Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Комплесные технологии увеличения нефтеотдачи 7
1.1 Комплексные микробиологические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи 7
1.2 Комплексные волновые и физико-химические технологии воздействия на пласт 11
1.3 Комплексные волновые и термические методы воздействия на пласт 14
1.4 Комплексные термические и газовые технологии водействия на пласт 18
1.5 Комплексные термические и физико-химические методы воздействия на пласт 21
Глава 2 Геолого-физическая характеристика и группирование объектов разработки месторождений зоны сочления северо-западной периферии башкирского свода и верхне-камской впадины 27
2.1 Геолого-физическая характеристика 27
2.1.1 Тектоническая приуроченость 27
2.1.2 Стратиграфическая характеристика разрезров месторождений 32
2.1.3 Краткая характеристика и нефтегазоносные комлексы основных месторождений «Краснохолмской группы» 38
2.1.4 Геолого-физические параметры пластовых систем 50
2.2 Группирование объектов разработки по геолого-физическим и
физико-химическим характеристикам пластовых систем 58
2.2.1 Цели и методы группирования и идентификация объектов 58
2.2.2 Смысловая интепретация результатов группирования и выделение груп п объектов 58
2.2.3 Характеристика и особенности групп объектов
Глава 3 Анализ структуры запасов нефти, геолого-промыс ловый анализ разработки объектов выделеннх групп и геолого-статистическое моделирование процесса нефтеизвлечения 70
3.1 Анализ структуры запасов нефти 70
3.1.1 Общая характеристика запасов 70
3.1.2 Анализ структуры запасов по выделенным группам объектов 80
3.1.3 Анализ выработки запасов 87
3.2 Геолого-промысловый анализ разработки объектов выделенных групп 94
3.2.1 Объекты в терригенных коллекторах 97
3.2.2 Объекты в карбонатных коллекторах 101
Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые с заводнением 101
Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые без заводнения 105
3.3 Геолого-статистическое моделирование процесса нефтеизвлечения.Л08
Глава 4 Геолого-технологическая эффективность применения комплексных мун на объектах разработки выделенных групп 117
4.1 Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи пластов 117
4.2 Физические методы повышения нефтеотдачи пластов 119
4.3 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов 126
4.4 Комплексные технологии увеличения нефтеотдачи пластов 133
4.5 Рекомендации по применению комплексных технологий МУН для различных классов трудноизвлекаемых запасов 1
5. Заключение 153
6. Список использованных источников
- Комплексные волновые и физико-химические технологии воздействия на пласт
- Краткая характеристика и нефтегазоносные комлексы основных месторождений «Краснохолмской группы»
- Анализ структуры запасов по выделенным группам объектов
- Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов
Введение к работе
Актуальность темы исследований. Исследуемая в представленной работе проблема в какой-то мере решает остро стоящий перед мировым сообществом вопрос обеспечения энергоресурсами в связи с тем, что сегодня имеет место тенденция ухудшения структуры запасов нефти и в балансе увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов. В настоящее время, когда открытие новых крупных нефтяных месторождений связано с возрастающими затратами, а многие разрабатываемые в Башкирском нефтедобывающем регионе нефтяные месторождения истощены, вопросы повышения нефтеотдачи продуктивных пород приобретают особо важное значение С учетом того, что немалая часть нефтяных месторождений здесь характеризуется низкой проницаемостью, актуальным является детальное изучение ряда наиболее эффективных способов освоения трудноизвлекаемых запасов — комплексных технологий Традиционные подходы в решении проблем поддержания добычи становятся все менее значимы Успешная доразработка действующих объектов возможна только с использованием наиболее прогрессивных и высокоэффективных методов воздействия на пласт Нефтяные месторождения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины характеризуются широким спектром геолого-промысловых условий, разной степенью выработки запасов нефти и эффективностью применения методов воздействия на пласт Оперативный контроль полноты и качества геолого-промысловой информации, выбор комплекса технологических моделей позволил оценить состояние разработки отдельных участков нефтяных залежей и обосновать применение наиболее эффективных комплексных методов воздействия на пласт
Целью работы является обобщение и анализ опыта использования комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов и разработка геолого-технологических критериев выбора этих технологий для освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.
Основные задачи и методы исследований:
На основе анализа научно-технической и патентной литературы установить основные тенденции в разработке и промышленном использовании комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов.
