На правах рукописи

ЛЕНЧЕНКОВ Никита Сергеевич

ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКА В

ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ

НЕОРГАНИЧЕСКИХ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ

Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ–ПЕТЕРБУРГ

2009 1

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования СанктПетербургском государственном горном институте имени Г.В. Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Рогачев Михаил Константинович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Михайлов Николай Нилович, доктор технических наук, профессор Николаев Николай Иванович

Ведущая организация- ООО «КогалымНИПИнефть».

Защита диссертации состоится 29 октября 2009 г. в 11 ч на заседании диссертационного Совета Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В. Плеханова (техническом университете) по адресу: Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд. 1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 28 сентября 2009 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ

диссертационного совета, д-р техн. наук, доцент А.К. НИКОЛАЕВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Текущий период нефтедобычи в Российской Федерации характеризуется ухудшением структуры запасов нефтяных месторождений, вовлечением в разработку низкопроницаемых и высоко неоднородных коллекторов, залежей высоковязких нефтей и переходом основных эксплуатационных объектов в позднюю стадию разработки с высокой обводненностью добываемой продукции и низкими дебитами скважин. В этих условиях особую значимость приобретает эксплуатация указанных объектов с применением горизонтальных скважин, позволяющих увеличить охват пласта разработкой и интенсифицировать добычу нефти. Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважин с горизонтальными стволами является их резкое обводнение. Сегодня для практического широкомасштабного использования горизонтальных скважин требуется внедрение эффективных водоизоляционных технологий.

Одним из наиболее перспективных методов ограничения водопритоков является применение технологий на основе гелеобразующих составов. Образование геля непосредственно в пластовых условиях позволяет создавать зоны (барьеры и экраны) с повышенным фильтрационным сопротивлением и исключить прорыв воды по высокопроницаемым пропласткам.

Основными недостатками большинства гелеобразующих составов являются их низкая проникающая способность, невысокая устойчивость в пластовых условиях, большая чувствительность к пластовым температурам, токсичность, высокая стоимость и т.д. В связи с этим возникает необходимость в разработке новых гелеобразующих композиций на основе доступного сырья, обладающих высокой проникающей способностью и создающих более прочный непроницаемый изоляционный экран.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин, вскрывших слоисто-неоднородные коллекторы, которая может быть достигнута путем обработок призабойной зоны пласта гелеобразующими составами.

Идея работы заключается в направленном регулировании фильтрационных характеристик призабойной зоны горизонтальной скважины за счет использования гелеобразующих технологий.

Задачи исследований:

1. Выполнить анализ современного состояния применения горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях и технологий воздействия на призабойную зону этих скважин при операциях ограничения водопритоков.

2. Изучить фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов анализируемых эксплуатационных объектов.

3. Разработать новый гелеобразующий состав для воздействия на призабойную зону пласта.

4. Исследовать влияние разработанного химического состава реагентов на фильтрационные характеристики пород коллекторов.

5. Выполнить гидродинамическое и математическое моделирование системы «горизонтальная скважина- неоднородный пласт».

6. Разработать технологию регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны горизонтальных скважин и установить область ее эффективного применения.

Методы исследований включали физическое и математическое моделирование процессов, происходящих в системе «горизонтальная скважина- неоднородный пласт» по стандартным и разработанным методикам. Обработка результатов экспериментов проводилась на основе методов математической статистики.

Научная новизна работы:

гелеобразования водоизоляционного неорганического состава «Белитком», представляющего собой солянокислотный раствор двухкальциевого силиката, от температуры, времени перемешивания состава, концентраций исходных компонентов, а также линейная зависимость кинетики гелеобразования от минерализации пластовой воды, которые должны быть учтены при планировании технологии изоляции обводнившихся зон пластов для достижения требуемой эффективности.

';

2. На основе гидродинамического моделирования определен характер обводнения горизонтальных добывающих скважин, вскрывших слоисто-неоднородные пласты в условиях водонапорного режима, основной механизм которого заключается в резком увеличении динамики темпа роста водонефтяного фактора в начальный период разработки и ее снижении после полного обводнения наиболее проницаемых и водонасыщенных участков пласта.

