Содержание к диссертации
Введение
1. Геолого-физическая характеристика объектов разработки и структура запасов исследуемого региона 12
1.1. Классификация объектов разработки по геолого-физическим и физико-химическим параметрам пластовых систем 12
1.1.1. Стратиграфия 12
1.1.2. Тектоника
1.1.3. Нефтеносность 20
1.1.4. Результаты поисково-разведочных работ на нефть и газ на нижнепермских отложениях 30
1.1.5. Характеристика геолого-физических и физико-химических свойств пластовых систем 30
1.2. Анализ структуры запасов в выделенных группах объектов
1.2.1. Общая характеристика запасов
1.2.2. Характеристика запасов и анализ выработки запасов по группам эксплуатационных объектов 43
2. Анализ разработки нефтяных месторождений юго-запада Башкортостана 47
2.1. Геолого-промысловый анализ разработки групп эксплуатационных объектов
2.1.1. Объекты первой группы
2.1.2. Объекты второй группы
2.1.3. Объекты третьей группы
2.1.4. Объекты четвертой группы
3 2.2. Текущее состояние разработки нефтяных месторождений
2.2.1. Ресурсы нефти
2.2.2. Состояние и перспективы буровых работ
2.2.3. Состояние разработки (интегральные показатели) 75
2.2.4. Мероприятия по регулированию разработки месторождений
2.2.5. Промысловые и гидродинамические исследования по контролю за эксплуатацией скважин, разработке месторождений и охране недр
2.2.6. Состояние разработки нефтяных месторождений
3. Совершенствование технологий повышения эффективности разработки и добычи нефти из высокообводненных девонских продуктивных пластов
3.1. Источники и пути обводнения нефтяных скважин 110
3.2. Технология (методы) водоизоляционных работ в нефтяных скважинах 120
3.3. Анализ результатов водоизоляционных работ в нефтяных скважинах 123
3.4. Анализ методов исследования геолого-технического состояния скважин 123
3.5. Анализ и совершенствование технологий ремонтно-восстановительных работ 133
3.6. Исследование причин разрушения призабойной зоны нагнетательных скважин 143
3.7. Разработка способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта 152
3.8. Анализ текущего состояния ликвидации скважин
3.8.1. Анализ и совершенствование технологий ликвидации скважин
3.8.2. Технология ликвидации скважин с аномальными геолого-техническими условиями эксплуатации
4. Совершенствование технологий повышения эффективности разработки и добычи нефти из карбонатных пластов девонского и каменно угольного возраста 174
4.1. Повышение эффективности кислотных обработок 174
4.1.1. Краткий обзор технологий интенсификации притоков нефти из карбонатных отложений
4.1.2. Совершенствование технологий интенсификации притоков нефти
4.2. Применение гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи
4.3. Особенности и результаты использования физико-химических и микробиологических МУН 103
4.3.1. Физико-химические МУН 103
4.3.2. Биологические методы увеличения нефтеотдачи 200
4.3.3. Результаты вибросейсмовоздействия на Шкаповском нефтяном месторождении ООО НГДУ «Аксаковнефть» 202
4.4. Опыт применения технологий по повышению нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах
5. Геолого-статистическое моделирование процесса нефтеизвлечения 221
5.1. Результаты регрессионного анализа 222
5.1.1. Объекты в терригенных коллекторах, разрабатываемые с заводнением 222
5.1.2. Объекты в терригенных коллекторах, разрабатываемые без заводнения 223
5.1.3. Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые без заводнения 224-
5.1.4. Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые с заводнением 225
5.2. Критериальный анализ применимости методов увеличения нефтеотдачи, рекомендуемый комплекс технологий, прогнозирование прироста извлекаемых запасов 220
5.2.1. Идентификация объектов разработки по геологической характеристике пластов, насыщающих их флюидов, условиям залегания 223
5.2.2. Группирование объектов разработки 233
5.2.3. Критериальный анализ применимости методов увеличения нефтеотдачи для выделенных групп месторождений НГДУ "Аксаковнефть" 238
5.2.4. Прогнозирование прироста запасов в результате применения методов увеличения нефтеотдачи 240
Основные выводы 243
- Характеристика запасов и анализ выработки запасов по группам эксплуатационных объектов
- Состояние разработки (интегральные показатели)
- Источники и пути обводнения нефтяных скважин
- Повышение эффективности кислотных обработок
Введение к работе
Актуальность темы. Современный этап развития нефтяной отрасли характеризуется осложнением услиьий разработки месторождений, что обусловливается известной диспропорцией между подготовкой запасов нефти и их извлечением, ухудшением структуры и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов (сложнопостроенные коллекторы низкой проницаемости, карбонаты, повышенная вязкость нефти и т.д.), резким увеличением обводненности, ухудшением технического состояния фонда скважин и т.д.
