На правах рукописи

ЧЕПИК СЕРГЕЙ КОНСТАНТИНОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ

ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ

ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма – 2009 2

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина доктор технических наук, с.н.с.

Научный руководитель:

Габдуллин Рафагат Габделвалиевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Поляков Владимир Николаевич кандидат технических наук, с.н.с.

Дябин Александр Геннадьевич Ведущее предприятие: Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск

Защита состоится 11 февраля 2010 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д.222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М.Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научноисследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан 11 декабря 2009 года

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук И.В.Львова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Процесс регулирования разработки нефтяных месторождений предусматривает планирование и реализацию работ оптимизационного характера с фондом скважин. Ежегодные объемы внедрения технологий воздействия на продуктивный пласт различного целевого назначения на месторождениях ОАО «Татнефть» составляют несколько тысяч геолого–технических мероприятий, направленных на решение задач увеличения нефтеотдачи пластов, стимуляции скважин и водоизоляционных работ.

Концепция стабилизации добычи нефти в Республике Татарстан предусматривает дальнейшее масштабное развитие и совершенствование технологических процессов воздействия на призабойную продуктивного пласта для повышения эффективности нефтеизвлечения.

Одним из направлений повышения эффективности нефтеизвлечения является совершенствование проектирования технологий стимуляции скважин, водоизоляционных работ и увеличения нефтеотдачи пластов, которое может привести к росту успешности промысловых работ при расширении масштабов внедрения.

Цель диссертационной работы. Повышение эффективности нефтеизвлечения на основе совершенствования методики проектирования технологий стимуляции скважин, водоизоляционных работ и увеличения нефтеотдачи пластов.

Задачи исследований. 1. Анализ и обобщение процедур проектирования технологических процессов в области увеличения нефтеотдачи пластов, стимуляции скважин и водоизоляционных работ.

2. Уточнение влияния основных причин на эффективность гидродинамического сообщения продуктивного пласта и обсаженной скважины.

3. Обоснование и разработка алгоритма определения радиальных границ в призабойной зоне продуктивного пласта для технологического воздействия.

Методы решения поставленных задач. Анализ и обобщение результатов теоретических исследований и промысловых работ с применением статистических методов обработки данных.

Научная новизна. 1. Установлена степенная зависимость объемного расхода пластовой жидкости от площади перфорационных отверстий в обсадной колонне с показателем степени, равным 3/2, при обратной пропорциональности от коэффициента динамической вязкости жидкости и прямой пропорциональности от перепада давлений на стенке скважины и забойным в обсадной колонне.

2. Выявлена показательная зависимость величины радиуса изобары от отношения радиусов радиальных границ элемента разработки с показателем степени, равным соответствующей доле перепада давлений на контуре питания и на стенке скважины.

3. Предложен метод проектирования технологического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта на основе определения величины радиуса зоны воздействия по заданной величине показателя доли перепада давления.

4. Установлены оптимальные для технологического воздействия радиальные границы в призабойной зоне продуктивного пласта, радиус которых определяется величиной доли перепада давления: до 1/3 - для стимуляции скважин, от 1/3 до 1/2 - для водоизоляционных работ, от 1/2 до 2/3 - для технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

Основные защищаемые положения. 1. Метод оценки прогнозного состояния гидродинамической связи продуктивного пласта и несовершенной по характеру вскрытия скважины.

2. Методика проектирования технологического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта на основе определения радиуса зоны воздействия по заданной величине показателя доли перепада давления.

Практическая ценность и реализация работы. Основные положения методики проектирования технологического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта защищены двумя патентами РФ на изобретения и применены в шести руководящих документах ОАО «Татнефть»: РД 153-39.0Инструкция по технологии обработки призабойных зон с применением растворителя «МИА-пром» для увеличения производительности добывающих скважин»; РД 153-39.0-411-05 «Инструкция по технологии обработки призабойной зоны скважины композициями на основе растворителей»; РД 153-39.0-457-06 «Инструкция на технологию увеличения нефтеотдачи пластов с использованием композиционных систем на основе ксантановых биополимеров («Ксантан»)»; РД 153-39.1-483-06 «Инструкция на технологию изоляции водонасыщенной части продуктивного пласта для предотвращения вертикальной фильтрации воды при эксплуатации скважины»; РД 153-39.1Инструкция на технологию применения концентрированных водорастворимых ПАВ для повышения нефтеотдачи терригенных коллекторов на ранней стадии разработки»; РД 153-39.0-598-08 «Инструкция по технологии применения гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов».

