были выявлены следующие закономерности:

- значения Кпр для однослойных пачек интенсивно уменьшаются с ростом их расчлененности до значений Расч 0,97 – 0,98;

- значения гидропроводности для многослойных пачек в 2 – 3 раза превышают значения Кпр для однослойных пачек для величин Расч 0, 95 – 0,98;

- в области малых расчлененностей (0,17 – 0,59) проницаемость пачек, обусловленная их многослойностью, в 1,5 – 2 раза превышает проницаемость однослойных пачек, что является дополнительным признаком влияния особенностей структурного строения пачек на их флюидопроводность.

Для уточнения механизма влияния структуры продуктивных пачек на их добывные возможности были построены зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от коэффициента расчлененности пачки для случая одно- и многослойного ее строения (см. рисунок 2).

Рисунок Пример применения программы анализа 2 многофакторных данных и поиск зависимости между Расч - КИН для одного и нескольких слоев по пачке А В результате анализа зависимостей, приведенных на рисунке 2, было получены было установлено:

- значения КИН для однослойных пачек имеют тенденцию незначительного уменьшения с ростом коэффициента Расч;

- значения КИН для многослойных пачек в несколько раз превышают значения КИН для однослойных пачек и имеют тенденцию интенсивного убывания с ростом Расч до значений 1,0 – 1,15.

Анализ зависимости плотности остаточных запасов от расчлененности с фильтром по количеству пачек показывает, что в первую очередь вырабатываются наиболее однородные пачки с малым значением расчлененности и количества слоев и с высокими значениями пористости и проницаемости.

Таким образом, применение программы анализа многофакторных связей позволяет выявить закономерности влияния отдельных факторов (или их групп) на процесс извлечения нефти из сложнопостроенных коллекторов, характеризуемых большим количеством параметров, имеющих между собой различную тесноту связей, что может быть использовано для корректировки технологий повышения нефтеотдачи.

УДК 622.276.001.57:681. КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ - ЭФФЕКТИВНОЕ СРЕДСТВО КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ВЫРАБОТКОЙ ЗАПАСОВ МНОГОПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ Воронова Е.В.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Большинство месторождений Урало-Поволжья многопластовые. На многих месторождениях, например на Туймазинском, по 9 пластов и более. При обосновании системы разработки таких месторождений один из важнейших вопросов – условия разработки каждого пласта и мощность объекта разработки. Как показал опыт разработки многих месторождений Урало-Поволжья [1,3,4], на начальный момент большинство скважин эксплуатируются общим забоем, что не всегда бывает оправдано на завершающих стадиях разработки, так как последствия такой эксплуатации не могут не отразиться на коэффициенте извлечения нефти и увеличении доли трудноизвлекаемых запасов. Кроме того, при совместной разработке нескольких пластов одним забоем, значительно усложняется процесс эксплуатации, поскольку с увеличением суммарной мощности объекта эксплуатации повышается и степень его неоднородности, поэтому достижение благоприятных показателей совместной разработки возможно лишь при эффективном регулировании процесса вытеснения нефти.

Неизбежным следствием совместной разработки нескольких пластов единым забоем будут снижение конечной нефтеотдачи и ухудшение показателей разработки объекта по сравнению с раздельной разработкой пластов [5]. Однако да настоящего времени нет единых мнений как о методах, так и о средствах регулирования разработки многопластовых объектов. До недавнего времени предполагалось, что лучшее средство регулирования совместной разработки – раздельный отбор жидкости из нескольких пластов в одной эксплуатационной скважине. Сейчас, во многом благодаря тому, что на завершающих стадиях разработки происходит повсеместное увеличение доли запасов в сторону трудноизвлекаемых (целиков нефти, не охваченных разработкой при существующей схеме), стараются найти пути выхода из создавшегося положения. Есть основания полагать, что наиболее действенным средством может стать раздельно-адресное воздействие на пласты через нагнетательные скважины.

На показатели разработки месторождений и КИН на завершающей стадии влияют различные геолого-физические и промысловые факторы.

Причем многие из них оказывают совместное влияние. К ним относятся параметры, характеризующие фильтрационно-емкостные свойства (пористость, проницаемость, гидропроводность), а также коэффициенты, отражающие особенности геологического и петрофизического строения коллекторов (песчанистость, расчлененность). Анализ влияния всех этих факторов не был бы возможен без применения современных компьютерных технологий. Для того чтобы проанализировать влияние этих факторов на показатели разработки нефтяных месторождений, автором была разработана методика построения структурных карт, карт распределения ФЕС, накопленных отборов и закачек по годам, начальных геологических и остаточных запасов для многопластовых залежей нефти с помощью применения современных компьютерных программ DV-Seis-Geo (ЦГЭ, Москва), TEMPEST MORE (Roxar, Норвегия).

Анализ карт, отражающих динамику разработки многопластовых объектов по значительному большинству месторождений ОАО «Татнефть»

и АНК «Башнефть» показал, что извлечение нефти по площади их простирания шло неравномерно и было приурочено в основном к участкам повышенной мощности а поскольку по (гидропроводности), коллекторским свойствам эти пласты в пределах одного эксплуатационного объекта отличались значительной неоднородностью, то и выработка каждого из этих пластов (пачек) также шла крайне неравномерно, что способствовало формированию в пределах продуктивного пласта протяженных застойных зон невыработанной нефти (см.рисунок).