Провести классификацию объектов разработки месторождений зоны сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины по комплексу
контролируемых геолого-физических и технологических параметров методом главных компонент (МГТС) и проанализировать структуру запасов выделенных групп
Выполнить геолого-промысловый и геолого-статистический анализ разработки объектов выделенных групп и определить основные факторы, влияющие на эффективность процесса нефтеизвлечения
Установить геолого-технологические особенности применения комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов на типичных объектах выделенных групп и дать рекомендации по выбору комплексных технологий для освоения различных классов трудноизвлекаемых запасов нефти
Научная новизна выполненной работы:
1 На основе классификации объектов разработки зоны сочленения
Башкирского свода и Верхне-Камской впадины выделены характерные группы,
отличающиеся комплексом геолого-физических и физико-химических свойств
пластовых систем и технологическими параметрами систем разработки,
определены центры группирования (типичные объекты) и проведено
структурирование геологических и извлекаемых запасов дифференцированно по
выделенным группам
2 В результате многоуровневого геолого-промыслового и геолого-
статистического анализа выявлены основные геолого-физические и техноло
гические факторы, влияющие на эффективность процесса нефтеизвлечения в
зависимости от типа коллектора и применяемой системы разработки
3 Выявлены основные геолого-технологические особенности применения
комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов на типичных
объектах выделенных групп, проведен сравнительный анализ технологической
эффективности микробиологических, физических, физико-химических и
комплексных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи
нефти и снижения обводненности продукции
4 Разработаны рекомендации по выбору комплексных технологий
повышения нефтеотдачи пластов для различных классов трудноизвлекаемых
запасов нефти
Основные защищаемые положения:
1 Классификация эксплуатационных объектов в зоне сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины методом главных компонент по комплексу геолого-физических и физико-химических свойств пластовых систем.
2 Научно обоснованные геолого-статистические модели эффективности
процесса нефтеизвлечения в выделенных группах объектов
3 Рекомендации по выбору комплексных технологий повышения
нефтеотдачи пластов для различных классов трудноизвлекаемых запасов
Практическая ценность и внедрение результатов работы:
Результаты проведенных исследований позволяют существенно повысить эффективность разработки нефтяных месторождений с ТрИЗ через применение комплексных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и снижения обводненности продукции Рекомендации автора по обоснованию применения комплексных технологий повышения нефтеотдачи пластов использованы при составлении проекта разработки Красноярско-Куединского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ — Пермнефть»
Публикации: По теме диссертационной работы опубликовано девять печатных работ. Автор неоднократно докладывал материалы на-вузовских, региональных и международных конференциях в Саратове, Уфе, Ижевске, Ухте, Янаулеидр в 2001-2006 гг
Структура диссертации: Диссертация состоит из введения, 4-х глав и заключения Список литературы включает 97 наименований Текст на 163 страницах, содержит 59 рисунков и 33 таблицы
Автор искренне благодарен за помощь, ценные советы и консультации научным руководителям д т н, профессору В Е Андрееву, д г -м н, профессору А В Сидневу, а также д г -м н, профессору Н Ш Хайрединову, д т н Ю А Котеневу, к г-м н, доценту Ш X Султанову, к т н И И Абызбаеву, к т н Р М Каримову, к т н А В Чибисову, сотрудникам ЦХИМН АН РБ, коллективу кафедры геологии УГНТУ, начальнику производственного управления ОАО «АНК «Башнефть» к.тн. ЮВ Лукьянову, генеральному директору ДООО «Башгеопроект» ктн ЕН Сафонову и многим другим, плодотворная работа с которыми способствовала становлению, развитию идей и практической их реализации
Комплексные волновые и физико-химические технологии воздействия на пласт
Выше отмечалось, что применение химреагентов при ПЦО скважин преследует две цели. Во-первых, увеличение охвата эффективной толщины пласта паром за счет закупорки наиболее проницаемых пропластков пенными агентами или эмульсиями. Эти реагенты называют отклоняющими агентами. Во-вторых, уменьшение или исключение образования в пласте нефтеводяных эмульсий, затрудняющих фильтрацию флюидов к скважине в фазе добычи нефти.