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на отраслевой научно-технической конференции молодых ученых и нефтяников ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 1987 г.); на отраслевой научнопрактической конференции «Техника, технология добычи нефти на современном этапе», посвященной 50-летию Ромашкинского месторождения (г. Альметьевск, 1998 г.), на научно-практической конференции в программе 6-ой Международной специализированной выставки «Нефть, газ – 99» (г. Казань, 1999 г.); на 8-ой международной научно–практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов – теория и практика их применения» (г. Казань, 2001 г.); на международной научно–практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (г. Казань, 2007 г.); на VII международной научнотехнической конференции ОАО «НК-Роснефть» «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Геленджик, 2007 г.), на научно-техническом совещании ОАО «Татнефть» (г. Бугульма, 2008 г.) и на Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов» (г. Казань, 2009 г.).

Публикации. По результатам представленных в работе исследований опубликованы 21 научные работы, в т.ч. 1 монография, 13 статей и тезисов к докладам, 5 авторских свидетельств и 2 патента на изобретения, из них в источниках, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, 3 печатные работы.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы. Работа содержит 113 страниц машинописного текста, 46 рисунков, 20 таблиц и 140 библиографических ссылок.

В главе 1 выполнены анализ и обобщение процедур проектирования технологий увеличения нефтеотдачи (МУН), обработки призабойной зоны продуктивных пластов (ОПЗ) и водоизоляционных работ (ВИР), нашедших практическую реализацию на нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть», а также уточнено влияние различных факторов на характер гидродинамического сообщения продуктивного пласта и обсаженной скважины.

Большой вклад в развитие техники и технологий, направленных на повышение эффективности регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, внесли Басниев К.С., Вахитов Г.Г., Габдуллин Р.Г., Глумов И.Ф., Дияшев Р.Н., Желтов Ю.П., Ибатуллин Р.Р., Кочина И.Н., Кристиан М., Маскет М., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Муслимов Р.Х., Сургучев М.Л., Сучков Б.М., Тронов В.П., Фазлыев Р.Т., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И, Чарный И.А., Шагиев Р.Г., Щелкачев В.Н. и др.

Анализ 140 инструкций ОАО «Татнефть» в области МУН, ОПЗ и ВИР, в которых приведены факторы, лежащие в основе определения объема призабойной зоны продуктивного пласта (далее по тексту ПЗП) для технологического воздействия, свидетельствует что, в основном (88,5 %), используются лишь два фактора: нормированный расход технологического раствора на один метр толщины пласта и приемистость (рисунок 1).

Рисунок 1 - Долевое участие факторов при определении объемов технологического раствора для воздействия на ПЗП Наиболее простой алгоритм расчета объема технологического раствора для воздействия на ПЗП, основанный на норме расхода технологического раствора на один погонный метр толщины продуктивного пласта, имеет ряд существенных недостатков.

Во-первых, в большинстве случаев отсутствует объективная информация о том, какая часть продуктивного пласта по разрезу проявляет пластовым флюидом или принимает закачиваемый агент для подержания пластового давления. Известно, что эффективная толщина пластов в скважинах с открытым забоем варьируется в пределах от 30 % до 80 % и, в среднем, составляет порядка 55 % от его толщины, определенной геофизическими исследованиями скважин. В обсаженных скважинах работающий интервал перфорации, в среднем, составляет около 40 % при различной плотности перфорации.

Во-вторых, при отсутствии реальной возможности для реализации прогнозных расчетов неизбежны потери в технологическом эффекте. Оценочные расчеты свидетельствуют, что при одинаковом объеме технологического раствора для воздействия на ПЗП минимальные потери в технологическом эффекте могут составлять 8-16 % при увеличении радиального размера элемента разработки в 2-5 раз.

При определении объема технологического раствора для воздействия на ПЗП по приемистости пласта следуют простому правилу: чем больше приемистость, тем больше объем воздействия. Эта процедура в отличие от процедуры на основе нормированного объема воздействия характеризуется дополнительным и крайне существенным недостатком.

Известно, что любое технологическое воздействие обладает свойственным только ему потенциалом к изменению фильтрационных сопротивлений продуктивного пласта. К примеру, потенциал единицы объема соляной кислоты ограничен возможностью растворения определенного количества карбонатной породы, а потенциальные возможности полимерных растворов, например, биополимера «Ксантан» к снижению проницаемости ограничены пороговой величиной проницаемости, при которой наблюдается отсутствие роста эффекта от воздействия.

Известно, что радиальный размер зоны с измененной проницаемостью можно определить по скин-фактору:

где k0 и kS - коэффициенты фазовой проницаемости до и после изменения, м2, RS - радиус зоны с измененной проницаемостью, м, rC - радиус скважины по долоту, м.