В качестве мероприятий, направленных на обеспечение более полной и равномерной выработки образовавшихся застойных зон, можно рекомендовать переход на индивидуальную разработку каждого пласта самостоятельной сеткой скважин в комплексе с бурением боковых стволов в направлении расположения застойных нефтенасыщенных зон.

Существует, к сожалению, широко распространенное мнение, что недостатки принятой системы разработки многопластовой залежи общим забоем можно устранить с помощью различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Плотность распределения остаточных запасов по одному из месторождений Урало-Поволжья, т/м При этом предлагается достаточно широкий спектр этих технологий, применение которых, как показывает практика, не всегда технологически и экономически оправдано.

Автором была проанализирована причина низкой эффективности некоторых из применяемых МУН на месторождениях с помощью построения детальных послойных карт распределения ФЕС и сравнения их с динамикой показателей разработки многопластовых объектов. В результате было выяснено, что недостаточная технологическая эффективность ряда МУН была вызвана тем, что зачастую как скважины, так и отдельные объекты выбирались без учета распределения характера насыщения коллектора в ближней к объекту воздействия зоне. При этом также не учитывалась многопластовость каждого из эксплуатационных объектов и вследствие этого неравномерность выработки каждого из пластов, что могло привести к преждевременному прорыву воды по отдельным пропласткам и соответственно снижению продолжительности эффекта от рассматриваемых МУН.

В качестве рекомендаций по увеличению эффективности некоторых методов увеличения нефтеотдачи можно предложить переход на избирательное воздействие на отдельный пласт (адресное) многопластового объекта, что, по нашему мнению, позволит решить проблему повышения нефтеотдачи в условиях многопластовых эксплуатационных объектов.

Таким образом, учитывая все вышеперечисленное, можно сделать следующие выводы и рекомендации по применению компьютерных технологий [2] для эффективного контроля и управления разработкой нефтяных месторождений:

1 На любой стадии изученности залежей нефти при построении карт необходимо учитывать параметры неоднородности объекта (как вертикальную, так и латеральную), поскольку они оказывают существенное влияние на процессы извлечения нефти. Особенно это проявляется на завершающих стадиях разработки месторождений, когда активная доля запасов уже извлечена и необходимо искать резервы по увеличению КИН из зон, слабодренируемых и не вовлеченных в разработку.

2 С применением компьютерных технологий картирования и моделирования процессов разработки стало возможным оценить степень влияния различных систем ППД на конечный КИН. Если на начальном этапе чаще всего применяют как совместную эксплуатацию скважин одним забоем, так и совместную закачку в один из горизонтов, то в настоящее время стала актуальной задачей проблема перехода на адресное разделение добычи и закачки по каждому объекту и пласту в отдельности.

Это, несомненно, повлечет за собой привлечение новых методов реализации систем ППД. Только создание и реализация эффективных селективных систем разработки позволит решить проблемы повышения КИН в условиях неоднородных многопластовых объектов.

3 Несомненно, для наиболее полного анализа причин низкой эффективности применяемых МУН на месторождениях метод применения компьютерных технологий может оказать неоценимую помощь. Он позволит усовершенствовать применение некоторых из технологий по воздействию на пласт (например, за счет реализации метода применения водоизолирующих композиций для охвата пласта заводнением в высокопроницаемых обводненных зонах и вовлечением в разработку ранее не охваченных воздействием участков пласта).

Список литературы 1 Хусаинов В.М., Ишкаев Р.К. Пути достижения стабилизации добычи нефти на поздней стадии выработки запасов из многопластовых неоднородных коллекторов // Опыт разведки и разработки Ромашкинского месторождения и других крупных месторождений Урало-Поволжья:

Труды научно-практической конференции, посвященной открытию девонской нефти Ромашкинского месторождения.-Казань: Новое знание, 1998.

2 Дзюба В.И., Никитин В.Г. Моделирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии // Разработка нефтяных и газовых месторождений, состояние, проблемы и пути их решения.-М.:

ВНИИОЭНГ, 1996.- С. 424 – 233.

3 Базиев В.Ф., Лисовский Н.Н., Муслимов Р.Х. Сопоставительная оценка эффективности реализуемых систем разработки нефтяных месторождений в связи с прогнозом КИН // Опыт разведки и разработки Ромашкинского месторождения и других крупных месторождений Урало Поволжья: Труды научно-практической конференции, посвященной открытию девонской нефти Ромашкинского месторождения.-Казань:

Новое знание, 1998.

4 Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения: В 2 Т.-М.:

ВНИИОЭНГ, 1995.

5 Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений».-М.: Изд-во «Недра», 1968.-С.301.