Доля остаточных запасов нефти в недрах Волго-Уральского региона увеличивается при переходе от девонских отложений к верхним отложениям карбона и перми. В этом направлении отмечаются такие закономерности в составе и свойствах углеводородного сырья, как снижение газосодержания, повышение содержания асфальтено-смолистых веществ и вязкость нефти, как правило, усиливаются ее структурно-механические свойства. В залежах верхних отложений возрастает неоднородность коллекторских свойств пород, а именно, увеличиваются различия в проницаемости пород продуктивных пластов.
Это, в свою очередь, требует комплексного подхода к обоснованию выбора технологий методов увеличения нефтеотдачи и условий их применения. Поэтому исследования по повышению эффективности существующих технологий и осуществлению новых, как обоснование выбора методов воздействия на нефтяные залежи, являются актуальными.
Автор выражает глубокую благодарность профессорам В.Г. Уметбаеву, Н.Ш. Хайрединову, В.Е. Андрееву плодотворная работа с которыми способствовала становлению и развитию идей, положенных в основу работы, специалистам инженерно-геологических служб ООО НГДУ «Аксаковнефть» Н.С. Волочкову, A.M. Попову, Р.И. Мухутдинову, P.M. Гарифуллину, В.И. Абросимову, А.А. Носачеву.
Проблемам геологического обоснования и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и остаточными запасами нефти, в том числе с применением прогрессивных технологий ремонтно-изоляционных работ и методов увеличения нефтеотдачи пластов посвящены многочисленные работы отечественных исследователей: И.И. Абызбаева, И.Д. Амелина, К.Б Аширова, Г.А. Бабаляна, В.А. Блажевича, Ю.П. Борисова, А.Т. Горбунова, В.В. Девликамова, Л.Ф. Дементьева, А.В. Копытова, А.П. Крылова, Б.И. Леви, В.И. Мархасина, И.Л. Мархасина, И.Г. Пермякова, М.М. Саттарова, С.А. Султанова, М.Л. Сургучева, З.А. Хабибуллина, М.М. Чарыгина и др.
В настоящее время наиболее значительный вклад в решение проблемы вносят: Р.Х. Алмаев, В.Е. Андреев, Ю.В. Антипин, В.А. Бадьянов, К.С. Баймухаметов, Ю.Е. Батурин, А.Ф. Блинов, Г.Г. Вахитов, В.Д. Викторин, В.Е. Гавура, Р.Н. Дияшев, Н.А. Еремин, С.А. Жданов, Г.П. Зозуля, С.Н. Закиров, Ю.В. Зейгман, P.P. Ибатуллин, Г.З. Ибрагимов, М.М. Иванова, И.А. Исхаков, Р.К. Ишкаев, Р.Я. Кучумов, И.А. Ларочкина, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин, Э.Д. Мухарский, Р.Я. Нугаев, Б.М. Орлинский, М.К. Рогачев, В.А. Стрижнев, М.А. Токарев, В.Г. Уметбаев, Р.Т. Фазлыев, Р.Н. Фахретдинов, К.М. Федоров, А.Я. Хавкин, Р.Х. Хазипов, Н.Ш. Хайрединов, Э.М. Халимов, Р.С. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, В.Н. Щелкачев, Э.М. Юлбарисов и др.
Цель работы. На основании уточнения геолого-физической характеристики месторождений, находящихся длительное время в разработке, проанализировать состояние разработки структур запасов, оценить состояние разработки объектов и применения на них методов увеличения нефтеотдачи. Дать рекомендации дифференцированно по группам по доразработке месторождений с использованием современных технических средств и технологий повышения нефтеотдачи пластов.
Объект исследования: Месторождения, находящиеся длительное время в разработке, а также методы и способы увеличения нефтеотдачи пластов Основные задачи исследования:
Проанализировать структуру запасов, степень их выработки с учетом особенностей геологического строения месторождений юго-запада Башкортостана.
Совершенствование технологий повышения эффективности разработки и добычи нефти из высокообводненных девонских продуктивных пластов.
Разработка научного подхода к совершенствованию технологий повышения эффективности разработки и добычи нефти из карбонатных пластов.