Очевидно, что при известном потенциале технологического воздействия (величина характеристического отношения k0 / k S ), задаваясь величиной скин-фактора S, можно рассчитать радиус зоны для технологического воздействия. Однако, результаты расчета, проведенные для условий одного элемента разработки, не могут быть распространены на другие, отличные по радиальным размерам, элементы разработки.

Результативность любого технологического воздействия на пласт оценивают по степени изменения дебита пластового флюида в гидродинамической системе «пласт – обсаженная скважина». Сильное влияние на формирование и текущее состояние сообщения пласта с обсаженной скважиной оказывают конструкция эксплуатационного забоя скважины (обсадной трубы с каналами для тока жидкости, далее по тексту ЭЗС) и обработки скважин.

Анализ и обобщение данных по исследованию состояния крепи скважины свидетельствуют о том, что, начиная с момента освоения скважины, за ЭЗС формируется полость – каверна, минимальные размеры которой определяются объемом заколонного пространства скважины.

Такая форма гидродинамического сообщения продуктивного пласта и обсаженной скважины предопределяет невозможность применения результатов электрического моделирования и теоретических решений задач, предусматривающих полную аналогию протяженного перфорационного канала со скважиной, приток к которой характеризуется радиально-сферическим законом движения жидкости.

Отсутствие функциональной зависимости, описывающей характер изменения дебита скважин от дополнительных сопротивлений ЭЗС, приводит к искажению интерпретации результатов промысловой реализации технологий по ОПЗ пласта и негативно влияет на определение оптимальных направлений в области разработки технологий, формирующих гидродинамическое сообщение продуктивного пласта и скважины.

В главе 2 уточнена роль основных причин, формирующих текущее состояние гидродинамической системы «пласт – обсаженная скважина» и выявлено влияние состояния ЭЗС на эффективность сообщения с продуктивным пластом.

Анализ и обобщение теоретического и промыслового материала позволяют предположить, что определенная часть перепада между пластовым и забойным давлениями расходуется на преодоление фильтрационных сопротивлений в каналах для тока жидкости ЭЗС. При этом на стенке скважины устанавливается давление, отличное от забойного давления в обсадной колонне, которое обеспечивает поток жидкости в пласте за счет перепада с пластовым давлением, а также расход жидкости через ЭЗС за счет перепада с забойным давлением.

Методом анализа размерностей получена формула для объемного расхода пластовой жидкости через отверстия в ЭЗС:

где Q - объемный расход пластовой жидкости, м3/сек, f - площадь отверстий в ЭЗС, м2, РС – давление на стенке породы в скважине, Па, РЗАБ - давление забойное в обсаженной скважине, Па, 0 - коэффициент динамической вязкости жидкости в пластовых условиях, Па·сек.

На основе формулы (2) уточнено решение задачи о притоке пластовой жидкости к несовершенной по характеру вскрытия скважине:

где k0 - коэффициент фазовой проницаемости, м2, h - толщина продуктивного пласта, м, РПЛ - давление пластовое, Па, 2k0 h / f 3 / 2 - безразмерный фактор сопротивлений ЭЗС, RK - радиус условного контура питания, м.

Для реализации прогнозных расчетов предложено использовать коэффициент совершенства скважины по характеру вскрытия (коэффициент изменения дебита) в виде:

или где Q0 - дебит скважины с открытым забоем, м3/сек, 0 - коэффициент продуктивности пласта проницаемостью k0, м3/(Па·сек).

Проведено сопоставление результатов расчетов по моделированию типичных для промысловой практики способов вторичного вскрытия продуктивных пластов и результатов их практической реализации в эксплуатационных скважинах девонского горизонта Ромашкинского месторождения.

Расчеты по определению условий для достижения соответствия пропускных способностей породы продуктивного пласта и перфорационных отверстий в обсадной колонне скважины проведены по формуле (4) согласно предположению, что 1,0 при 2k0 h / f 3 / 2 0.

Графическая иллюстрация результатов расчетов при RK =300 м и rC =0,11 м приведена на рисунках 2 и 3.

Рисунок 2 – Пропускная способность ЭЗС с одним отверстием на один метр при обеспечении 95 % дебита скважины с открытым забоем Согласно данным, приведенным на рисунках 2 и 3, в диапазоне значений фазовой проницаемости по нефти от 0,2 мкм2 до 0,4 мкм2, характерных для девонского горизонта Ромашкинского месторождения, вполне достаточно обеспечить в обсадной колонне одно отверстие диаметром 8-10 мм в интервале одного метра продуктивного пласта или обеспечить плотность кумулятивной перфорации 7-26 отв/пог.м (диаметр отверстий 2-3 мм) для того, чтобы скважины была близка к совершенной скважине по характеру вскрытия.