Рассмотрим кратко результаты лабораторных исследований и промышленных испытаний воздействия первой группы реагентов, способствующих увеличению охвата продуктивного пласта их воздействием. В периодической литературе отмечено достаточно большое количество исследований и испытаний технологий, связанных с применением добавок химреагентов при осуществлении ПЦО скважин. Будем также помнить, что большинство зарубежных химреагентов, как правило, представляются не в виде реального соединения, а в виде коммерческого названия. На месторождении оз. Маракомбо (пласты Боливар Коаст) на 60 скважинах были проведены ПЦО с двумя коммерческими ПАВ, образующими паровые пены, при различных рабочих условиях [83]. Скважины выбирались так, чтобы охватить широкий диапазон характеристик и стадий дренирования коллекторов. В процессе испытаний изучалось влияние таких характеристик, как давление закачки пара, концентрация ПАВ, наличие электролита и неконденсируемого газа, а также качество пара. Промысловые испытания ставили своей целью, во-первых, оценить степень отклонения пара (изменение охвата пласта) в зависимости от различных параметров, которые идентифицировались в лабораторных условиях, и, во-вторых, определить возможное увеличение нефтедобычи, получаемое за счет улучшения профиля приемистости пара.
В качестве ПАВ использовались два реагента: линейный алкилтолуол натрий сульфонат (ЛАНС) и разветвленный алкилбензол натрии сульфат (РАНС).
На всех скважинах процедура испытаний включала в себя закачку пара в течение 3-7 дней, определение базового профиля приёмистости пара, закачку порции ПАВ вместе с паром и повторное определение профиля приёмистости пара. После этого закачивалась остальная порция пара. Профиль приемистости определялся также после изменения рабочих параметров закачки реагентов. Сравнение профилей приёмистости определяется отношением толщины пласта, охваченной закачкой пара, к общей толщине пласта при данных рабочих условиях к первоначальному отношению этих величин и обозначается аббревиатурой КОП. Для его расчёта была разработана специальная компьютерная программа. Сравнение проводилось со случаем, когда в ПЦО скважины использовался один только пар.
При изучении влияния концентрации ПАВ на профиль приемистости было установлено, что применение ЛАНС приводит к наибольшему КОП, когда он используется в концентрации 0,5 % вес. Для реагента РАНС оптимальное значение КОП получается при концентрации реагента 1,0 %.
Для оценки влияния давления на рассматриваемые процессы приведем такой пример: на одной из скважин давление закачки пара увеличилось в течение первых пяти дней. Затем, когда начали закачивать РАНС с концентрацией 0,5 % возникло увеличение давления закачки (примерно на 0,6 МПа). Более того, когда концентрацию ПАВ увеличили до оптимального значения (1 % вес), было зарегистрировано более сильное повышение давления. Данный механизм вызван эффектом блокирования высокопроницаемых зон за счет добавки ПАВ. Другими словами, возникают дополнительные сопротивления, препятствующие внедрению водяного пара в высокопроницаемые пропластки.
Закачка электролита, как это известно из периодической литературы, приводит к изменению блокирующей способности ПАВ, зависящей от начальных условий пористой среды. Закачка раствора NaCl (электролит) оказывает положительное влияние на эффективность действия ПАВ применительно к пластам Боливар Коаст.
Установлено также, что коэффициент охвата толщины пласта паром возрастает, если закачка ПАВ становится прерывистой, т. е. когда концентрация ПАВ резко меняется при общем заданном его количестве. В начальном моменте подачи ПАВ в паровой поток КОП, увеличивается, достигает максимального значения и затем начинает уменьшаться во времени. Анализ последовательности закачки ПАВ показывает, что на окончательные результаты влияет, в основном, количество введенного ПАВ, а не распределение этого количества во времени.
Оценка влияния качества пара на отклоняющую способность ПАВ производилась при фиксированной подаче реагента. Как показали визуальные наблюдения, при значениях качества пара 0,7 и 0,95 никаких серьезных отличий в профилях охвата паром не имеется. Однако, использование значения КОП показало, что имеет место изменение профилей приемистости пара. При указанном изменении качества пара значение КОП меняется с 0,08 до 0,17. Это показывает, что реагент РАНС лучше отклоняет пар при более высоком значении качества пара.