Уточнение классификации продуктивных объектов по геолого-физическим и физико-химическим параметрам пластовых систем для выделения однородных групп, оценка степени выработанности запасов в выделенных группах и стратиграфических подразделениях.
Исследование причин обводнения скважин, технологий и эффективности водоизоляционных работ (ВИР):
Обобщение методов исследования технического состояния скважин.
Исследование технологий ликвидационных работ, оценка их роли в системе разработки месторождений
Методы исследования. Системный анализ больших техно-природных объектов, геолого-промысловые исследования с применением метода главных компонент и множественного регрессионного анализа.
Научная новизна - На основе геолого-промыслового анализа разработки месторождений рассматриваемого региона проведено геолого-статистическое моделирование процесса нефтеизвлечения, в результате которого выявлены главные природные и технологические факторы, влияющие на основные параметры разработки объектов;
Разработана классификация объектов разработки с использованием методов теории распознавания образов и на её базе выполнен дифференцированный по выделенным группам анализ структуры запасов и степени их выработанности;
Обоснованы критерии комплексной системы обеспечения полноты выработки каждой из групп месторождений нефти юго-запада Башкортостана и предложены технологические решения по вводу в разработку залежей со слабопроницаемыми и неоднородными коллекторами;
Созданы новые перспективные технологии разработки и определены области их эффективного применения для активной выработки трудноизвлекаемых запасов нефти комплексом физико-химических и гидродинамических методов;
Разработаны новые технологии вскрытия пласта, освоения скважин и стимуляции притока на залежах нефти в карбонатных и терри генных коллекторах;
На основе критериальной оценки эффективности применения МУН со специфическими геолого-физическими характеристиками пластовых систем для выделенных групп объектов применены комплексы технологий повышения их нефтеотдачи.
Основные защищаемые положения
Новый научный подход к технологиям разработки месторождений на основе физико-химических и гидродинамических методов (МУН).
Новый методический подход к идентификации (группированию) объектов разработки.
Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи (МУН) для выделенных групп объектов разработки.
Новые системные технологии вскрытия пласта, освоения скважин и стимуляции притока.
Новая технология разработки месторождений со сложным геологическим строением и трудноизвлекаемыми запасами.
Новые технологии ремонтно-изоляционных работ. Практическая значимость работы. Научные результаты, полученные
в ходе теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, способствуют реализации большинства технологий, считавшихся нерентабельными для применения в сложных фациально-неоднородных отложениях палеозоя. Оценен прирост извлекаемых запасов за счет широкомасштабного внедрения предложенных технологий.
Предложены и внедрены новые технологии разработки залежей с использованием физико-химических и гидродинамических методов воздействия на пласты для извлечения остаточных запасов нефти, защищенные патентами РФ.
Результаты диссертационных исследований легли в основу проводимых мероприятий по усовершенствованию проектных систем, регулированию разработки и внедрению различных методов увеличения нефтеотдачи.
Осуществление этих мероприятий позволило при меньшем количестве пробуренных проектных скважин и, соответственно, меньшем действующем фонде на протяжении многих лет перекрывать годовые проектные уровни добычи нефти, достичь и поддерживать относительно высокие (более 5 %, по АНК «Башнефть» — 3,8 %) темпы отбора нефти от текущих извлекаемых запасов, приращивать извлекаемые запасы на разрабатываемых месторождениях, достичь высокой текущей нефтеотдачи — 45,2 %. Для сравнения: конечная проектная нефтеотдача по Пермскому региону составляет 36,0 %, по Оренбургскому — 40,7 %, по Башнефти — 41,8%. Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы обсуждались на: Республиканской конференции «Современные проблемы естествознания на стыках наук» (г. Уфа, 1998); международной конференции «Поиски и добыча
нефти в трудных условиях» (г.Санкт-Петербург, 2000); на второй
международной конференции «Перспективы развития и освоения топливно-
энергетической базы северо-западного экономического района Российской
Федерации» (г.Санкт-Петербург, 2000); III Конгрессе
нефтегазопромышленников России (г.Уфа, 2001); научно-практической конференции «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан" (г.Уфа, 2002); 12-м Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» (г. Казань, 8-10 сентября 2003г.); на международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти и газа (Москва, 2003 г.); на международном симпозиуме «Новые технологии разработки нефтяных месторождений» (Москва, 2004 г.); на V Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Казань, 2004 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 52 научные работы в открытой научно-технической печати, в том числе 6 монографий, 30 статей, 17 патентов на изобретения.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав и основных выводов, содержит 266 страниц текста, 32 рисунка, 10 таблиц, 170 библиографических ссылок.