Рисунок 3 – Пропускная способность ЭЗС с различной плотностью отверстий фиксированного диаметра при обеспечении 95 % дебита скважины с открытым забоем в зависимости от проницаемости Результаты масштабной реализации технологических процессов при участии автора по РД 39-2-1041-84 "Комплексная технология разобщения и вскрытия пластов без перфораторов", РД 39-03-1157-84 "Технология бесперфораторного вскрытия и изоляции пластов при заканчивании скважин", разработанных на основе технического решения Р.Г.Габдуллина и Р.Х.Муслимова, свидетельствуют о том, что отверстия диаметром 12 мм, выполненные через один метр в обсадной колонне, обеспечивают эффективное гидродинамическое сообщение между скважиной и продуктивным пластом.

Результаты статистического анализа А.А.Мордвинова показывают, что параметры эксплуатационных скважин девонского горизонта месторождений Татарстана, в среднем, близки к параметру гидродинамического совершенства по характеру вскрытия при плотности прострелов 10-20 отв./пог.м независимо от вида перфорации.

По формуле (5) реализовано моделирование наиболее интересных для практики вариантов отклика гидродинамической системы «пласт – обсаженная скважина» на какое-либо изменение в каждом из ее элементов.

Обосновано, что при планировании мероприятий по ОПЗ продуктивного пласта необходимо всегда принимать во внимание, что без сопутствующих работ по увеличению пропускной способности ЭЗС просто невозможно достигнуть минимизации потерь в дебите скважины, которые могут достигать 80 % в зависимости от продуктивности пластовой системы.

Ярким свидетельством сильного влияния текущего состояния ЭЗС на степень изменения дебита являются результаты собственного статистического анализа технологической эффективности акустико-химической стимуляции 292 скважин девонского горизонта Ромашкинского месторождения, в последовательность операций которых входит процесс дополнительной перфорации обсадной колонны в интервале продуктивного пласта. На основе применения ассоциативного анализа и метода ранговой классификации показано, что дополнительная перфорация как фактор, определяющий величину дополнительно добытой нефти от комплексного воздействия на систему «пласт - скважина», является значимым и, в среднем, удваивает показатели технологической эффективности от непосредственно физико-химического воздействия.

Расчетами по формуле (5) установлено, что для минимизации потерь в дебите кратность увеличения пропускной способности ЭЗС должна в полной мере соответствовать степени увеличения продуктивности пластовой системы - кратность увеличения площади сечения каналов для тока жидкости в обсадной колонне должна составлять не менее 70 % от планируемой степени увеличения продуктивности пласта.

Расчетами по формуле (5) показано, что нормированная плотность перфорации при различной продуктивности (с отличием в 2-3 раза) может привести к потерям в дебите скважин на 10-15 %.

В период 1990-2008 г.г. в скважинах, эксплуатирующих девонский горизонт Ромашкинского месторождения, проведено более 3000 операций с применением кумулятивной перфорации. В результате собственного статистического анализа установлено, что потери в дебите нефти в скважинах с дебитами от 6 т/сут до 28 т/сут могут составлять от 8 % до 18 % из-за реализации работ с нормированной плотностью перфорации.

Результаты проведенных исследований в достаточной мере подтверждают справедливость исходных предположений о наличии полости-каверны за обсадной колонной в интервале продуктивного пласта и справедливости формул (2)-(5), описывающих характерные особенности взаимосвязи продуктивного пласта и обсаженной с последующей перфорацией скважины.

При проектировании технологического воздействия на ПЗП крайне важно знание не только факта наличия полости-каверны, но и вероятных ее размеров в радиальном направлении. По результатам собственного статистического анализа данных 44532 гидродинамических исследований скважин девонского горизонта Ромашкинского месторождения установлено, что величина приведенного радиуса скважин в абсолютном большинстве случаев превышает величину радиуса скважины по долоту и может достигать величин, исчисляемых десятками, а то и сотнями сантиметров (рисунок 4).

Рисунок 4 – Распределение плотности вероятности величины приведенного радиуса скважин, вскрывших пласт «а» Зеленогорской площади На основании результатов проведенных исследований можно сформулировать основные требования к процессу регулирования пропускной способности ЭЗС: в основу технических решений должен быть положен принцип достижения максимальной площади отверстий в обсадной колонне при минимизации ударных нагрузок на крепь скважины.

При проектировании технологического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта необходимо учитывать роль и специфику влияния текущего состояния ЭЗС на сообщение с продуктивным пластом.

В главе 3 обоснован и разработан единый порядок проектирования технологического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта, определены оптимальные радиальные размеры зон в окрестности скважины для реализации технологий МУН, стимуляции скважин и ВИР.