УДК 622. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ Л.В.Петрова,Н.А.Ворсина (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском) Экономическое положение большинства нефтедобывающих компаний в настоящее время позволяет отвлекать значительные средства на финансирование научных исследований и разработок, внедрение их на производстве. Среди различных методов повышения нефтеотдачи особое место отводится методу гидравлического разрыва пласта (ГРП).

На нефтяных месторождениях Западной Сибири много малопродуктивных скважин, эксплуатация которых экономически нерентабельна, хотя с ними связаны огромные еще неотработанные извлекаемые запасы нефти. Для отбора этих запасов нефти необходимо значительно увеличить продуктивность данных скважин. Известным способом увеличения продуктивности является ГРП.

Эффективность гидроразрыва выражается в уменьшении общего фильтрационного сопротивления или при поддержании постоянной разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Рс н Рс э=соnst в увеличении общего дебита жидкости и общего дебита нефти.

1 Кратность увеличения дебита нефти добывающих скважин после проведения ГРП в среднем равна 6.

2 Темп снижения продуктивности скважин во времени до и после проведения ГРП примерно одинаковый.

Таким образом, высокая эффективность ГРП связана с созданием трещин, преодолением прискважинной гизкопроницаемой зоны пластов, которая по одним скважинам была засорена и не освоена в процессе бурения, по другим скважинам – засорена в процессе эксплуатации.

ЛИТЕРАТУРА 1 Курамшин Р.М. Методика технико-экономического прогнозирования эффективности проведения ГРП // Нефтепромысловое дело. – 1999.- № 4. С.33-35.

2 Лысенко В.Д. Определение эффективности гидравлического разрыва нефтяного пласта // Нефтяное хозяйство. – 1999. - № 11. - С.13-18.

УДК 550.83: РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УГЛЕРОДНО КИСЛОРОДНОГО КАРОТАЖА ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ Гайнетдинов Р.Г., Огнев А.Н., Рыскаль О.Е., Ахметов Р.Т.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском, ООО НПП ИНГЕО, ОАО НПП ВНИИГИС) Одной из основных задач каротажа в скважинах на нефтяных месторождениях является оценка коэффициента нефтенасыщенности коллекторов, решаемая в открытом стволе по данным электрических методов. Наличие в эксплуатационных скважинах обсадных колонн для решения задач по оценке насыщенности разрабатываемых пластов требует выполнения иных геофизических методов, слабо реагирующих на окружающую среду в скважине.


В настоящее время в мировой практике основным методом для оценки текущей нефтенасыщенности в эксплуатационных скважинах является углеродно-кислородный каротаж показания (С/О-каротаж), которого напрямую зависят от содержания углерода и кислорода в пластовом флюиде и по соотношению весовых содержаний которых можно оценить коэффициент нефтенасыщенности пласта. Основным аналитическим параметром для количественного определения коэффициента текущей нефтенасыщенности коллекторов является углеродно-кислородное отношение С/О. Для учета литологического фактора, вносящего свой вклад в содержание углерода за счет карбонатности пород, используется кальций-кремниевое отношение Ca/Si.

Кроме указанных параметров, углеродно-кислородный каротаж позволяет определять основной элементный состав горных пород и пластового флюида, что расширяет перспективы использования метода в плане изучения как объемной модели горной породы, так и флюидальной модели порового пространства. Минерализация пластовых вод в данном методе не играет определяющей роли, как это происходит при использовании импульсного метода нейтронного каротажа, эффективность результатов которого зависит от различий содержания хлора в пластовых водах и в нефти. Поэтому С/О-каротаж является наиболее универсальным методом и применим как в разрезах с минерализованным пластовым флюидом, так и с пресным, к которому относятся практически все месторождения Западной Сибири.

Для выполнения С/О-каротажа совместно в ОАО НПП ВНИИГИС и ООО НПП ИНГЕО разработана аппаратура ЦСП-С/О-90, которая успешно используется на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Башкортостана, Татарстана, Коми-Пермяцкого, Ямальского округов в различных геолого-технических условиях.

В процессе обработки и интерпретации полученных результатов С/О-каротажа накоплен определенный опыт, который позволяет не только качественно прогнозировать характер притока, но и выйти на оценку количественных характеристик текущей нефтенасыщенности в геологических разрезах, представленных как терригенными, так и карбонатными породами с различной минерализацией пластовых вод. В основе предлагаемого подхода лежат теоретические исследования, результаты анализа и обобщения зарубежных и российских публикаций, а также реально полученные результаты по исследованиям в скважинах и в моделях с известными геолого-техническими характеристиками [1, 2, 3].

Обработка результатов углеродно-кислородного каротажа начинается с первичной обработки регистрируемых спектров, в результате которой получают аналитические параметры, главными из которых являются отношения С/О и Са/Si. Предварительно спектры обрабатываются с целью идентификации характерных фотопиков, расчета энергетических масштабов для каждого спектра, расчета спектральных потоков по заданным энергетическим окнам от ядер углерода, кислорода, кремния, кальция, хлора и некоторых других основных элементов.