горизонтальных скважин предложены математические зависимости для расчета изменения обводненности продукции этих скважин и оценки темпа разработки извлекаемых запасов нефти после проведения работ по ограничению водопритоков.

Защищаемые научные положения:

1. Разработанный водоизоляционный состав «Белитком» способен эффективно ограничивать движение вод по наиболее водонасыщенным и высокопроницаемым участкам призабойной зоны горизонтальных скважин. На основе теории нечетких множеств разработана методика выбора оптимальных концентраций исходных реагентов состава «Белитком» для условий эксплуатационного объекта.

2. Процесс обводнения горизонтальных скважин, вскрывших слоисто-неоднородный пласт в условиях водонапорного режима, заключается в прорыве закачиваемых вод по наиболее водонасыщенным и проницаемым областям пласта и дальнейшем конусообразовании, распространяющимся на вышележащие перфорационные отверстия скважины. Предложены критерии применения разработанного гелеобразующего состава «Белитком» в горизонтальных скважинах, позволяющие обоснованно выбирать скважины-кандидаты для работ по ограничению водопритоков.

3. Разработана математическая модель, позволяющая прогнозировать технологическую эффективность работ по ограничению водопритоков в горизонтальных скважинах, вскрывших слоистонеоднородный круговой пласт с гидродинамически несвязанными пропластками, в условиях кинжального прорыва закачиваемой воды по высокопроницаемым областям пласта.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется хорошей сходимостью результатов промысловых испытаний разработанной технологии с теоретическими, а также экспериментальными исследованиями, выполненными с моделированием пластовых условий разработки нефтяного месторождения и использованием естественных образцов пород коллектора на современном лабораторном оборудовании и привлечением компьютерных программ «Eclipse» и «Matlab».

Практическая значимость работы:

1. Разработан эффективный гелеобразующий состав для технологий ограничения водопритоков на основе двухкальциевого силиката и соляной кислоты.

2. Выполнено гидродинамическое моделирование системы «горизонтальная скважина- неоднородный пласт», позволяющее определить механизм обводнения горизонтальной скважины в слоистонеоднородном пласте.

3. Разработана технология ограничения водопритоков в горизонтальных скважинах на основе двухкальциевого силиката и соляной кислоты.

Реализация результатов работы Проведены опытно-промысловые работы по ограничению водопритоков в горизонтальной скважине № 1Г на Барьязинском нефтяном месторождении Республики Башкортостан с применением гелеобразующего состава «Белитком».

Апробация работы Основные результаты теоретических и экспериментальных исследований докладывались на 10-ти научно-технических конференциях и форумах, в том числе на международных научнотехнических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, СанктПетербургский государственный горный институт (технический университет), 2006, 2007, 2008 гг.); международной научнопрактической конференции «Drilling Oil Gas» (Польша, Краков, 2008);

международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и приемственность» (г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2008); международной научно-практической конференции «New developments in Geoscience, Geoengineering, Metallurgy and Mining Economics» (Германия, Фрайберг, 2007).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе одна - в ведущем научном издании, рекомендованном ВАК РФ.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа изложена на 120 страницах машинописного текста и состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка из 87 наименований. Материал работы включает 20 таблиц, 39 рисунков.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, определяется цель, идея, задачи, излагаются защищаемые научные положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе выполнен анализ разработки основных нефтяных месторождений страны с применением горизонтальных скважин. На современном этапе, характеризующимся ухудшением структуры запасов нефти, данные технологии являются перспективным методом интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения.

Исследованиями в области применения горизонтальных скважин, далее ГС, на нефтяных и газовых месторождениях занимались известные ученые и специалисты: Алиев З.С., Басниев К.С., Борисов Ю.П., Волков Ю.А., Григорян А.М., Джоши С.Д., Закиров С.Н., Зозуля Г.П., Золотухин А.Б., Кудинов В.И., Лысенко В.Д., Мищенко И.Т., Мусабиров Р.Х., Муслимов Р.Х., Орлов Г.А., Стокли К.О., Сучков В.Г., Табаков В.П., Хисамов Р.С., Экономидес М.Дж., Эфрос Д.А. и др.