Технологическое воздействие на ПЗП направлено на изменение дебита скважины по нефти или воде за счет целевого регулирования фильтрационных сопротивлений в зоне воздействия. Известно, что любое изменение фильтрационных сопротивлений в зоне воздействия приводит к перераспределению давления во всем элементе разработки, а характер его перераспределения зависит от величины потерь давления на преодоление фильтрационных сопротивлений в этой зоне и режима движения жидкости.

При установившемся плоскорадиальном движении пластового флюида на внешней границе зоны воздействия устанавливается давление, которое за счет перепада с давлением в скважине обеспечивает поток пластового флюида в зоне воздействия, а за счет перепада с пластовым давлением - движение пластового флюида между внешними границами элемента разработки и зоны воздействия. Таким образом, радиус зоны воздействия всегда может быть выражен через радиус одной из изобар в элементе разработки, давление на которой становится отличным от давления на ней до воздействия.

Известно, что кривая распределения давления в прямых координатах трансформируется в полулогарифмических координатах в прямую линию, которая совместно с отрезками на проекциях соответствующих точек на оси координат образует прямоугольный треугольник, интерпретация которого позволяет выразить радиус изобары, расположенной между внутренним и внешним контурами элемента разработки, через их радиусы (рисунок 5).

Рисунок 5 – Графическая иллюстрация характера распределения давления в элементе разработки в прямых и полулогарифмических координатах Перепад между давлением на изобаре и давлением на стенке скважины составляет определенную часть общего перепада между пластовым давлением и давлением на стенке скважины и может быть аналитически выражен через показатель его доли в общем перепаде давления.

Зависимость радиуса изобары от радиусов внутреннего и внешнего контуров элемента разработки может быть получена путем применения правил геометрического подобия и представлена в виде:

где RK - радиус условного контура питания элемента разработки, м, rC - радиус скважины по долоту, м, = (Р РС ) / (РПЛ РС ) - доля общего перепада давления, Р - давление на изобаре радиуса RS, Па, РС - давление на стенке скважины, Па, РПЛ - давление пластовое на условном контуре питания, Па.

Установлено, что величина доли общего перепада давления, характеризующая величину перепада между давлением на изобаре фиксированного радиуса и давлением на стенке скважины, всегда строго постоянна при любом перепаде давления, действующего на элемент разработки. Отсюда следует, что формула (6) может быть применена для определения радиальных зон в окрестности скважины для технологического воздействия на ПЗП в случае, если скважина обустроена обсадной колонной и перфорирована в интервале продуктивного пласта, т.е. при неизвестной величине потерь давления в эксплуатационном забое скважины.

В таблице 1 приведены аналитические выражения для определения коэффициента изменения дебита скважины от технологического воздействия, полученные преобразованием известных формул с учетом формулы (6).

Таблица 1- Вид известных и предложенных формул для определения коэффициента изменения дебита скважины лирования где F - коэффициент динамической вязкости после воздействия, Па·сек, RF - радиус зоны воздействия по изменению вязкости, м.

По формулам (7)-(8) осуществлено моделирование технологического воздействия на ПЗП с учетом его целевого назначения и построены номограммы для определения изменения дебита скважины. В качестве примера на рисунке 6 приведена номограмма для определения изменения дебита скважины при технологическом воздействии известного потенциала – десятикратном увеличении или снижении коэффициента фазовой проницаемости.

Обосновано, что для технологического воздействия на ПЗП, направленного на регулирование коэффициента фазовой проницаемости, оптимальными являются зоны с радиусами, соответствующими величине доли перепада давления: 1 / 3 - для стимуляции скважин (патент РФ № 2289687);

1/ 3 1/ 2 - для водоизоляционных работ (патент РФ № 2326229);

1 / 2 2 / 3 - для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и изменения фильтрационных потоков.

Рисунок 6 – Номограмма для определения изменения дебита скважины при технологическом воздействии известного потенциала – десятикратное увеличение или снижение коэффициента фазовой проницаемости Установлено, что результатом воздействия на ПЗП гипотетически максимального потенциала (формула (7), условие k0 / k S 0 ) может быть увеличение дебита только в 2-3 раза. Следует отметить, что при крайне существенной разнице максимального потенциала, например, с потенциалом по десятикратному увеличению проницаемости, эффекты от воздействия практически сопоставимы и отличаются всего лишь на 5-15 % (рисунок 7).

Рисунок 7 – Сопоставление эффективности от воздействий различного потенциала по увеличению коэффициента фазовой проницаемости Результаты собственного статистического анализа 685 операций по гидроразрыву пластов девонского горизонта Ромашкинского месторождения свидетельствуют о том, что потенциальные возможности типового гидроразрыва пластов обеспечивают статистически значимое увеличение дебита нефти скважины на величину в диапазоне значений от 1,9 до 2,7 в зависимости от продуктивности пластов.