Подход к качественной оценке наличия или отсутствия нефтенасыщенности пласта традиционен и заключается в нормализации кривых отношений С/О и Са/Si в водоносных или глинистых неразмытых пластах. Учет диаметра скважины при выборе опорных пластов обязателен, так как в кавернах наблюдается инверсионный характер зависимости параметра С/О от диаметра скважины. Поэтому нормализация параметров С/О и Са/Si обязательно должна контролироваться результатами кавернометрии. После совмещения кривых С/О и Са/Si в водоносном или глинистом интервале (с учетом отмеченных ограничений) по превышению кривой С/О над кривой Са/Si судят о наличии нефти, причем степень превышения отражает увеличение нефтенасыщенности пласта.

Чувствительность метода для аппаратуры ЦСП-С/О-90 к нефтенасыщенности составляет 22-25% и определяется отношением эффектов С/О на моделях, представленных пластами нефте- и водонасыщенного кварцевого песка.

Количественная интерпретация результатов С/О-каротажа основана на взаимосвязи отношения С/О с пористостью пород, линейной в области реальной пористости коллекторов, что подтверждается данными физического моделирования зарубежных исследователей [1]. По результатам экспериментов, зависимость С/О=f(КП) является линейной как для песчаников с различной насыщенностью, так и для известняков, но со смещением по оси ординат на некоторую величину вследствие влияния углерода, входящего в состав карбонатов. Исходя из результатов моделирования, единую математическую модель для С/О-эффекта в терригенных и карбонатных коллекторах можно представить следующим образом:

С/О = a1CO + a2 (КПО) - a3(Vk) + a4, (1) СО где разностный аномальный эффект С/О-каротажа от – углеводородов, КПО – коэффициент общей пористости коллектора, Vk – объемное содержание известняка, a1, a2, a3, a4 – коэффициенты, учитывающие изменение нефтенасыщенности, пористости, карбонатности пласта и скважинных условий измерений [1, 2]. Для учета их взаимного влияния и нахождения количественных взаимосвязей, отражающих нефтенасыщенность пластов с различной пористостью и карбонатностью, проводится расчет показаний С/О и Са/Si на моделях, представленных терригенными и карбонатными пластами с известной пористостью и насыщенностью. С использованием полученных результатов для количественной оценки текущей нефтенасыщенности рассматриваются измеренная кривая С/О (СOR) и теоретические кривые CORw и CORn, соответствующие полностью водонасыщенному и нефтенасыщенному пласту и скомпенсированные за влияние общей пористости и карбонатности пород. Кривые COR и CORw при этом нормализуются по водонасыщенным пластам, чем учитывается влияние скважинных условий.

Затем по соотношению совместно рассматриваемых кривых COR, CORw и CORn рассчитывается коэффициент нефтенасыщенности.

Расчет аналитического параметра Ca/Si проводится как по спектру ГИРЗ (CASI), так и по спектру ГИНР (LIRI). Применение того или иного параметра определяется геологическими условиями, в частности минерализацией пластовых вод. Учитывая, что параметр LIRI практически не чувствителен к содержанию хлора, его использование более эффективно в разрезах с повышенной минерализацией пластовых флюидов.

Предлагаемая методика требует для своего использования знание общей и эффективной пористости, расчет которых выполняется по стандартным методам комплекса ГИС в открытом стволе скважины с учетом компонентного состава по программам для оценки объемной модели породы. Для выделения коллекторов используется граничное значение эффективной пористости, принятое для конкретного месторождения.

Большие возможности существуют при выполнении в эксплуатационных скважинах в связке с углеродно-кислородным каротажем импульсного нейтронного и спектрометрического гамма каротажа. При таком комплексировании расчет объемной модели и оценка общей и эффективной пористости проводятся по результатам ядерно геофизических методов без привлечения комплекса ГИС в открытом стволе скважины. Также применение импульсной модификации нейтронного гамма-метода (ИНГК) в комплексе с углерод-кислородным каротажем позволяет более точно оценивать флюидальную модель порового пространства коллектора. Результаты ИНГК открывают перспективы для определения газонасыщенности коллекторов, количественная оценка которой вследствие низкого массового содержания газа по результатам С/О-каротажа вызывает затруднение.

В качестве примеров использования технологии оценки коэффициента нефтенасыщенности пластов по результатам С/О-каротажа приводятся результаты по скважинам в терригенном и карбонатном разрезах.

На рисунке 1 представлены результаты комплексной интерпретации по одной из скважин Западной Сибири. Продуктивные отложения представлены терригенными породами, коллекторами в которых являются песчаники. Коллекторы выделены по граничному значению эффективной пористости, равному Начальная нефтенасыщенность пластов 15%.

отражена путем расчета теоретической кривой удельного электрического сопротивления для условия их полного водонасыщения (Rtwod) и нормирования ее с реальной кривой удельного электрического сопротивления по скважине (IK). Расчет текущей нефтенасыщенности выполнен с использованием соотношения параметров скорректированнного аномального эффекта С/О от углеводородов (COR), смоделированных значений С/О в водонасыщенном и (CORw) нефтенасыщенном пластах. По результатам С/О-каротажа (CORn) подтверждена нефтенасыщенность прикровельной части пласта АВ6, достигающая 50-60%. При освоении пласта содержание нефти получено равным 63%. Нефтенасыщенность нижележащей части пласта составляет 10-15%, что соответствует остаточному нефтенасыщению. Нижележащий пласт АВ7 по результатам С/О-каротажа практически обводнен, что наблюдается по изменению минерализации пластовых вод при сопоставлении кривой ПС, отражающей исходную минерализацию, и отношения Ca/Si из спектра ГИРЗ в области сильного влияния хлора (LIT).