В результате анализа эффективности разработки нефтяных месторождений ГС были определены основные причины ухудшения показателей эксплуатации скважин данной конструкции. Показано, что основным осложняющим фактором при разработке горизонтальными скважинами залежей нефти, сосредоточенных в слоисто-неоднородных коллекторах, на водонапорном режиме является их резкое обводнение.

Снижение обводненности ГС достигается на основе применения водоизоляционных составов.

Опыт внедрения водоизоляционных технологий в ГС показал, что большинство из них обладают низкой эффективностью по следующим причинам: не обоснованы критерии их эффективного применения; не разработаны методики прогноза эффективности и отсутствует гидродинамическое моделирование работ по ограничению водопритоков в ГС, вскрывших слоисто-неоднородные пласты;

большинство водоизоляционных составов, применяемых для операций снижения обводненности продукции скважин, характеризуются низкими прочностными свойствами, низкой стабильностью и высокой ценой; отсутствуют методические обоснования по определению параметров водоизоляционных технологий, проводимых в ГС, с учетом геолого-физических и технологических особенностей разработки эксплуатационных объектов.

Проведенный анализ применения химических водоизоляционных материалов в условиях горизонтальных скважин при различных геолого-физических условиях показал, что наиболее технологичными и перспективными являются гелеобразующие составы на основе неорганических реагентов.

Во второй главе рассмотрены основные геолого-физические особенности разработки карбонатной толщи фаменского яруса Барьязинского нефтяного месторождения, которая представлена серыми мелко-трещиноватыми и пористо-кавернозными известняками и приурочена к сводово-пластовому типу залежей. Исследуемый эксплуатационный объект характеризуется высокой расчлененностью (5-6 ед.), средними значениями эффективных толщин пластов (2-10 м), низкой пластовой температурой (30 0С), наличием нефти с высокой эффективной вязкостью в пластовых условиях (42,5 мПа·с), высоким содержанием в нефти парафинов (2%), плотностью минерализованной пластовой воды, достигающей значения- 1,163 г/см3. Опытный объект эксплуатируют три скважины:

добывающая ГС- №1Г и нагнетательные- №2 и №3.

Для скважины №1Г в начальный период эксплуатации характерен резкий рост обводненности, что отразилось на динамике водонефтяного фактора, далее ВНФ (рисунок 1, а).

Корреляционный анализ показателей эксплуатации скважин № 1Г, №2 и №3 (рисунок 1, б) позволил определить линейную зависимость (коэффициент корреляция 0,86) между обводненностью ГС и темпами закачки воды в скважины № 2 и №3. Сделан вывод, что обводнение ГС №1Г происходит за счет закачки вод в нагнетательные скважины. Для повышения эффективности эксплуатации ГС №1Г в указанных условиях разработки необходимо проводить работы по ограничению водопритоков по наиболее проницаемым и обводненным участкам пласта.

ВНФ а) зависимость ВНФ от времени эксплуатации ГС № 1Г; б) зависимость обводненности ГС № 1Г от объема закаченной воды через нагнетательные Третья глава посвящена выбору и обоснованию эффективного водоизоляционного состава для ограничения водопритоков из обводнившейся части неоднородного пласта. Состав должен соответствовать критериям: высокая стабильность в различных геологофизических условиях разработки эксплуатационных объектов; хорошая растворимость реагентов при минимуме образующегося осадка;

высокая проникающая способность в поры коллектора; регулируемое время гелеобразования; высокая прочность структуры образующегося геля; доступность и безопасность применяемых химических реагентов.

Указанным критериям удовлетворяет разработанный нами водоизоляционный состав «Белитком», представляющий собой солянокислотный раствор двухкальциевого силиката.

Проведенные экспериментальные исследования по оценке кинетики гелеобразования и реологических свойств состава «Белитком»

позволили определить физико-химические свойства гелеобразующего раствора и водоизолирующую способность получаемого геля.