Исследовалось также влияние закачки природного газа на эффективность действия пенообразующих агентов. Показано, что добавление газа увеличивает блокирующую способность ПАВ. Однако блокирование происходит без отклонения пара в новые нефтяные пропластки, на что указывают соответствующие значения КОП. Например, по одной из скважин перед закачкой газа значение КОП для системы пар-ПАВ было 0,27, а при добавлении газа снизилось до 0,20. Таким образом, использование газа для пластов Боливар Коаст признано нецелесообразным. Фаза добычи нефти при использовании в качестве отклонителя реагента ЛАНС характеризуется высоким содержанием воды в продукции скважины на начальном этапе добычи (до 90 %). Затем водосодержание быстро уменьшается до значений 20 - 30 % в течение примерно восьми месяцев. При этом добыча нефти, наоборот, сначала низкая, а затем растет и достигает уровня, превышающего максимум, имеющий место при обычной ПЦО скважины. Причем, это превышение тем больше, чем выше значение КОП после применения химреагентов.
В противоположность реагенту ЛАНС реагент РАНС обеспечивает; другую картину добычи воды и нефти. При его применении обводненность продукции в фазе добычи не превышает эту величину при обычных ПЦО скважин без применения ПАВ и составляет порядка 20 - 30 %. Отмеченные раздичия в действии этих двух химреагентов могут быть объяснены неравнозначным изменением относительных проницаемостей при их использовании. Тем не менее, оба реагента обеспечивают увеличение относительной проницаемости для нефти при заданной водонасыщенности.
Основное заключение, которое может быть сделано на основании проведенных исследований, состоит в том, что применение реагента ЛАНС предпочтительнее по сравнению с РАНС для условий пластов Боливар Коаст. Кроме того, необходимо отметить, что за счет применения обоих химреагентов получено увеличение добычи примерно на 24 % по сравнению с условиями, когда эти реагенты не используются. Если говорить о стоимости применения данных химреагентов на единицу добываемой продукции, то можно отметить, что она не возросла по сравнению с технологией, где эти реагенты отсутствуют. Основной эффект, по-видимому, связан с увеличением текущей добычи нефти и с сокращением сроков разработки конкретной залежи. Высказывается соображение, что при крупно масштабном применении этой технологии удельные затраты на добычу нефти могут быть снижены на 30-40%.
Краткая характеристика и нефтегазоносные комлексы основных месторождений «Краснохолмской группы»
Старцевское нефтяное месторождение открыто в 1987 г. Введено в разработку в 1988 г. Расположено на северо-западной окраине Башкирского свода. Приурочено к локальному поднятию. Нефтеносны известняки среднего карбона (каширский и верейский горизонты) и карбонаты известняки фаменского яруса. Залежи каширского и верейского горизонтов, а так же фаменского яруса мелкие. Коллекторами нефти этих объектов являются известняки с низкими фильтрационными свойствами (пористость 11-14 %, проницаемость 0,002 - 0,003 мкм2, мощность 0,8 -1,2 м).
Краснохолмское нефтяное месторождение открыто в 1987 году. Введено в разработку в 1988 году. Расположено на северо-западной периферии Башкирского свода. Приурочено к вытянутому небольшому поднятию размерами
5,5 х 1 км. Нефтеносны каширские и фаменские известняки. Каширские горизонт - небольшая структурно-литологическая залежь в низкопроницаемых известняках. Плотность нефти 0,866 г/см, вязкость 16 мПа-с, газонасыщенность 15 м3/т, давление насыщения 3 МПа. Залежь фаменского яруса литологического типа, небольшая по запасам. Воды всех пластов хлоркальциевого типа, с общим содержанием солей до 290 г/л, плотность 1,18 г/см3.
Кузбаевское нефтяное месторожение открыто в 1958 г. Введено в разработку в 1964 г. Тектонически приурочено к северной части Башкирского свода. В глубокое поисково-разведочное бурение введено по результатам структурно-поискового бурения по реперу К-4. Нефтеностность связана с карбонатными коллекторами верейского, башкирского и каширского горизонтов среднего карбона, а также турнейского и фаменского ярусов. Залежи в карбонатных коллекторах разрабатываются единичными скважинами и являются возвратными объектами.