По результатам освоения пласта получена вода.

На рисунке 2 представлены результаты интерпретации С/О-каротажа по скважине на месторождении Татарстана. Исследования также проведены в терригенном разрезе. Особенностью является то, что пластовые воды являются минерализованными. В этих условиях интерпретация С/О-каротажа проведена с использованием параметра LIRI.

Результатами интерпретации подтверждена нефтенасыщенность пласта в верхней части разреза, близкая к первичной нефтенасыщенности, которая достигала 75% по данным электрокаротажа. По скважине рассчитана минерализация пластового флюида, которая возрастает в водонасыщенных пластах. Расчет и сопоставление исходного водородосодержания по данным НГК и отношения интегральных кривых ГИНР/ГИРЗ, отражающих текущее водородосодержание, указывает на изменение минерализации пластового флюида в прискважинной зоне водонасыщенных пластов. Подтверждением изменения минерализации водоносного пласта служит параметр сечения поглощения нейтронов по данным импульсного нейтронного каротажа, который хорошо коррелирует с ГК в глинах и в нефтенасыщенной части пласта и расходится в интервалах водонасыщенных пластов.


Пример интерпретации результатов С/О-каротажа в карбонатном разрезе по скважине Республики Коми представлен на рисунке 3. Разрез по скважине сложен известняками и глинистыми известняками с пористостью, достигающей 15-20%. Проведенная компенсация исходных кривых С/О-каротажа позволила учесть влияние карбонатности по разрезу скважины. При нормализации преобразованных кривых C/O-каротажа с учетом карбонатности и пористости был рассчитан коэффициент текущей нефтенасыщенности, который охарактеризовал верхнюю часть разреза как преимущественно нефтенасыщенную, позволил выделить полностью обводненные пласты в средней части разреза и нефтеводонасыщенные пласты в нижней части разреза.

Проведенные исследования в скважинах позволяют характеризовать С/О-каротаж работоспособным в различных условиях. Полученные результаты согласуются с исходными характеристиками, полученными по открытому стволу скважин, а также подтверждены результатами освоения пластов, если они проведены по скважинам.

На рисунке 4 представлено сопоставление коэффициентов текущей нефтенасыщеннности КН% по С/О-каротажу с притоком при освоении пластов и добычей нефти СН% по месторождениям Западной Сибири.

Результаты производственного использования С/О-каротажа по скважинам показали практически 100% подтверждаемость характера притока, полученного после вывода скважины на режим. По количественным характеристикам отмечается совпадение КН% по С/О-каротажу с СН% по добыче нефти с погрешностью около ± 10% в диапазоне изменения показаний содержания нефти в пласте от 10 до 60%. При низких и высоких показаниях содержания нефти в пласте по результатам освоения погрешность оценки текущего коэффициента нефтенасыщенности по данным С/О-каротажа возрастает, что, видимо, связано с нарушением линейной зависимости в этой области между исходными параметрами, используемыми при интерпретации.

100. 90. 80. 70. С Н% Добыча 60. 50. 40. 30. 20. 10.0 Кнг %С/О 0. 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Рисунок 4 - Сопоставление результатов интерпретации данных С/О-каротажа с полученной долей нефти после выхода скважины на режим по месторождениям Западной Сибири Важно отметить, что степень достоверности получаемых результатов во многом зависит от знания геолого-геофизической информации по месторождению. Интерпретация результатов С/О-каротажа обязательно должна проводиться комплексно с данными по открытому стволу скважины и с учетом первичной насыщенности коллекторов.

Список литературы 1 Jerome A. Truax, Larry A. Jacobson, Gary A. Simpson, Dennis P.

Durbin. Field experience and results obtained with an improved carbon/oxygen logging system for reservoir optimization. SPWLA 42-nd Annual Logging Symposium, June 17-20, 2001.

2 Кучурин Е.С., Глухов В.Л., Огнев А.Н., Метелев В.П.. Состояние, эффективность применения и перспективы развития углеродно кислородного каротажа для оценки нефтенасыщенности пластов разрабатываемых месторождений // Каротажник.-Тверь, 2004.- №114.

3 Еникеева Ф.Х., Жуков А.М., Журавлев Б.К., Тропин А.Н.

Определение текущей насыщенности терригенных коллекторов со сложным флюидальным составом по данным ядерно-физической спектрометрии // Каротажник.-Тверь, 2003.- №110.