Эксперименты проводились по стандартным методикам коллоидной химии и физики нефтяного пласта. Обработка результатов выполнялась с помощью методов математической статистики на программном комплексе «Matlab».

Выявлено, что состав «Белитком» обладает регулируемым временем гелеобразования, которое составляет 5-60 ч и более в зависимости от массовых долей исходных реагентов и температуры (таблица 1).

Таблица 1- Результаты лабораторных экспериментов по определению времени гелеобразования состава «Белитком» в зависимости от концентраций реагентов и температуры Содержание Температура, Время перемешивания для всех экспериментов- 20 мин.

Исследования проводились на пресной воде.

Полученные зависимости времени гелеобразования от концентрации исходных реагентов в композиции и температуры являются нелинейными и удовлетворительно описываются уравнением кинетики гелеобразования Гульдберга-Вааге и Аррениуса:

где С-концентрация образовавшегося геля из раствора, %;

z0-предэкспоненциальный множитель, мин-1; R-универсальная газовая С1-концентрация соляной кислоты, далее HCl, д.ед; С2- концентрация двухкальциевого силиката, далее 2КС, д.ед., t-время гелеобраз-я, мин.

Определение энергии активации (Eа), являющейся основным термодинамическим параметром процесса гелеобразования состава «Белитком», выполнялось на основе обработки экспериментальных данных (таблица 1) по методу наименьших квадратов, при этом было получено значение – 38 кДж/моль.

В результате решения системы нелинейных уравнений были найдены параметры уравнения (1): n=1,1477, l=0,5109, z0 =145235,8 мин-1.

гелеобразования в области плотностей воды от 1 до 1,20 г/см показало, что существует линейная зависимость между минерализацией воды и временем гелеобразования в области указанных плотностей воды (рисунок 2). Минерализация воды контролировалась концентрацией в водном растворе солей CaCl2 и NaCl.

Время гелеобр-я, мин Рисунок 2 - Зависимость времени гелеобразования состава «Белитком» от плотности воды (эксперименты проводились при температуре 22 0С):

а) при содержании в составе 8% HCl; б) при содержании в составе 10% HCl Для экспериментальной зависимости времени гелеобразования состава «Белитком» от плотности воды, построенной для разных концентраций соляной кислоты, (рисунок 2) был выполнен регрессионный анализ. В результате анализа была получена однофакторная зависимость (2):

где минер- плотность минерализованной воды, г/см3; пресн – плотность воды, г/см3; tминер – время гелеобразования состава, приготовленного на воде с плотностью минер, мин; tпресн- время гелеобразования состава, приготовленного на пресной воде с плотностью пресн, мин.

Механизм гелеобразования состава «Белитком» изучался с использованием метода ИК-спектрометрии структуры геля на приборе Vertex 70 с помощью преобразования Фурье в области волновых чисел 600- 1400 см-1 (рисунок 3). При этом использовали образцы гелей на основе состава «Белитком» и эталона, высушенных при температуре 110 0 C. В качестве эталона была выбрана композиция на основе нефелина и соляной кислоты (HCl), как близкая по химическому составу.

Оптическая плотность, ед.

Рисунок 3- Зависимость оптической плотности для гелей эталона и состава «Белитком» от волнового числа Исследование образцов гелей в указанном диапазоне волновых чисел показало близость пиков оптической плотности (пунктирные линии на рисунке 3), характерных как для эталона, так и для геля состава «Белитком» (таблица № 2).

Таблица 2- Распределение полос поглощения по типам связей Отнесения vs(Si-O-Si)- симметричные валентные колебания связи Si-O-Si;

vas(Si-O-Si)- ассиметричные валентные колебания связи Si-O-Si;

(Si-O-Si)- деформационные колебания связей Si-OH.

Во всех ИК- спектрах исследованных гелей проявляются характерные полосы поглощения, соответствующие валентным колебаниям связи Si-O- Si и деформационному колебанию связи Si-OH. Это свидетельствует о том, что процесс гелеобразования в составе «Белитком» протекает по пути образования силоксановых связей.