Характеристика запасов и анализ выработки запасов по группам эксплуатационных объектов
Процентное отношение долей "активных" и трудноизвлекаемых запасов по начальным балансовым составляет 82 к 18 %, по текущим балансовым — 72,2 к 27,8 %. По извлекаемым начальным этот показатель
АЛ составляет 89,7 к 10,3 %, текущим — 51,8 к 48,2 %. Налицо рост доли ТрИЗ, который особенно очевиден по извлекаемым запасам. Это связано с более интенсивной разработкой "активных" запасов по сравнению с трудноизвлекаемыми запасами. Кроме того, доля карбонатных коллекторов с ТрИЗ по текущим извлекаемым запасам составляет 32,8 %, что говорит о перспективности разработки методов увеличения нефтеотдачи именно для этого типа коллекторов.
Рассмотрим каждую группу в отдельности. 1. Группа хорошо проницаемых терригенных коллекторов с низкой вязкостью нефти и нефтенасыщенной мощностью более 1,5 м объединяет четыре пласта. Запасы выделяемой группы относят к так называемым "активным запасам". Доля запасов данной группы составляет: по начальным извлекаемым 89,7 %, по текущим извлекаемым запасам — 51,8 %. Обводненность продукции изменяется от 0 (пласт ДЗк Аскаровского месторождения и пласт Д1 Згурицкого месторождения) до 98,2 % (пласт Д1 Сатаевского месторождения). Текущий КИН изменяется от 0 до 61 %, средний коэффициент использования запасов (КИЗ) по группе составляет 65 % при изменении от 0 (Згурицкое месторождение, пласт Д1) до 97 % (Шкаповское месторождение, пласт Д1). 2. Группа терригенных коллекторов с малыми нефтенасыщенными толщинами ( 1,5). В группу входят девять пластов, запасы которых относят к трудноизвлекаемым. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 м (Балкановское месторождение, пласт ДЗк) до 1,5 м (Балкановское месторождение, пласт Д2). Доля группы в общих запасах составляет: по начальным извлекаемым 0,8 %, по текущим извлекаемым — 2,9 %. Текущий КИН изменяется от 0 до 43 %, обводненность варьирует от 0 (пласт ДЗк Сатаевского и Балкановского месторождений) до 97,4 % (пласт Д2 Шкаповского месторождения). Средний КИЗ подгруппы составляет 35 % при изменении от 0 (Балкановское месторождение, пласт ДЗк) до 92 % (пласт С lb Раевского месторождения). 3. Группа терригенных коллекторов с нефтью повышенной и высокой вязкости и высоким содержанием смол и асфальтенов. Вязкость пластовой нефти оказывает значительное влияние на технологические показатели разработки и на конечную нефтеотдачу пластов. Высокая вязкость пластовой нефти приводит к значительному сокращению безводного периода эксплуатации, резкому возрастанию объема попутно добываемой воды и уменьшению коэффициента охвата заводнением. Нарушение фронта вытеснения происходит при значительном содержании в пластовой нефти асфальтосмолистых веществ (16-20 %), т. е. при проявлении неньютоновских свойств пластовой нефти. В группу входят четыре пласта. Нефть с высокой вязкостью (70 мПахс) обнаружена в бобриковском горизонте Шкаповского месторождения. Нефти остальных трех пластов характеризуются повышенной вязкостью от 26,2 до 29 мПахс, содержание смол и асфальтенов изменяется от 19 до 28,8 % (Шафрановское месторождение, пласт Д4). Доля группы в общих запасах составляет по начальным извлекаемым запасам 1,6 %, по текущим, извлекаемым — 5,7 %. Текущий КИН изменяется от 6 до 97,8 %, обводненность — от 10,1 % (Белебеевское месторождение, пласт С lb) до. 97,8 % (Каменское месторождение, пласт Д1). Средний КИЗ составляет 44 % и изменяется от 20 (пласт Д4 Шафрановского месторождения) до 84 % (пласт Clb Шкаповского месторождения). 4. Группа терригенных слабопроницаемых коллекторов. Представлена одним пластом (Дмитриевское месторождение, пласт Д1) с проницаемостью 0,03 мкм. Доля пласта в общих запасах составляет: по начальным извлекаемым 0,4 %, по текущим извлекаемым запасам — 3,9 %, обводненность — 23 %. Значения КИН и КИЗ очень низкие. 5. Группа карбонатных коллекторов. Залежи в карбонатных коллекторах отличаются от залежей в терригенных коллекторах емкостно фильтрационными свойствами и характеризуются более резким изменением коллекторских свойств по толщине и площади залежей, более низкими величинами нефтеизвлечения. Характерна закономерность снижения проницаемости от сводов к крыльям залежей, вплоть до частичной или полной "запечатанности". Закономерно также увеличение вязкости нефти от кровельных участков залежей к приконтурным. В группу входит 31 пласт. Доля группы составляет по начальным извлекаемым запасам 7 %, по текущим извлекаемым — 32,8 %. Текущий КИН варьируется от 0 до 34 %, обводненность — от 0 до 92 %. Средний КИЗ составляет 29 % и изменяется от 0 до 87 %. Наиболее крупной по текущим извлекаемым запасам является группа терригенных коллекторов с "активными запасами", наименьшей — группа терригенных коллекторов с малой нефтенасыщенной толщиной. Наиболее выработанной является группа терригенных коллекторов с "активными запасами", наименее выработанной — группа террригенных низкопроницаемых коллекторов. Наибольшая обводненность наблюдается у группы "активных запасов".