УДК 550.83: МНОГОКАНАЛЬНЫЙ ГАММА - ГАММА - КАРОТАЖ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН Перелыгин В.Т., Коротченко А.Г., Ямалтдинов А.И., Ахметов Р.Т., Шокуров В.М.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском, ОАО НПП ВНИИГИС, ООО НПП ИНГЕО) В настоящее время развитие гамма – гамма - каротажа для исследования нефтегазовых скважин характеризуется использованием многоканальных способов регистрации. При этом принимаются в расчет как геометрические, так и спектральные характеристики поля рассеянного гамма - излучения. Это связано, с одной стороны, с необходимостью исследования тонкослоистых разрезов при относительно малой глубинности, а с другой - с необходимостью учета влияния на показания метода фактора фотоэлектрического поглощения, что в конечном итоге позволяет более уверенно производить литологическое расчленение разреза и определять пористость пластов.

Диапазон изменения плотности в нефтегазовых скважинах незначительный (2 –3 г/см3), что несколько облегчает реализацию плотностной модификации и, в частности, позволяет использовать один источник гамма – излучения для одновременного определения объемной плотности и эффективного атомного номера. Однако в этом случае учет влияния на результаты определения плотности эффективного атомного номера (особенно в карбонатном разрезе) требует высокой точности определения последнего.

Традиционно интерпретация данных гамма – гамма плотностного каротажа основывается на простых выражениях, использующих экспоненциальное приближение зависимости потока многократно рассеянного гамма – излучения от величины массового коэффициента ослабления. Использование этих выражений для определения плотности путем метрологически обеспеченных измерений интегральных потоков позволяет получать достаточно надежные результаты в скважинах. Оценка фактора фотоэлектрического поглощения при использовании источника Cs–137, который является наиболее подходящим для проведения ГГКП в нефтегазовых скважинах, требует учета влияния плотности. Выполнить такую оценку по эмпирическим выражениям, использующим данные по различным интервалам спектра рассеянного гамма – излучения, очень сложно. Это связано с тем, что в диапазоне энергий (от 30 до 600 КэВ) для основных пород разреза нефтегазовых скважин влияние фотоэффекта на спектр рассеянного излучения в основном проявляется в диапазоне энергии до 100 кэВ;

для Ca коэффициент комптоновского рассеяния при энергии гамма – квантов, равной 100 кэВ, превышает коэффициент фотоэлектрического поглощения в 1,6 раза;

для Mg – в 12 раз;

для Si – в раз. С другой стороны, для основных породообразующих элементов массовый коэффициент фотоэлектрического поглощения при энергии 660 КэВ имеет величину порядка 10–2 см2/г, т.е. еще не равен нулю, хотя и на 2 порядка меньше коэффициента комптоновского рассеяния.

Решение этой задачи выполняется на основе использования математических методов разложения характеристик спектра рассеянного гамма - излучения на составляющие. При этом одновременно решается задача стабилизации энергетической шкалы спектрального канала.

Разработанное программное обеспечение позволяет значительно повысить точность решения задач гамма–гамма-каротажа в нефтегазовых скважинах.

Созданная на настоящий момент аппаратура имеет трехзондовую и двухзондовую модификации. В трехзондовой модификации литоплотностного гамма–гамма-каротажа выбор длин зондов для измерения плотности выполнен на основе большого объема физического моделирования и обеспечивает достаточно уверенную компенсацию ближней зоны в пределах до 15 мм при плотности глинистой корки до 1,6 г/см3.

Обработка данных канала спектрометрического каротажа по отношению мягкой (30-100 КЭВ) и жесткой (200 КЭВ) областей спектра позволяет производить расчет эффективного атомного номера с достаточной для практики точностью.

При реализации двухзондовой модификации ГГК, где один из зондов работает в спектрометрическом варианте (обычно больший), а второй – в интегральном, удается получить информацию примерно с той же точностью, что и трехзондовой установкой. При этом достигается цепь упрощения конструкции и уменьшения габаритов аппаратуры, но усложняются расчеты плотностных характеристик горных пород, так как при этом алгоритм обработки данных большего зонда требует стабилизации энергетической шкалы спектрометрического тракта и использования жесткой части этого спектра.

Разработанная оригинальная конструкция прижима скважинных приборов позволяет надежно обеспечивать контакт зондовой установки непосредственно с породой и управлять скважинным прибором с поверхности по отдельной жиле кабеля. Приборы могут изготавливаться различного диаметра 76, 90, 120 мм и подключаться к цифровым регистраторам типа «ГЕКТОР». Дальнейшая обработка данных проводится по специально разработанным программам с выдачей результатов в LAS – формате.

Дальнейшее развитие гамма–гамма-каротажа направлено на сочетание спектрометрической и многозондовой модификаций с целью достижения наибольшей информативности метода и, в частности, с целью получения данных по плотности в обсаженных скважинах.

УДК 553.981/982 (075.8) ПРИМЕНЕНИЕ ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ ОЦЕНКИ БИТУМИНОЗНОСТИ ПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ РТ Сабирзянова З.М., Рафикова К.Р.

(Альметьевский государственный нефтяной институт) Основные перспективы поисков битумов связаны с пермскими породами центральных районов Волго-Уральской битумонефтегазоносной провинции, то есть на той территории, где нефтяные запасы выработаны в наибольшей мере по сравнению с другими нефтедобывающими регионами России.