Бураевское нефтяное месторождение открыто в 1972 г. Введено в разработку в 1973 г. Расположено в северо-западной части Башкирского свода. Нефтеносны известняки среднего карбона (каширский и верейский горизонты; башкирский ярус), турнейского яруса нижнего карбона, фаменского яруса верхнего девона и песчаники тульского и бобриковского горизонтов нижнего карбона, фаменского яруса верхнего девона, а также терригенные образования нижнего карбона и верхнего девона. Известняки представлены органогенными, кристаллическими разновидностями. Тип пустотности: поровый, кавернозный, трещинный и смешанный. Верейский горизонт представлен двумя продуктивными пластами В2. Пласты маломощные - до 2,5 м, низкопроницаемые - до 0,024 мкм2. Выявлено шесть небольших залежей структурно-литологического типа с ВНК от -810 до -851 м. Начальный гидродинамический режим упругий. Начальное пластовое давление 9,1 МПа. Дебиты низкие - до 2 т/сут. На отдельных участках месторождение разрабатывается совместно с башкирским ярусом.
В башкирском ярусе продуктивны известняки, представленные органогенными пелитоморфными разностями, с максимальной мощностью до 7 м. Проницаемость их невысокая меньше 0,15 мкм . В обьекте насчитываются 4 массивных залежи с ВНК на отметках от -862 до - 872 м. Залежи полностью подстилаются подошвенной водой. В турнейском ярусе выявлена одна пластово-сводовая залежь небольших размеров. Мощность пористых разностей 0,8-9,6 м. Проницаемость низкая - 0,002 мкм . Гидродинамический режим упруговодонапорный. Начальное пластовое давление 13 МПа. В фаменском ярусе продуктивны известняки и кавернозные доломиты мощностью до 11,8 м. Нефтеносны пористые и кавернозные разности в двух интервалах. Коллекторы низкопроницаемые - до 0,14 мкм . Режим упругий, замкнутый. Выявлено 12 литологических залежей. В пашийском горизонте продуктивные песчаники представлены плотными низкопроницаемыми разностями (до 0,16 мкм). Мощность не превышает 3,6 м. Выявлена одна пластово-сводовая залежь с небольшими запасами. Пластовые воды всех объектов хлоркальциевого типа с общей минерализацией от 115 до 273 г/л и плотностью 1,18 г/см3.
Байсаровское нефтяное месторождение открыто в 1977 г. Введено в разработку в 1979 году. Расположено в Верхне-Камской впадине. Месторождение приурочено к небольшой (2x2 км) куполообразной структуре с амплитудой до 250 м. Углы падения крыльев купола достигают 22. Размеры залежи по турнейскому ярусу - 1,8 х 1,5 км. Нефтеносны отложения турнейского яруса и верейского горизонта среднего карбона. В турнейском ярусе выделяются две продуктивные пачки: в верхней части кизеловского и черепетском горизонтах. Коллекторами являются сильно кавернозные и пористые известняки с прослоя-ми аргиллитов. Они плохо проницаемые (до 0,09 мкм ). Залежь массивная, этаж нефтеностности 92 м. ВНК - 1374 м. Начальный гидродинамический режим упруговодонапорный. Начальное пластовое давление 16,4 МПа. Плотность нефти 0,912 г/см, газовый фактор 11 м/т. Начальные дебиты скважин до 88 т/сут.
Игровское нефтяное месторождение. Открыто в 1961 г. Введено в разработку в 1964 г. Расположено в Верхне-Камской впадине. Приурочено к серии небольших куполовидных поднятий округлой формы, ядро которых образуют рифовые сооружения верхнедевонского возраста. Всего таких куполов насчитывается до 15 м, размеры поднятий различные - от 0,5 х 0,5 до 5 х 4 км. Нефтеносны отложения среднего и нижнего карбона (каширский и верейский горизонты, турнейский ярус). Всего на месторождении установлено около 170 залежей нефти: 82 - в среднем карбоне, 6 - в турнейском ярусе. Залежи пластово-сводовые и структурно-литологические. В верейском горизонте продуктивны органогенно-обломочные известняки и доломиты пластов Вь Вг и В3. Средняя их мощность 2,4 м, проницаемость от 0,012 до 0,19 мкм2, пористость 15-18%. Начальное пластовое давление 11,0 МПа. Параметры нефти пласта В2: плотность 0,86 г/см , вязкость 6,0 мПа-с, давление насыщения 5,9 МПа, газонасыщенность 30 м /т. В башкирском ярусе нефтеносны кавернозно-трещиннопоровые разновидности биоморфных известняков и доломитов. Мощность коллекторов составляет 0 - 16 м. Пористость 16 %, проницаемость 1,89 мкм (в среднем 0,21 мкм ). Начальное пластовое давление 11 МПа. Параметры нефти: плотность 0,814 г/см, вязкость 6,3 МПа-с, давление насыщения 6,6 МПа, газонасыщенность 35 м /т. В турнейском ярусе продуктивны пористо-кавернозные прослои в толще мелкокристаллических глинистых известняков кизеловского горизонта. Число таких прослоев достигает шесть с общей мощностью 10 -15 м. Пористость 11 %, проницаемость 0,03 мкм3.