Состояние разработки (интегральные показатели)
Пласт Д1 Демского месторождения. Динамика изменения добычи нефти на начальной стадии очень изменчива, имеет зигзагообразный характер. Первый максимум добычи нефти, соответствующий темпу отбора нефти 1,5 % НИЗ, образуется за счет высоких отборов жидкости. Однако достичь высоких темпов отбора удается активным заводнением, ростом числа добывающих скважин и повышенным отбором жидкости (рис. 2.11). Максимальный уровень добычи нефти приходится на момент, когда добыто 47 % НИЗ. Далее с ростом обводненности происходит резкое падение дебитов нефти и их стабилизация от дополнительного разбуривания с дальнейшей тенденцией к падению. Максимальные дебиты жидкости наряду с падением добычи нефти указывают на снижение эффективности заводнения. Наивысшее значение водонефтяного фактора приходится на отбор 63 % НИЗ и составляет 7 м3/т (рис. 2.13). На конечной стадии удается снизить обводненность путем (рис. 2.12) уменьшения закачки и вывода из разработки обводнившихся скважин. На начальной стадии разработки месторождения удается достаточно эффективно регулировать процесс разработки. После отбора 10 % НИЗ эффективность заводнения падает, далее при отборах 30 % НИЗ удается стабилизировать процесс разработки. Орловское месторождение. Первые 5 лет месторождение разрабатывалось довольно интенсивно, максимум достигнут при отборе 35 % НИЗ. По месторождению наблюдаются максимальные в 3-й группе темпы отбора нефти — с 5 % НИЗ в 1-й год разработки до 11 % на 5-м году. Такая динамика добычи нефти наблюдается из-за высоких отборов жидкости за 1 -й год и ввода большого числа добывающих скважин в последующие годы разработки. При отборе 50-70 % НИЗ наблюдаются два максимума, соответствующие 5 %-ному темпу отбора от НИЗ. Образование первого максимума объясняется в основном удачным разбуриванием застойных зон. Провал между максимумами характеризуется ростом обводненности и снижением эффективности заводнения. Второй максимум является в основном следствием повышения отборов жидкости. В последующие годы наблюдался спад добычи нефти. На провал между максимумами по добыче на 3-й стадии приходится максимум водонефтяного фактора 14 м3/т. Уменьшение водонефтяного фактора достигнуто за счет снижения закачки воды. В последующие годы удается снизить обводненность жидкости до 33 %. Каменское месторождение. В динамике добычи нефти и КИЗ наблюдаются два максимума. Первый, при отборе 0,6 % от НИЗ, соответствует 5 %-ному темпу отбора нефти и объясняется повышенным отбором жидкости. В последующие годы наблюдается рост обводненности — за 9 лет она достигла 80 %. Второй максимум в добыче нефти при темпе отбора 6 % НИЗ и отборе нефти 37 % НИЗ явился следствием дополнительного бурения добывающих скважин и максимальных отборов жидкости. В последующие годы наблюдался рост обводненности жидкости (до 90 %), водонефтяной фактор при этом составил 9 м3/т. На месторождении достигнут отбор нефти 45 % НИЗ. Пласт Д4 Спартакская площадь Белебеевского месторождения. В целом по пласту максимальный уровень добычи нефти пришелся на 4-й год разработки, что соответствовало темпу отбора нефти 7,5 % НИЗ при отборе 12 %. Далее, на 6-м году произошел резкий спад добычи нефти и его стабилизация при отборе 25-28 % НИЗ. Период со 2-го по 6-й годы эксплуатации отмечен наиболее высоким ростом обводненности добываемой продукции, но несмотря на высокие отборы жидкости, большой объем закачки воды приводил к снижению эффективности заводнения. На площади закачано 0,4 порового объема воды при отборе менее 30 % НИЗ. Это объясняется высокой неоднородностью коллекторских свойств, прорывом воды в высокопроницаемые участки и низким значением коэффициента охвата процессом вытеснения. Пласт Д2 Балкановского месторождения. Первые 4 года уровни добычи нефти на месторождении были незначительны. Наиболее высокие темпы добычи нефти наблюдались на 5-7-м годах эксплуатации, что объясняется увеличением числа добывающих скважин, применением законтурного заводнения, а также повышением отборов жидкости. Максимальный уровень добычи нефти приходится на отбор 12 % НИЗ. Темпы отбора не превышали 4,5 % НИЗ.