Совпадение значений энергии активации, а также результаты ИКпектрометрии строения гелей состава «Белитком» и эталона доказывают, что механизм процесса гелеобразования в составе «Белитком» аналогичен механизму поликонденсации в кислотных растворах алюмосиликатов (нефелина).

Основным преимуществом реагента 2КС является его более высокая растворимость в соляной кислоте, чем нефелина в соляной кислоте, что способствует образованию более прочных структурных связей.

Эксперименты по оценке реологических свойств исследуемого состава «Белитком» проводились на ротационном вискозиметре «Rheotest» Rn 4.1 (Messgerate Medingen GmbH) и капиллярном вискозиметре HVM 472 (Walter Herzog GmbH) при различных скоростях сдвига и температурах.

В результате исследований были определены оптимальные концентрации 2KС и соляной кислоты в составе «Белитком» (на основе критериев: максимальная прочность, минимум образующегося осадка, требуемое время гелеобразования) и установлено, что гелеобразующая композиция «Белитком» при концентрации 2КС 5-11% и соляной кислоты 6-12% в течение нескольких часов (индукционный период) представляет легкофильтрующуюся в поровом коллекторе жидкость с исходной кинематической вязкостью 1,3-2,8 мм2/с, с последующим резким ростом вязкости и пререходом раствора в гель (послеиндукционный период) с эффективной вязкостью до 20000мПа·с. Получаемый гель характеризуется реологическими свойствами с предельным напряжением сдвига 0=14 Па при эффективной вязкости э= 15400 мПа·с, что соответствует необходимой прочности для тампонажных материалов данного класса.

Водоизолирующая способность геля на основе состава «Белитком» исследовалась на фильтрационной установке FDES- (Coretest Systems Corporation) с использованием образца горной породы в термобарических условиях Барьязинского нефтяного месторождения.

Начальные условия для физического моделирования приведены в таблице 3.

Полученные результаты (таблица 3, рисунок 4) свидетельствуют о высокой водоизолирующей способности геля на основе состава «Белитком» в условиях Барьязинского нефтяного месторождения при остаточном факторе сопротивления- 4,5 ед. и градиенте давлений на керне при прорыве воды-11,45 МПа/м.

Таблица 3- Начальные условия и результаты физического моделирования по оценке водоизолирующей способности состава «Белитком» в условиях Барьязинского нефтяного месторождения Длина керна, м Диаметр, м Абсолютная проницаемость керна (давление обжима равно 3,4 МПа), мкм Фазовая проницаемость по воде до водоизоляции при моделируемых термобарических условиях kдо, мкм Градиент давлений на керне при прорыве воды после водоизоляции, МПа/м Фазовая проницаемость по воде после водоизоляции kпосле, мкм В ходе фильтрационных экспериментов была выявлена селективная способность разработанного гелеобразующего состава образовывать гель, проявляющаяся в том, что водонасыщенных кернах формировался прочный гель, а в нефтенасыщенных- гель характеризовался низкой прочностью. По нашему мнению, это связано с низкой адгезионной способностью геля в нефтенасыщенных породах.

Таким образом, разработанный гелеобразующий состав «Белитком» способен эффективно ограничивать движение вод по наиболее промытым участкам призабойной зоны скважин.

Градиент давлений на образце керна, МПа/м математическому моделированию системы «горизонтальная скважинанеоднородный пласт» с целью определение эффективности работ по ограничению водопритоков в горизонтальных скважинах, вскрывших слоисто-неоднородные пласты при водонапорном режиме разработки залежи.

Гидродинамическое моделирование процесса двухфазной изотермической фильтрации в пласте при условии выполнения линейного закона Дарси проводилось на основе решения системы дифференциальных уравнений в частных производных, представленных уравнением неразрывности потока для компонентов системы и уравнением параболического типа, позволяющим определить распределение давления в пространстве на каждом временном шаге. Решение уравнений выполнялось конечноразностными методами с помощью гидродинамического комплекса Eclipse 100 (Shlumberger). Распределение нефте- и водонасыщенности в пласте моделировалось на основе кривых капиллярного давления.