Предложено, что в качестве внешней радиальной границы ПЗП может быть принята изобара с величиной давления, обеспечивающего равные перепады давлений как с давлением на стенке скважины, так и с давлением на условном контуре питания, а ее радиус может быть определен по формуле:

Показано, что на основе показателя доли перепада давления можно получить простые формулы, которые описывают взаимосвязь параметров, необходимых для целевого моделирования технологических процессов. Так, например, планируемый объем соляной кислоты для повторной обработки связан с предыдущим объемом зависимостью вида:

а их взаимосвязь с коэффициентами изменения дебита зависимостью вида:

где индексы 1 и 2 характеризуют параметры первой и повторной кислотной обработки соответственно.

Для повышения точности проектирования технологического воздействия на ПЗП необходимо иметь четкое представление о текущем состоянии элемента разработки, в частности о его текущих радиальных размерах.

Предложен метод интерпретации кривых восстановления забойных давлений (КВД) в полулогарифмических координатах, который позволяет оперативно получить гидродинамический эквивалент текущего состояния элемента разработки. Метод основан на целевой экстраполяции прямой линии КВД до точки с координатами, определяющими специально заданную пропорциональность восстановления давления во времени - до одной секунды величина прироста давления равна половине величины прироста давления после одной секунды.

Обосновано, что в любой момент времени после одной секунды восстановления давления можно получить гидродинамический эквивалент текущего состояния элемента разработки, который характеризуется величиной общего перепада давления, равной 3/2 величины прироста давления после одной секунды, а динамика восстановления давления во времени в его радиальных границах описывается выражением:

где t К - безразмерное (приведенное к одной секунде) время восстановления давления, - показатель доли общего перепада давления.

По величине безразмерного времени восстановления давления можно точно определить величину отношения радиусов внутреннего и внешнего контуров полученного гидродинамического эквивалента и, соответственно, согласно правилам гидродинамического подобия, можно рассчитать радиус условного контура питания элемента разработки со скважиной, радиус которой равен радиусу долота, по формуле:

Таким образом, определен единый порядок проектирования технологического воздействия на ПЗП, который включает в себя прогнозные расчеты по формулам (7) и (8), расчеты по формуле (13) для уточнения текущих радиальных размеров элемента разработки и расчеты по формуле (6) для определения радиальных размеров зоны для технологического воздействия.

В главе 4 приведен ряд примеров по конкретному применению методики проектирования технологического воздействия на ПЗП с кратким обоснованием основных технических решений, положенных в основу разработки технологических процессов.

Основные положения методики применены при определении объемов технологических растворов для более, чем 820 скважин. По данным ТатАСУнефть ОАО «Татнефть» за период 2004-2008 г.г. от реализации технологических процессов совокупный эффект составляет более 600 тыс. т дополнительно добытой нефти, в том числе, согласно оценочным расчетам, от применения предложенной методики проектирования технологического воздействия на ПЗП - не менее 60 тыс.т.

Технологии с применением растворителя «МИА-пром» (РД 153-39.0и с применением комплексной растворяющей композиции КРК (РД 153-39.0-411-05) предназначены для ликвидации АСПО в призабойной зоне продуктивных пластов девонского горизонта нефтяных месторождений республики Татарстан. Радиальный размер призабойной зоны продуктивного пласта, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения, рассчитывают по формуле (6).

В основу проектирования технологического воздействия на продуктивный пласт для снижения проницаемости с применением биополимера «Ксантан» (РД 153-39.0-457-06) и гидрофобных эмульсионных систем ГЭС-М (РД 153-39.0-598-08), предназначенных для перераспределения фильтрационных потоков, и с применением гипана (РД 153-39.1-483-06) для водоизоляционных работ в добывающих скважинах положены результаты анализа аналитических расчетов по формуле (7).

В основу проектирования технологии применения концентрированных водорастворимых ПАВ для повышения нефтеотдачи терригенных коллекторов на ранней стадии разработки (РД 153-39.1-516-07) положено аналитическое выражение, определяющее зависимость процентной доли порового пространства элемента разработки от показателя доли перепада давления.

Таким образом, основные положения методики проектирования технологического воздействия на ПЗП применены для определения зоны воздействия при реализации работ по увеличению нефтеотдачи пластов, стимуляции скважин и изоляции воды в добывающих скважинах, масштаб внедрения и технологическая эффективность которых может быть оценена по данным, представленным в таблице 2.

Таблица 2 - Основные показатели работ с применением методики проектирования технологического воздействия на продуктивный пласт Краткое наименование Количество Удельная среднегодовая дополнитехнологии скважин, ед. тельно добытая нефть, т/скв.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Оценены величины потерь в эффективности от реализации технологий по воздействию на призабойную зону продуктивного пласта, в которых объемы рабочих растворов определены по норме расхода на один метр толщины продуктивного пласта.