В дальнейшем отмечался ступенчатый спад в добыче нефти. Ступенчатую динамику добычи в основном объясняет регулирование процесса разработки изменением числа добывающих скважин, характера заводнения и отборов жидкости. Далее был отмечен рост добычи жидкости при высокой обводненности, что свидетельствует о снижении эффективности заводнения.
Источники и пути обводнения нефтяных скважин
В целом по разрабатываемым месторождениям фактическая добыча нефти превышает прогнозный уровень (при отставании объектов эксплуатационного бурения) на 73,9 тыс.т или на 6,8%. На месторождениях постоянно проводятся мероприятия по усовершенствованию проектных систем, регулированию разработки и внедрению различных методов увеличения нефтеотдачи. Наиболее эффективными и широко внедряемыми являются: 1. Оптимизация плотности сетки. 2. Переход на другой горизонт после выработки базисного. 3. Увеличение продуктивности скважин воздействием на призабойную зону. 4. Использование в системе поддержания пластового давления (ППД) в карбонатных коллекторах высокоминерализованных термальных вод глубинных горизонтов девона. 5. Технология первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов с применением МОП и т.д. 6. Выделение в самостоятельные эксплуатационные объекты залежей, отнесенных первоначально к возвратным. 7. Усовершенствование проектных систем заводнения избирательным и очаговым заводнением. 8. Разукрупнение эксплуатационных объектов. 9. Форсированный отбор. 10. Циклическая закачка. 11. Проведение методов увеличения нефтеотдачи. Осуществление этих мероприятий позволило при меньшем количестве пробуренных проектных скважин и, соответственно, меньшем действующем фонде на протяжении многих лет перекрывать годовые проектные уровни добычи нефти, достичь и поддерживать относительно высокие (более 5%, АНК «Башнефть» — 3,8%) темпы отбора нефти от текущих извлекаемых запасов, приращивать извлекаемые запасы на разрабатываемых месторождениях, достичь высокой текущей нефтеотдачи — 45,2%. Таким образом, внедрение технологии разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления, на начальном этапе путём законтурного и приконтурного заводнения, и его усилением в дальнейшем очаговым, избирательным, разрезанием залежей нагнетательными скважинами на отдельные блоки, а также постоянным управлением разработкой месторождений на основе новейших, в реальном времени, технологий и методов увеличения нефтеотдачи, проведением геолого-технических мероприятий по стимуляции работы нефтяных и нагнетательных скважин, позволило достичь высоких темпов отбора нефти от начальных промышленных запасов в 7-12 % в течение уже первых 4-8 лет с момента открытия месторождений и поддерживать высокие темпы отбора без малого 50 лет. В настоящее время при степени использования ресурсов в целом по региону на 91,2% и достигнутой нефтеотдаче в 45,2% темп отбора от остаточных извлекаемых запасов составляет 5,38%. Это довольно таки высокий темп. По самому крупному в регионе Шкаповскому месторождению по пластам Ді и Д4 нефтеотдача достигла 54 и 56 % соответственно, а темп отбора от остаточных извлекаемых запасов длительное время превышает 5% в год. Плотность сетки скважин составляет на сегодня, на 1 перебывавшую в эксплуатации на пласт нефтяную скважину по внешнему контуру нефтеносности, 27,2 и 26,9 га. По месторождениям значительно меньших размеров и запасам нефти: Дёмскому — 15 млн.т, Сатаевскому — 21 млн.т, Раевскому — 11 млн.