Анализ структуры запасов по выделенным группам объектов
Выработанность запасов нефти по объектам разработки различны. Оценка выработки запасов приведена в табл. 3.5.
По терригенным объектам с благоприятными геолого-физическими характеристиками коллекторов выработка запасов нефти по объектам различна. Объекты рассматриваемой группы различны и по времени их эксплуатации. Наиболее длительное время разрабатывается бобриковский горизонт Орьебашского месторождения (с 1958 г.). Объект бобриковского горизонта Четырманского месторождения характеризуется наибольшей выработкой запасов нефти, коэффициент использования запасов (КИЗ) составляет 0,84, текущий коэффициент извлечения нефти (КИНтек) - 0,51, обводненность - 83 %. По объектам, введенным в разработку в 1964 -1988 гг., высокой выработанностью отмечены: бобриковский горизонт Бураевского месторождения (КИЗ - 85, КИНтек - 0,6), бобриковский горизонт Игровского месторождения (КИЗ - 75, КИНтек - 0,43), бобриковский горизонт Кузбаевского месторождения (КИЗ - 91, КИНтек - 0,6) девонский ярус Кушкульского месторождения (КИЗ - 80, КИНтек - 0,28) и бобриковский горизонт Югомашевского месторождения (КИЗ - 65, КИНтек - 0,35). Менее выработаны запасы нефти бобриковского горизонта Биавашкого месторождения (КИЗ - 0,33, КИНтек - 0,1 при проектном КИН - 0,18). Это связано с невысокими темпами разработки. Меньше всего отобрано нефти по объектам бобриковского горизонта Казанчинского месторождения (КИЗ -4,17, КИНтек - 0,01) и пашийского горизонта Кизгановского месторождения (КИЗ- 7,17, КИНтек - 0,03). (см. табл. 3.5). находящихся в эксплуатации с 1988 г.
Среди терригенных коллекторов с нефтенасыщенной толщиной менее 2 м и проницаемостью 0,2 мкм выделяется бобриковский горизонт Львовского месторождения, эксплуатирующийся с 1988 г. По нему отобрано 100 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти достиг проектного и составил 17 %, обводненность - 48 %. Также высокой выработкой отмечен бобриковский горизонт Татышлинского месторождения -КИЗ составил 0,82. По данному объекту следует выделить обводенность продукции, которая составляет 70 % и текущий коэффициент извлечения Наименьшей выработанностью характеризуется девонский ярус Каюмовского месторождения эксплуатирующийся с 1975 г. КИЗпроект- и КИНтек по нему составили 3,5 % и 1 %. В целом объекты терригенной толщи нижнего карбона наиболее выработаны, чем объекты терригенного девона.
Большинство объектов эксплуатации, приуроченных к карбонатным коллекторам, по отборам нефти не превышают 50 % начальных извлекаемых запасов. Максимальной выработкой отмечен башкирский ярус Югомашевского месторождения, КИЗ по нему составляет 0,65, текущий КИН -0,18 при проектном 0,17, обводненность - 55 %. По фаменскому ярусу Югомашевского месторождения обводненность достигла критической величины и составляет соответственно 97 при КИЗ, равно 18 %. Эксплуатационные объекты: фаменский ярус Краснохолмского месторождения, каширский горизонт Старцевского месторождения, турнейский ярус Югомашевского месторождения, фаменский ярус, аскынско-мендымский горизонт Степановского месторождения и Серпуховский ярус Татыш-линского месторождения имеют одинаковые значения накопленной добычи почти нулевое.