2. Предложена методика проектирования технологического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта на основе выявленной функциональной связи величины радиуса произвольно выбранной изобары с отношением радиусов внутреннего и внешнего контуров элемента разработки.

3. Обосновано, что величина радиуса зоны для технологического воздействия может быть определена по показательной функции от отношения радиусов условного контура питания и скважины, причем с показателем степени, равным заданной величине показателя доли перепада между давлениями на контуре питания и на стенке скважины.

4. На основе показателя доли перепада давления приведены к общему виду формулы для определения коэффициента изменения дебита скважины, которые позволяют выявить оптимальные радиальные границы в ПЗП для технологического воздействия в зависимости от его потенциала.

5. Обоснованы оптимальные радиальные размеры внешней границы в ПЗП, радиус которой определяется величиной доли перепада давления: до 1/3 - для стимуляции скважин, от 1/3 до 1/2 - для водоизоляционных работ, от 1/2 до 2/3 - для технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

6. Уточнены пороговые величины кратности увеличения дебита скважин от реализации работ по обработке ПЗП – дебит может быть увеличен максимум в три раза.

7. На основе уточненной формулы притока пластовой жидкости к несовершенной по характеру вскрытия скважине определено, что обработки ПЗП необходимо совмещать с перфорационными работами, причем степень увеличения площади отверстий в обсадной колонне должна составлять не менее 70 % от планируемой кратности увеличения продуктивности пласта.

8. Основные положения методики проектирования технологического воздействия на ПЗП защищены двумя патентами РФ на изобретения и применены в шести руководящих документах ОАО «Татнефть» при определении объемов технологического воздействия для более, чем 820 скважин. От реализации технологических процессов совокупный эффект составляет более 600 тыс. т дополнительно добытой нефти, в том числе, согласно оценочным расчетам, от применения предложенной методики - не менее 60 тыс.т дополнительно добытой нефти.

По теме диссертации опубликованы следующие основные работы:

1. Орлов, Г.А., Мусабиров, М.Х., Ишкаев, Р.К., Грубов, А.И., Чепик, С.К. Комплексные физико-химические технологии ОПЗ нефтяных пластов [Текст] / - Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Ишкаев Р.К. Грубов А.И. Чепик С.К.

//- Ижевск: ООО Печать-Сервис, 1999.- С. 239.

2. Габдуллин, Р.Г., Чепик, С.К. Методы борьбы с разрушением цементного камня в интервале перфорированной обсадной колонны [Текст] / Габдуллин Р.Г., Чепик С.К. // «Нефтепромысловое дело и транспорт нефти». – 1985. №6. - С. 17-20.

3. Габдуллин, Р.Г., Ибатуллин, Р.Х., Чепик, С.К. Основные направления борьбы с преждевременным обводнением скважин [Текст] / Габдуллин Р.Г., Ибатуллин Р.Х., Чепик С.К. // «Нефтепромысловое дело и транспорт нефти». – 1985. - №10. -С. 10-14.

4. Лобанов, Б.С., Муслимов, Р.Х., Габдуллин, Р.Г., Чепик, С.К. Результаты внедрения «Комплексной технологии разобщения и вскрытия пластов без перфораторов [Текст] / Лобанов Б.С., Муслимов Р.Х., Габдуллин Р.Г., Чепик С.К. // «Нефтяное хозяйство». – 1986. - С. 10-15.

5. Чепик, С.К., Габдуллин, Р.Г. Предупреждение обводнения скважин – в ликвидации потенциального источника обводнения [Текст] / Чепик С.К., Габдуллин Р.Г. // Тезисы докладов XIX научно – технической конференции молодых ученых и специалистов «ТатНИПИнефть»: Материалы XIX научно – технической конференции молодых ученых и специалистов. – Бугульма, 1985. – С. 92.

6. Чепик, С.К. О коэффициенте гидродинамического совершенства скважин по характеру вскрытия [Текст] / Чепик С.К. // Творческие возможности молодых нефтяников: Материалы научно – технической конференции. – Альметьевск. 1987. – С. 114.

7. Чепик, С.К., Хисамов, Р.С., Ибатуллин, Р.Р., Сулейманов, Э.И. Анализ, оценка и определение областей эффективности волновых технологий на объектах ОАО «Татнефть» [Текст] / Чепик С.К., Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Сулейманов Э.И. // Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений: Материалы международной научно – практической конференции. – Казань: Изд-во «Экоцентр», 1999. - С.

232-241.