Режимы работы скважин определялись с учетом «контроля» по забойным давлениям и дебитам скважин по жидкости. В результате решения на каждом временном шаге находили распределение давления в пласте и насыщенность породы-коллектора фазами.

Промысловый опыт разработки нефтяных коллекторов с применением ГС на различных месторождениях показал, что в ряде случаев стволы ГС располагаются под определенным углом к кровле пластов, вскрывая при этом пропластки с различной проницаемостью.

В этом случае расчетная схема фрагмента разработки залежи должна включать горизонтальную добывающую скважину, вскрывшую под определенным углом слоисто-неоднородный вертикальноанизотропный пласт, при этом обводнение залежи осуществляется водой, закачиваемой в нагнетательную вертикальную скважину (рисунок 5). Начальные условия для моделирования процесса обводнения ГС представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Начальные условия для моделирования процесса обводнения горизонтальной скважины Коэффициент вертикальной анизотропии пласта 1, Отношение проницаемостей областей пласта, ед. Средняя нефтенасыщенность 1 области, д.ед. 0, Средняя нефтенасыщенность 2 области, д.ед. 0, Давление закачки воды через нагнетательную скв., МПа ГС эксплуатировалась с контролем по дебиту жидкости, м3/сут Коэффициент выработанности запасов, д.ед. 0, Изучение характера процесса обводнения моделируемой ГС проводилось на основе графика зависимости логарифма водонефтяного фактора (lg ВНФ) от времени эксплуатации скважины (рисунок 6), которая показывает резкое увеличение lg ВНФ в начальный период эксплуатации (рисунок 6, область 1) и свидетельствует об обводнении ГС по наиболее проницаемым интервалам моделируемого пласта.

Водоизоляция при гидродинамическом моделировании осуществляется по наиболее обводненной области (II) (рисунок 5, а) при достижении обводненности по этому участку 95 %. В результате проведения работ по ограничению водопритоков обводненность продукции скважины снижается с 96,4 до 87,2 % (на 9,2%). При этом дебит по нефти увеличивается с 7,41 до 15,84 м3/сут (113,8%). Эффект наблюдается пять лет с плавным уменьшением дебита по нефти и увеличением обводненности продукции скважины.

На рисунке 6 (область 2) представлена динамика lg ВНФ для моделируемой ГС после изоляции интервала водопритока. Для этой области в начальный момент времени характерно обводнение ГС за счет нагнетаемой в пласт воды по участку I (рисунок 5,а), а начиная с 27 года, к вышележащим перфорационным отверстиям ГС начинает Рисунок 5 - Карты нефтенасыщенности фрагмента модельного слоисто-неоднородного вертикально-анизотропного пласта, вскрытого горизонтальной добывающей и вертикальной нагнетательной скважинами:

а) общий вид фрагмента пласта, проницаемость области I- 0,1мкм2, области II-0,5мкм2; б) после 12 лет разработки пласта, момент проведения водоизоляции II области; в) после 53 лет разработки пласта, обводненность ГС составила 98,7% (масштаб по подтягиваться конус обводнения из нижних полностью обводненных интервалов моделируемого пласта, о чем свидетельствует динамика производной lg ВНФ.

Рисунок 6 - Динамика lg ВНФ для ГС до и после изоляции интервала водопритока:

область 1- характеризует работу скважины до проведения водоизоляции (производная (lg ВНФ) за последние 4 года в этой области составили 0,022);

область 2- характеризует работу скважины после проведения водоизоляции (производная lg ВНФ за последние 4 года в этой области составили 0,001) Эффективность моделируемого геолого-технического мероприятия оценивалась по характеристикам вытеснения М.И. Максимова, Б.Ф. Сазонова, Г.С.Камбарова. В результате расчетов средняя дополнительная добыча нефти составила 4000 т нефти.