Для оценки запасов и ресурсов природных битумов РТ различных категорий и определения их экономичности, эффективности ведения поисково-разведочных работ и дальнейшей разработки необходимо детальное изучение закономерностей размещения выявленных, предварительно разведанных и подготовленных к разработке залежей. При этом наибольшие перспективы поисково-разведочных работ связаны на территории РТ с восточным бортом Мелекесской впадины и с западным склоном Южно-Татарского свода в пределах Черемшано-Ямашинской структурной зоны.

Район исследований охватывает южную часть Черемшано Ямашинской структурной зоны, на котором выделяются центральная и северная группа месторождений. На геологической карте района были выделены линейные структурные элементы земной поверхности – линеаменты – спрямленные элементы гидросети, геологических границ, овражной сети. Авторами выявлены основные системы линеаментов, которые контролируют размещение битумоскоплений. Были построены карты роз-диаграмм, на которых удалось проследить преимущественное простирание линеаментов, зоны их сгущения и разрежений, с которыми связано размещение месторождений битумов.

Перспективы дальнейших исследований связаны с привлечением данных поискового и разведочного бурения, электро- и магниторазведки, дешифрирование и интерпретация данных АКГИ.

УДК 622.276.1/.4(470.41) ПРОБЛЕМЫ И МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА РОМАШКИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Д.Г. Яраханова (Альметьевский государственный нефтяной институт) Ромашкинское нефтяное месторождение находится в поздней стадии разработки, и главным условием стабилизации добычи нефти и дальнейшего развития нефтяной промышленности Татарстана становятся разработка и внедрение новых высокоэффективных технологических решений увеличения извлечения нефти из низкопродуктивных и трудноизвлекаемых запасов.

Основная по размерам и запасам залежь нефти – пашийский продуктивный горизонт Д1. Общая мощность пашийского горизонта около 40 м. С теплофизической точки зрения горизонт Д1 четко выделяется на начальной невозмущенной геотерме разреза в виде крутой ступеньки с градиентом температуры Г=0,02±0,003 Для основных °C/м [1].

нефтеносных районов провинции Татарстана характерны значения потока тепла Вт/м2. Ромашкинское нефтяное месторождение (3-5)·10- примечательно тем, что здесь впервые в мировой практике в широком масштабе было успешно применено внутриконтурное заводнение, позволившее ускорить извлечение запасов нефти из недр и значительно повысить нефтеотдачу пластов. Для заводнения применяется вода из поверхностных водотоков (в основном р.Кама). Температура воды, закачиваемой в скважины, изменяется в течение года в среднем от 4 до °C. Среднегодовая температура составляет 11 °C, что на 24-35 °C ниже начальной температуры продуктивных пластов основного промышленного горизонта Д1.

Влияние закачки холодной воды на тепловое состояние продуктивных горизонтов выдвигает проблему изучения степени влияния охлаждения пластов на изменение их продуктивности по сравнению с продуктивностью при начальной пластовой температуре. Исследования и материалы многолетнего опыта разработки Ромашкинского месторождения, где произошло направленное проникновение значительных объемов воды по высокопористым пластам, охлаждение заводненных пластов имеет локальный характер с распространением температур на расстояние 250-750 м и более. В связи с затронутой проблемой отметим, что фильтрация нефти при пониженных температурах возможна только при определенном перепаде давления (давления сдвига).

Физические свойства нефтей горизонта Д1 Ромашкинского месторождения таковы, что дополнительный перепад давления, необходимый для начала их фильтрации при охлаждении до 10°C, составляет 1-1,5 МПа. Это намного меньше существующих перепадов давления между рядами нагнетательных и добывающих скважин и, как показывают промышленные эксперименты, продуктивные пласты, охлажденные до температуры кристаллизации парафина, могут быть освоены и эксплуатироваться при обычных депрессиях [2].

Разработка нефтяных месторождений с применением в качестве вытесняющего агента воды сопровождается с самого начала прогрессирующим обводнением добывающих скважин и извлечением попутно с нефтью больших объемов закачиваемой воды. Большинство нефтяных месторождений обводняются закачиваемой водой весьма неравномерно, в связи с высокой зональной и послойной неоднородностью нефтяных пластов. Вода в первую очередь прорывается по наиболее проницаемым слоям к добывающим скважинам, оставляя «целики» нефти по площади и разрезу залежей, обводняя добывающие скважины.

Огромные объемы добываемой воды весьма затрудняют процесс добычи и подготовки нефти [3].

Процесс разработки залежей с коллекторами сложного строения в условиях обычного заводнения, как правило, протекает весьма не эффективно. При обычном заводнении нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя участки с невытесненной нефтью. Коэффициент охвата пластов вытеснением невысокий – от 30 до 50 %. Дополнительный охват заводнением не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных зон и участков способствует увеличению темпов нефтедобычи и коэффициента нефтеотдачи. Одним из путей решения этой задачи может быть внедрение метода циклического заводнения с изменением (нестационарного) направления фильтрационных потоков [4].