8. Чепик, С.К., Ибатуллин, Р.Р., Глумов, И.Ф., Уваров, С.Г. Анализ результатов применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на основе глиносодержащих технологических растворов [Текст] / Чепик С.К., Ибатуллин Р.Р., Глумов И.Ф., Уваров С.Г. // Интервал. – 2001. №11. - С. 4-5.

9. Чепик, С.К., Мусабиров, М.Х., Землянский, В.В. Технологии комплексного воздействия на призабойную зону продуктивного пласта – приоритетное направление развития методов стимуляции скважин [Текст] / Чепик С.К., Мусабиров М.Х., Землянский В.В. // Георесурсы. – 2002. №3. - С.

46-47.

10. Чепик, С.К., Мусабиров, М.Х. Обоснование принципов расчета объемов технологических растворов для проведения работ по повышению нефтеотдачи пластов, обработке призабойной зоны продуктивных пластов и селективной изоляции водопритоков в скважины [Текст] / Чепик С.К., Мусабиров М.Х. // Материалы Международной научно – практической конференции. – Казань, 2007. - С. 642-644.

11. Чепик, С.К. Исследование взаимосвязи гидродинамических параметров продуктивных пластов и эксплуатационных характеристик работы скважин с целью выявления их аномальности [Текст] / Чепик С.К. // Материалы Международной научно – практической конференции. – Казань, 2007.

- С. 644-647.

12. Чепик, С.К., Мусабиров, М.Х. Проектирование и реализация технологии оптимальной физико-химической обработки призабойной зоны продуктивного пласта [Текст] / Чепик С.К. Мусабиров М.Х. // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Материалы VII Международной научно-технической конференции ОАО «НК-Роснефть». – Геленджик, 2007. - С. 82-83.

13. Чепик, С.К., Мусабиров, М.Х. Методика проектирования и реализации технологии оптимальной физико-химической обработки призабойной зоны продуктивного пласта [Текст] / Чепик С.К. Мусабиров М.Х. // Сборник призовых работ технической ярмарки ОАО «Татнефть». – Альметьевск, 2007.

- С. 32-37.

14. Чепик, С.К., Мусабиров, М.Х. Методика проектирования рациональных вариантов стимуляции скважин и водоизоляционных работ [Текст] / Чепик С.К. Мусабиров М.Х. // – Сборник научных трудов «ТатНИПИнефть». – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - С. 394-400.

Авторские свидетельства и патенты:

1. А.с. 1391202 СССР, МКИ Е 21 В 43/11. Устройство для вскрытия продуктивного пласта/ Р.Г. Габдуллин, Б.С. Лобанов, Р.Х. Муслимов, В.А.

Андреев, С.К.Чепик. - № 3878893/22-03; заявл. 04.03. 85; опубл. 27.03.00, Бюл. № 9.

2. А.с. 1548413 СССР, МКИ Е 21 В 43/11. Способ вскрытия продуктивного пласта / К.М. Гарифов, Р.Х. Муслимов, Б.Е. Доброскок, С.К. Чепик, И.Ф.Садыков, Г.П. Фролов, В.Г. Иванов. – № 4366624/23-03; заявл. 21.01.88, опубл. 07.03.90, Бюл. № 9.

3. А.с. 1566818 СССР, МКИ Е 21 В 43/11. Способ вскрытия продуктивного пласта и устройство для его реализации / К.М. Гарифов, Б.Е. Доброскок, С.К.Чепик, В.Г. Голышкин, В.А.Андреев. – № 4414064/23-03; заявл.

22.04.88; опубл. 27.03.00, Бюл. № 9.

4. А.с. 1623272 СССР, МКИ Е 21 В 43/11. Способ вскрытия продуктивного пласта / А.Н.Ситников, К.М. Гарифов, С.К.Чепик. – № 4421626/03;

заявл. 05.05.88; опубл.27.03.00, Бюл. № 9.

5. А.с. 1691513 СССР, МКИ Е 21 В 43/11. Способ вскрытия продуктивного пласта / С.К.Чепик, В.И. Зацарин, Р.З. Ризванов. – № 4691275/03; заявл. 15.05.89; опубл. 15.11.91, Бюл. № 42.

6. Пат. 2289687 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/27. Способ обработки продуктивного пласта / С.К. Чепик, М.Х. Мусабиров. – № 2005114607/03; заявл. 13.05. 05; опубл. 20.12.06, Бюл. № 35.

7. Пат. 2326229 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/13. Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины / С.К. Чепик, М.Х.

Мусабиров. – № 2006142226/03; заявл. 29.11.06; опубл. 10.06.08, Бюл. № 16.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии  института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть»  тел.: (85594) 78656, 78565  Подписано в печать 10.12.2009 г.  Заказ №10120901   Тираж 100 экз.