Гидродинамическое моделирование рассматриваемого процесса при различных геолого-физических параметрах пласта позволяет выявить характер обводнения ГС в условиях внутриконтурного заводнения, который заключается в прорыве нагнетаемой воды к забою ГС по наиболее проницаемым и водонасыщенным интервалам пласта (рисунок 5, б), после чего фронт обводнения образует конус, распространяющийся на вышележащие перфорационные отверстия ГС и обводняющий продукцию скважины (рисунок 5, в). Технологический эффект от работ по ограничению водопритоков достигается за счет тампонирования наиболее обводненных интервалов пласта, вскрытых ГС, и вовлечения в процесс разработки ранее слабо дренируемых нефтенасыщенных областей пласта. При этом эффективность процесса водоизоляции зависит от скорости подтягивания конуса обводнения, которая обратно пропорциональна вертикальной анизотропии пласта и прямо пропорциональна депрессиям, при которых эксплуатируется скважина.

По результатам гидродинамического моделирования впервые предложена математическая модель, позволяющая прогнозировать технологическую эффективность работ по ограничению водопритоков в ГС, вскрывших слоисто-неоднородные круговые пласты с гидродинамически несвязанными пропластками, заключающаяся в расчете изменения обводненности продукции ГС и оценке темпа разработки извлекаемых запасов нефти:

где n- снижение обводненности ГС, д.ед; nдо- обводненность ГС до водоизоляции, д.ед.; S-водонасыщенность, д.ед; fВ1(S) -относительная проницаемость по воде, д.ед; fН1(S) - относительная проницаемость по нефти, д.ед; В- динамическая вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с; Н- динамическая вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с; z- темп разработки извлекаемых запасов нефти после изоляции обводнившегося пропластка, д.ед; Qн после- дебит по нефти ГС после изоляции обводнившегося пропласта, т/сут; Vизвл- извлекаемые пропластка, мкм2; h- толщина пропластка, м; ср- среднее расстояние запасы нефти в области, ограниченной круговым контуром питания, т;

t- время эксплуатации скважины, сут; K1- абсолютная проницаемость нефти- плотность нефти, т/м3; Рк- давление на контуре питания, МПа.

скважины до оси симметрии пласта, м; Rк- радиус контура питания, м;

Анализ результатов гидродинамического моделирования процесса обводнения ГС позволил выявить критерии эффективного применения работ по ограничению водопритоков на основе гелеобразующего состава «Белитком» в ГС: толщина пласта должна быть более 2-х метров; возможно применение в диапазоне исследованных температур: 22-82 0С; возможно применение в эксплуатационных объектах с различной минерализацией пластовой воды, определяемой исследованной плотностью в диапазоне:1-1, г/см3; возможно применение в низкопроницаемых коллекторах;

высокая неоднородность по нефтенасыщенности или проницаемости вдоль мощности пласта; пласт должен быть анизотропным при коэффициенте анизотропии - не менее 1,5; обводненность продукции скважин- не более 98%; коэффициент выработанности извлекаемых запасов - не более 0,5.

В пятой главе приводится обоснование техники и технологии проведения работ по изоляции обводнившихся интервалов пласта в ГС для условий карбонатной толщи фаменского яруса Барьязинского месторождения. Приведены результаты опытно-промысловых работ по ограничению водопритоков в ГС № 1Г Барьязинского нефтяного месторождения (Республика Башкортостан), проводимые впервые на предприятии ОАО «АНК «Башнефть», по разработанной технологии с использованием гелеобразующего состава «Белитком».

Предложены методики расчета параметров водоизоляционной технологии (давление закачки, необходимые объем исходных реагентов) на основе состава «Белитком» с учетом геолого-физических и технологических особенностей разработки объекта воздействия, а также на основе результатов лабораторных исследований указанного состава. Геофизические исследования, проведенные в ходе промыслового эксперимента, показали подключение ранее неработающих пропластков. Отмечено снижение темпа роста обводненности и некоторое повышение дебита по нефти.