В качестве критериев выделения ТрИЗ и по различным категориям запасов приняты: для терригенных коллекторов - вязкость нефти более 50мПа-с, проницаемость коллектора менее 0,2 мкм2 и эффективная нефтенасыщенная толщина менее 1,5 м; для карбонатных коллекторов -вязкость нефти более 30 мПа-с, проницаемость коллектора менее 0,05 мкм2. Доля ТрИЗ от суммарных запасов (категория А+В+С1) по всем месторождениям и доля отборов нефти представлены в табл. 3.5, 3.6 и на
Таким образом, наиболее крупной по текущим извлекаемым запасом является группа терригенных коллекторов с «активными запасами», наименьшей - группа терригенных коллекторов с молой нефтенасыщенной толщиной. Наиболее выработанной являются группа терригенных коллекторов с «активными запасами», наименее выработанной - группа терригенных низкопроницаемых коллекторов. Наибольшая обводнённость наблюдается у группы «активных запасов». Верятно, связано это с резкими колебанием по объектам ФЕС продуктивных пластов, со сложностью геологического строения накопленная добыча нефти пока не велика (18 %). Это ещё в болыцей степени обязывает нас обращаться к системе методов увеличения нефтеотдачи (МУН), чтобы решать проблему в будущем.
По данной группе месторождений выделены 88 продуктивных объектов, к которым приурочены промышленные запасы нефти. Разрабатывается 31 продуктивный объект в терригенных коллекторах и 57 - в карбонатных. Разрабатываемые продуктивные объекты объединены в 12 эксплуатационных объектов: 6 - в терригенных коллекторов и 6 - в карбонатных.
Эксплуатационные объекты в терригенных коллекторах разделены на три группы (по литологическому признаку пород - коллекторов и системе разработки). К первой группе относятся коллектора, разрабатываемые без заводнения. Также мы поступили с эксплуатационными объектами в терригенных отложениях второй и третьих групп, разрабатываемых с заводнением.
Для удобства проведения анализа в каждой группе были выделены центры группирования и подобраны по 2 типичных объекта, которые далее анализируются. Типичные объекты по группам приведены в таблице 3.7.
Эксплуатацинные объекты карбонатных коллекторах тоже разделены на три группы по литологическому признаку пород - коллекторов. Один объект разрабатываемый с заводнением, другой объект, разрабатываемый без заводнения. После анализа, строим графики. Три эксплуатационных объекта, разрабатываемых с заводнением в первой, второй и третьой группах, совместим в одном графике. Объекты, разрабатываемые без заводнения (три объекта), также выделим в одном графике. Затем сравним их по величине отборов начальных извлекаемых запасов (НИЗ).
Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов
Уравнения множественной регрессии представлены ниже КИНтек = 0,644 + 0,204Аэф „ - 0,004/го% - 0,007//,, - 0,0197 + 0,015/ Анализ уравнения регрессии для текущего коэффициента извлечения, позволяет сделать следующий вывод: С увеличением удельных объёмов нефти и пластового давления значение КИНтек увеличивается, а с уменьшением общих нефтенасыщенных толщин, вязкости нефти и пластовой температуры значение КИНтек уменьшается.
КИНК0Н = - 1,961 - 0,248/гэфт„ + 0,012/го% + 0,002//,, + 0,0077 + 0,019Р Из уравнения регресии для конечного коэффициента извлечения нефти (КИНК0Н) вытекает, что основными влияющими признаками являются удельный объём нефти, общая нефтенасыщенная толщина и пластовое давление. Чем больше значение общих нефтенасыщенных вязких нефтей, пластовых температур и пластовых давлений, тем больше КИНК0Н, а чем больше удельных объёмов нефти, тем меньше КИНК0Н.