Достоинство метода в том, что он может применяться в рамках обычно используемых систем заводнения при нагнетании как обычной воды, так и воды с добавлением химических реагентов и не требует больших дополнительных капитальных вложений.

Оценка снижения коэффициента нефтеизвлечения из горизонта Д Ромашкинского месторождения показывает, что в отдельных скважинах оно значительно. Если принять, что вследствие охлаждения до 18-20 °C коэффициент нефтеизвлечения уменьшается в среднем даже в 2,5 раза, то общие потери в нефтедобыче по Ромашкинскому месторождению составляет менее 0,15 % от начальных запасов. Это обусловлено тем, что в пределах рассматриваемого месторождения в зонах с нарушенной в той или иной степени температурой находятся около 1,4 % общих извлекаемых запасов, в том числе в выявленных зонах, охлажденных ниже 20 °C, сосредоточены не более 0,7 % извлекаемых запасов. На Ромашкинском нефтяном месторождении наибольшее снижение температуры (на 10-30 °C) наблюдается в скважинах, расположенных на расстоянии от нагнетательных. Нагрев воды с целью 250-350м предотвращения этого охлаждения связан со значительными затратами топлива, которое по калорийности намного превысит указанные потери нефти. В то же время рационально применение подогретых технологических сточных вод (особенно вод с деэмульсационных и обессоливающих установок) для извлечения нефти из подверженных охлаждению пластов [2].

Подбор методов регулирования температурного режима по Ромашкинскому месторождению архиважен, и применение их уже в самое ближайшее время позволит в значительной мере повлиять на успешность извлечения остаточных запасов нефти.

Литература 1 Непримеров Н.Н. Трехмерный анализ нефтеотдачи охлажденных пластов. – Казань: Изд-во КГУ, 1978.

2 Яковлев Б.А. Прогнозирование нефтегазоносности недр по данным геотермии. – М.: Недра, 1996.

3 Ибрагимов Г.В., Хисамутдинов Н.И.,Кобяков Н.И. и др. Опыт ограничения закачки воды на поздней стадии разработки месторождений.

– М.: ВНИИОЭНГ, 1990.

4 Шарбатова И.Н., Сафронов В.И., Пустовойт С.П. Эффективность циклического заводнения с переменой направления фильтрационных потоков // Нефтяное хозяйство.–1978.-№1.

УДК 622. РОЛЬ ПРОЦЕССОВ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ УВ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ О. А. Кулакова, К. А. Кулакова (Самарский государственный технический университет) Вопросы взаимовлияния компонентов флюидно-породной системы чаще всего рассматриваются вне связи с формированием и разрушением углеводородных скоплений. Нетрадиционный подход к описанию процессов фазовых превращений заключается, прежде всего, в осознании взаимовлияний в системе порода – углеводороды – вода в процессе ее развития. Все изученные нами залежи УВ в карбонатных рифовых массивах Прикаспийского региона формировались по единому системному механизму, отличающемуся от общепринятого по ряду фундаментальных принципов [1,2].

В продуктивных толщах существует ряд особых пропластков, с резко отличающимися свойствами. Такие пропластки получили название древних водонефтяных (ДВНК) и газожидкостных (ДГЖК) контактов.

Количество образовавшихся ДГЖК в залежи может колебаться от 2- до нескольких десятков. ДГЖК являются горизонтальными прослоями пород мощностью 1 - 5 м, расположенными непосредственно над ДВНК и представляющими собой зону хроматографического фракционирования углеводородов, выраженную присутствием в продуктивном коллекторе всей гаммы битумов от светло-желтых до черных, а также содержащими в объёме пор каплевидные битумы высокой степени метаморфизма (мутно белые в отраженном свете) диаметром от 0,008 до 0,1 мм в количествах от 0,5 до 5 % к поровому объёму породы и аномально высокой объёмной плотностью стилолитов, достигающей величин от 180 до 260 1/м при фоновом значении в залежи 20 - 25 1/м.

Диффузионные процессы, происходящие в залежах нефти и газа, определяют скорость многих физико-химических процессов, в том числе и стилолитообразования, которое особенно отчетливо проявляется в системе «порода - углеводороды - вода».

Стилолиты сильно извилистые, часто зазубренные зоны растворения в карбонатных породах. Стилолитовые швы имеют мощность от 0,01 мм и амплитуду до нескольких сантиметров. Выполнение стилолитов может быть как органоминеральным, так и битумным.

Нами было исследовано около 700 больших и стандартных шлифов, изготовленных из керна продуктивных пластов Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (КНГКМ), вскрытых скважинами № 2, 9, 10, 19, 23. 41, 100. Исследования проводились на поляризационном микроскопе «Reichert» при увеличении 100х и на люминесцентном микроскопе при увеличении в проходящем «ЛЮМАМ» 100х поляризованном и отраженном свете.

Твердый углерод в залежи нефти и газа наблюдается в нескольких вариациях - в виде множества тончайших и тонких рассеянных зерен угловатой формы, размеры которых колеблются от 0,001 до 0, 01мм;

в виде редких довольно крупных 0,1-1мм образований, повторяющих очертаниями поры пород;



Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 | 9 |   ...   | 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.