Основные выводы и рекомендации 1. Проведен анализ разработки основных месторождений страны горизонтальными скважинами. Показано, что на современном этапе развития нефтегазовой промышленности внедрение скважин с горизонтальными стволами совместно с работами, направленными на повышение эффективности их эксплуатации, позволяет эффективно разрабатывать остаточные и трудноизвлекаемые запасы нефти.

2. Установлен механизм гелеобразования водоизоляционного неорганического гелеобразующего состава «Белитком», представленного солянокислотным раствором двухкальциевого силиката, протекающий по пути образования силоксановых связей и аналогичный механизму поликонденсации в кислотных растворах алюмосиликатов.

3. На основании фильтрационных экспериментов подтверждены высокие прочностные характеристики состава «Белитком» и предложена методика прогнозирования процесса его гелеобразования в промысловых условиях.

4. Выполнено гидродинамическое моделирование работ по ограничению водопритоков в горизонтальной добывающей скважине, разрабатывающей залежь нефти, приуроченной к неоднородному вертикально-анизотропному пласту, на водонапорном режиме. Выявлен механизм обводнения горизонтальных скважин в указанных условиях разработки и предложены критерии выбора объектов для проведения работ по ограничению водопритоков в ГС на основе состава «Белитком».

5. Разработана математическая модель, позволяющая прогнозировать технологическую эффективность работ по ограничению водопритоков в ГС, вскрывших слоисто-неоднородные круговые пласты с гидродинамически несвязанными пропластками, заключающаяся в расчете изменения обводненности продукции ГС и оценке темпа разработки извлекаемых запасов нефти.

6. Выполнены опытно-промысловые работы по ограничению водопритоков в горизонтальной скважине № 1Г Барьязинского нефтяного месторождения (Республика Башкортостан) по разработанной технологии с использованием гелеобразующего состава «Белитком». Геофизические исследования, проведенные в ходе промыслового эксперимента, показали подключение ранее неработающих пропластков. Отмечено снижение темпа роста обводненности и некоторое повышение дебита по нефти.

Содержание работы отражено в следующих печатных работах:

1. Ленченков Н.С. Лабораторные исследования физикохимических свойств гелеобразующих композиций на основе алюмосиликатного реагента для технологии повышения нефтеотдачи пластов / Н.С. Ленченков, М.К. Рогачев // Нефтегазовое дело.-2009.Т.7.-№ 1.- С. 167-171.

2. Ленченков Н.С. Экспериментальные исследования по оценке эффективности состава «Белитком» для ограничения водопритоков к нефтяным скважинам // Cб. научных трудов международной научнопрактической конференции «Drilling Oil Gas». –Краков (Польша),2008.С. 433-438.

технологии ограничения водопритоков в горизонтальных нефтяных скважинах / Сб. тезисов докладов международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и приемственность».- М.:

ООО «ВНИИГАЗ», 2008.-С. 108.

горизонтальных скважин гелеобразующими технологиями в высоконеоднородных нефтяных коллекторах/ Н.С. Ленченков, М.К. Рогачев // VIII Конгресс нефтегазопромышленников России.- Уфа, 2009.- С.247-249.

5. Ленченков Н.С. Оптимизация режимов работы скважин, как результат проведения геолого-технического мероприятия (ОПЗ) / Н.С. Ленченков, Ю.В. Зейгман// Тезисы докладов 57-й научнотехнической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.Уфа: УГНТУ, 2006.- С. 32.

6. Ленченков Н.С. Experimental investigation of gelling composition for optimization of parameters of reservoir recovery enhancement technology// Н.С. Ленченков, М.К. Рогачев// Сб. научных трудов международной научно-практической конференции «New developments in Geoscience, Geoengineering, Metallurgy and Mining Economics».-Фрайберг (Германия), 2007.-C. 28-31.

гелеобразующих композиций для условий Красноярского месторождения / Н.С. Ленченков, В.П. Чернышов // Интервал.-2003.С. 89-91.

8. Ленченков Н.С. Перспективы применения гелеобразующих композиций на основе алюмосиликата в горизонтальных скважинах Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения / Н.С. Ленченков, М.К. Рогачев // VII Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела».-Уфа, 2006.- С. 84-85.