КИЗ = 398,973 + 47,399/гэфт„ + 1,Ъ11кобщ - 1,681 //„ - 10,81 %Тт - 2,266? В этом расчёте значительное влияние на коэффициент использования извлекаемых запасов оказывают удельный объём нефти, общая нефтенасыщенная толщина, вязкость нефти, пластовая температура и пластовое давление. С увеличением удельных объёмов нефтей и общих нефтенасыщенных толщин значение КИЗ увеличивается. С увеличением же вязких нефтей, пластовых температур и пластовых давлений значение КИЗ уменьшается. /e = - 52,717 +15,433/ьфт„-0,293/ -0,467//,, +2,549ГШ +4,0037 Здесь видно, что на обводнённость влияют удельный объём нефти, общая нефтенасыщенная толщина, вязкость нефти, пластовое давление и пластовая температура. С увеличением удельных объёмов нефтей, пластовых температур и пластовых давлений значение /в увеличивается. Возрастание значений вязкости нефти, общих нефтенасыщенных толщин значение уменьшается. Объекты в терригепных коллекторах, третья группа Уравнения множественной регрессии представлены ниже КИНтек = 1,464 - 0,001/ - 0,004//,, - 0,1 \9Р„
В этом уравнении регрессии для текущего коэффициента извлечения нефти показывается, что основными влияющими признаками являются только общая нефтенасыщенная толщина, вязкость нефти и пластовое давление. С увеличением этих признаков значение КИНтек будет уменьшаться. КИНК0Н = 0,195 - 0,004/2о% + 0,074//,, - 0,\2ЪРт
Здесь значение конечного коэффициента извлечения нефти как и текущего, определяется общей нефтенасыщенной толщиной, вязкостью нефти и пластовым давлением. Чем больше значение вязкости нефти, тем больше КИНК0Н, чем меньше значение общей нефтенасыщенной толщины и пластового давления, тем меньше значение КИНК0Н. КИЗ = 122,027 - 0,607ho6uf + 6,712//,, - \5,492PtvJ Из этого уравнения можно сделать такой вывод: Для коэффициента использования запасов основными вляющими признаками являются общая нефтенасыщенная толщина, вязкость нефти, и пластовое двление. Если значение общей нефтенасыщенной толщины и пластового деления увеличиваются, то значение КИЗ будет уменьшаться. Большее значение вязкости нефти увеличивает КИЗ. /, = 131,799 + 0,425ho6uf + 14,24//,, - 32,405/ Из формулы следует, что значительное влияние на обводнённость оказывает общая нефтенасыщенная толщина, вязкость нефти и пластовое давление. С увеличением общих нефтенасыщенных толщин и вязкости нефтей значение /е» увеличивается. При увеличении пластового давления величина «/в» будет уменьшаться.
Объекты в карбонатных коллекторах, первая группа Уравнения множественной регрессии представлены ниже КИНтек = 1,487 + 0,371/2эфтА:н - 0,005ho6ltf - 0,285/ - 1,472 д, - 0,006//,, + + 0,0057і - 0,280Ярасч- 0,005РШ КИНтек в карбонатных коллекторах тоже зависит основных признаков: удельного объёма нефти, коэффициента проницаемости, плотности нефти и коэффициента расчлененности. Параметры общая нефтенасыщенная толщина, вязкость нефти, пластовая температура и пластовое давление влияют значительно меньше. КИНК0Н = -0,046 + 0,0\Щтки + 0,463 + 0,254 р„ -0,0027/ + 0,010АГрасч Значение конечного коэффициента извлечения нефти (КИНК0И) определяется удельным объёмом нефти, коэффициентом проницаемости, плотнстью нефти, а также пластовой температурой и пластовым давлением. Очевидно, что с увеличением значений удельных объёмов нефти, коэффициентов проницаемости и потности нефти значение (КИНК0Н) -увличивается. КИЗ = 556,630 + 27,433Аэф й н- 0,133/гоби, + 1,804Кпр-561,064/?,, -1,081//,, — 1,5337 -16,049/ + 0,995/ Из уравнения регрессии коэффициента использования запасов следует, что: с увеличением удельных объёмов нефти, коэффициентов прони-цаемости и пластовых давлений значения КИЗ увеличивается, а с увеличением общих нефтенасыщенных толщин, плотности и вязкости нефтей, пластовых температур и коэффициентов расчлененностей КИЗ уменьшается. /, = 576,787 + 53,566Ьэфткп + 0,693ho6uf + 20,993 - 626,227р„ - 0,975//,, + + 1,0157/ -21,486/ -1,406/ Из формулы видно, что на обводнённость влияют: удельный объём нефти, общая нефтенасыщенная толщина, коэффициент проницаемости, плотность и вязкость нефти, пластовая температура и коэффициент расчлененности и пластовое давление. Значение «fe» будет увеличиваться с увеличением удельных объёмов нефти, общих нефтенасыщенных толщин, коэффициентов проницаемости и пластовых температур.