т, текущая нефтеотдача достигла к настоящему времени по девонским пластам Ді и Д4 53%, 56% и 64%. При степени использования запасов в 96% по терригенным коллекторам девона (пласты Ді и Д4) восьми месторождений, содержащих 86% промышленных запасов региона, текущий темп отбора от остаточных запасов поддерживается длительное время на уровне 5%. Для такой степени использования запасов это высокий темп. В структуре запасов нефти, разрабатываемых НГДУ месторождений, имеются, так называемые, трудноизвлекаемые запасы, доля которых во времени постоянно увеличивается, в связи с интенсивной выработкой запасов из высокопродуктивных залежей, и достигла к настоящему времени 42%, против 9,6% в начальных запасах. На Знаменском месторождении, где 74% запасов нефти являются трудноизвлекаемыми, залегая в известняках турнейского яруса малой толщины и аномально низкой проницаемости, в результате внедрения новой комплексной технологии разработки, достигнуты впечатляющие технологические и экономические показатели. При степени использования запасов в 65%, обводнённость добываемой нефти составляет 30% и вдвое ниже проектной, дебит нефти выше проектного на 24%, темп отбора нефти от текущих запасов достиг 6%. Прогнозная нефтеотдача оценивается специалистами НГДУ в 47% против 30% проектных, а прирост извлекаемых запасов в 5318 тыс.т. Текущее состояние разработки месторождений региона в юго-западной части Башкортостана позволяет прогнозировать увеличение нефтеотдачи на пункта с 49,7% до 52,7% или 15 млн. тонн. Доля добычи нефти за счёт МУН в общей по НГДУ достигла к настоящему времени 31,9%. Вышеизложенное позволяет сделать вывод, что при творческом подходе к разработке нефтяных месторождений и залежей, различающихся по глубинам, геологическому строению, фильтрационно-ёмкостным характеристикам, физико-химическим свойствам пластовых жидкостей, постоянном управлении разработкой на основе: 1. Выбора оптимальных сеток скважин от месторождений до залежей. 2. Выбора вытесняющего агента в системе поддержания пластового давления. 3. Видоизменения систем заводнения в зависимости от стадии разработки, дополнения его избирательным и очаговым. 4. Оптимальных давлений нагнетания. 5. Уточнения эксплуатационных объектов: 5.1. Выделения в самостоятельные объекты, ранее отнесённых к возвратным. 5.2. Разукрупнения эксплуатационных объектов. 6. Широкого внедрения современных МУН. 7. Внедрения комплексных систем разработки месторождений, особенно на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти. возможен реальный и значительный прирост активных запасов нефти по другим регионам и отрасли в целом.
Повышение эффективности кислотных обработок
В отечественной и зарубежной практике накоплен значительный опыт по интенсификации притоков нефти из различных карбонатных и терригенных коллекторов.
Кислотная обработка является в настоящее время стандартным мероприятием по воздействию на продуктивные пласты, для которых используют в основном следующие кислоты: соляную (НС1), серную (H2SO4), плавиковую (HF), уксусную (СНзСООН), муравьиную (НСООН), аминосульфоновую (NH2SO3H). В качестве добавок применяют агенты суспензирования, включающие поверхностно-активные вещества (ПАВ), вещества для предотвращения образования осадков и их обработки, ингибиторы коррозии, ускорители очистки, вещества для снижения фильтрации жидкости, агенты водопоглощения.
Наиболее перспективно применение кислотных растворов в виде пенных и гелевых систем, гидрофобных кислотных эмульсий, при которых обеспечивается более глубокое проникновение кислоты в пласт и охват воздействием по толщине. Ксантановые полимеры хорошо загущают 15 %-ный раствор соляной кислоты и стабилизируют его при повышении температуры до +100 оС. В тех случаях, когда требуется образование более широких и протяженных трещин, вводят дополнительные ингредиенты, которые, образуя в кислоте поперечные связи, сильно их загущают.
В высокотемпературных пластах, где обычные кислотные растворы быстро снижают свою активность, применение гелей наиболее эффективно. Введение в гель расклинивающих агентов целесообразно при гидрокислотных разрывах пластов. В качестве замедлителей часто используют хлористый аммоний.
Пенокислотные обработки обладают рядом преимуществ по сравнению с обычными кислотными обработками: — в пласт закачивается меньше жидкости, в результате чего уменьшается загрязнение призабойной зоны пласта; — пенокислота обладает большей вязкостью, что позволяет хорошо очистить фильтрующую часть призабойной зоны пласта; — обеспечивается более глубокое проникновение кислоты в пласт. В трещинных карбонатных коллекторах эффективен способ кислотных обработок с применением обратных эмульсий — двухфазных систем, внешней (дисперсионной) средой которых является углеводород (нефть), а внутренней (дисперсной) фазой — вода или водные растворы солей. В эксплуатационных и нагнетательных скважинах в терригенных коллекторах эффективно применение кремнефтористоводородной кислоты. Кремнефтористоводородная кислота в смеси с соляной кислотой хорошо растворяет все основные компоненты терригенных пород. Глубина обработки пласта кремнефтористоводородной кислотой в 3 раза больше, чем плавиковой кислотой. Кремнефтористоводородную кислоту можно применять для обработки забоя, призабойной зоны пласта и периферийных частей пласта, для удаления глинистой и цементной корок, увеличения дебитов и приемистости скважин и пр. В карбонатных породах средней твердости наиболее эффективно одновременное воздействие кислотой и гидроразрывом, с заполнением трещин зернистым материалом. В пластах крепких карбонатных пород , хорошие результаты получены при комбинировании кислотной обработки с гидроразрывом обычной вязкой жидкостью. Для продуктивных сильноглинистых пластов эффективна кислотная система на основе фосфорной и плавиковой кислот. Добавление газа к глинокислотным растворам приводит к значительному увеличению проницаемости пород при обработке низкопроницаемых коллекторов ( 0,5x10 мкм). Предпочтительными объектами для газокислотной обработки являются газонасыщенные пласты, особенно, если пластовое давление в залежах ниже гидростатического. Широкое развитие получают физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов, основанные на заводнении, с применением растворов ПАВ, полимеров, мицеллярных, щелочных и щелочно-силикатных растворов. Термические методы добычи нефти (закачка в пласт теплоносителей, циклическая обработка скважин паром и внутрипластовое горение) имеют наибольшую историю их исследования, испытания и применения в промышленных масштабах за рубежом и в нашей стране. Тепло может быть внесено в коллектор двумя методами: — теплопередачей по скелету породы и насыщающей жидкости от источника тепла, расположенного в скважине (методом кондуктивного прогрева); — вынужденным тепломассопереносом по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителей (насыщенного или перегретого пара, горячей воды и т. п.). Прогрев призабойной зоны пласта путем ввода в пласт теплоносителей (чаще всего насыщенного пара) может быть осуществлен на значительное расстояние в глубь пласта (до 20 м). В качестве источника тепла для кондуктивного метода наиболее широко используются глубинные электронагреватели.
Одним из средств повышения продуктивности эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин является вибровоздействие на забой с помощью специальных гидравлических машин-вибраторов, создающих колебания давления в скважине различной частоты и амплитуды. Во время работы вибратора в призабойной зоне пласта возникают большие перепады давления, которые воздействуют на пласт и вызывают разрывы горных пород с образованием сети микротрещин. Виброударные колебания одновременно воздействуют как на физико-механические свойства коллектора, так и на реологические, поверхностные, капиллярные и другие характеристики жидкостей и пластовой системы. Эффект вибровоздействия связан со снижением вязкости жидкости и поверхностного натяжения, с повышением проводимости пластовых систем под влиянием виброударных волн вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны пласта от кольматанта и механических примесей. Применяются в практике: виброобработка, виброударный гидроразрыв пласта, виброкислотная обработка. В данных случаях жидкости нагнетают в скважину и в пласт через гидравлический вибратор. При вибровоздействии применяют гидравлический вибратор золотниковый, спускаемый в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ).
Гидровибровоздействие (ГВЗ) применялось на Шкаповском месторождении по пласту Д1 в 1989 г. в скважине № 141 ив 1990 г. в скважине № 133, на Спартакской площади Белебеевского месторождения по пласту Д4 в 1990 г. в скважинах № 175, 180. Технологическая эффективность по Шкаповскому месторождению составила: за 1993 г.— 2672, за 1994 г.— 3103, за 1995 г.— 3664 т нефти; по Белебеевскому месторождению за 1992— 1995 гг.— 10635 т нефти. Итого за счет ГВЗ добыто 20074 т нефти.
Представляют интерес гидроимпульсные методы воздействия в режиме низкочастотных или разовых импульсов. К ним относят гидроудар столбом скважинной жидкости с репрессивным (в сторону пласта) направлением импульса давления, гидроудара, основанного на использовании взрывчатого вещества, электрического разряда в жидкости.
