«Ягафаров А.К., Клещенко И.И, Зозуля Г.П. Овчинников В.П. ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ Допущено Учебно-методическим ...»

По спектрам электромагнитной шумометрии (в сравнении с сигналами акустической спектральной шумометрии) разделяют шумы, вызванные заколонным движением воды, от шумов фильтрации нефти и газа. Кроме того, заколонные движения воды интенсивностью выше 5 м /сут могут быть разделены при использовании прибора, имеющего прямой ( см) и обратный (25 см) зонд метода наведенной активности по кислороду (типа КНАМ), а также при использовании MB или ИР (по показаниям НК или ГК), если технологией исследований предусмотрена закачка активированного флюида в скважину с негерметичным ЦК.

Системный характер данных исследований состоит в необходимости выявления заколонных циркуляций (особенно с большими расходами) как можно в большем количестве объектов, где они имеют место. Это позволит своевременно принять меры как по проведению РИР с целью ликвидации выявленных перетоков, так и учесть при гидродинамическом моделировании существующие между залежами массопереносы флюидов.

Обеспечение оценок фнльтрационно-емкостных свойств и энергетики пласта. Совместно с комплексами ПГИ могут выполняться исследования по методике ГДИС. Результаты этих измерений помогают оценить в скважинах текущие режимы работы пласта, его продуктивность, наличие скин-фактора (зон кальматации или трещин) в ближней зоне, а также выйти на оценку проницаемости дальней зоны, определить пластовое давление, а при длительном замере даже и типа резервуара вокруг скважины. Все это делает технологии ГДИС незаменимыми при мониторинге эксплуатации пласта и скважины.

3.3 Методы изучения «приток-состава» в обсаженной скважине К методам оценки «приток-состава» («потокометрия») относятся методы ПГИ, предназначенные для определения сугубо эксплуатационных параметров работающих пластов и скважины в целом (расходометрия (РМ), термометрия (ТМ), барометрия (БМ), методы оценки состава в стволе (ВЛ, ПЛ, РИ, ТИ, СОА), шумометрия (ШИ и ШС), а также КНАМ (при определении интенсивности и направления перетока (движения) воды). Данные методы применяются в условиях обсаженных перфорированных скважин с избыточным давлением, режим работы которых обычно включает как динамику, так и статику [3].

В основном модули для оценки «приток-состава» спускают на забой (в зону продуктивных пластов) на геофизическом кабеле или проволоке (автономный прибор) через пространство НКТ, вследствие чего имеют место следующие характеристики аппаратуры: комплексная (число одновременно работающих датчиков до 10-15), малогабаритная (диаметры прибора не более 36-42 мм), термо- и баростойкая (рабочие диапазоны соответственно до 80, 120, 145°С и 40, 60, 80МПа), способная работать на одножильном кабеле, коррозионно-стойкая (к составу продукции), с центраторами (или без), с открывающимся пакером (или без) и др. Для работы АО на устье используют специальные устройства лубрикаторов.

Помимо АО, спускаемого на забой через НКТ, в ряде регионов успешно используют специально разработанные модули ПГИ уменьшенного диаметра, использующие для спуска межтрубное пространство скважин, как правило, оборудованных ШГН. Примером такой аппаратуры является комплекс «АГАТ-28» с модулями методов: расхода («РН-28»), РИ («МРИ-28»), ТМ, МН, ВЛ, ГК, ЛМ. Дополнительной решаемой задачей для указанного комплекса является выявление мест негерметичностей ЭК (по методу РИ) [3].

Расходометрия механическая (тахометрия) предусматривает определение скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты [3]. Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка, обороты вращения которой преобразуются в регистрируемый электрический сигнал. На практике используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние – только для измерения потоков жидкости. Регистрацию данных производят либо в непрерывном, либо в поточечном (замеры «по точкам») режимах.

Механическая расходометрия является количественным методом определения скорости потока и оценки интенсивности притока (поглощения) в работающих прослоях, хорошо выделяет работающие интервалы в высокодебитных скважинах. При стабильном притоке более 15-20 м3/сут.

возможно применение механических расходомеров со складными вертушками (например, «Sondex»). Разработаны приборы с более высокой чувствительностью (модуль «Гранат-Р»).

Этот метод является прямым для выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов (приемистости) в нагнетательных скважинах, для оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах, определения поинтервальных и суммарных дебитов, выявления внутриколонных перетоков.

Измерения выполняют в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах. Ограничения метода заключаются в недостаточной чувствительности датчиков в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола. Существуют также ограничения по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или других сужений.

Механическую расходометрию комплексируют с термокондуктивной и другими методами изучения приток-состава.

Для исключения неоднозначности значение аппаратурного коэффициента обычно уточняют непосредственно по результатам скважинных измерений. Применяют два таких способа калибровочных измерений:

• сопоставление значений дебитов, измеренных в отдельных точках ствола с помощью расходомера, с суммарным дебитом скважины;

';

• регистрацию в зоне постоянного потока в НКТ серии расходограмм, отличающихся скоростью и направлением записи (в условиях стационарных режимов потока).

Первый способ применяют для фонтанных скважин со стабильным высоким расходом (скорости потока более 0.5-1 м/с).

Второй способ используется в малодебитных скважинах, в которых скорость потока не превышает 0.5 м/с.

Описанный способ не являются высокоточными. Могут наблюдаться расхождения по сравнению с истинными в пределах 20%. Обычно способом контроля качества расходограмм является сопоставление основной и повторной (дублирующей) записей.

Помимо обычных операций в процессе обработки производят построение интегральной расходограммы, характеризующей изменение дебита или расхода по всему интервалу притока (приемистости), а также построение дифференциальной расходограммы, характеризующей величину притока (приемистости) на единицу толщины пласта.

Расходометрия термокондуктивная (термоанемометрия ТА) – индикаторный метод для выделения работающих интервалов, основан на применении устройства термоанемометра в качестве индикатора движения и состава флюида [3].

Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров является датчик – резистор, нагреваемый электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Набегающий поток флюида охлаждает датчик, изменяя его активное сопротивление. Непрерывная кривая терморасходометрии представляет собой изменение этого сопротивления. Характеристика преобразования термоанемометра нелинейная, поэтому его чувствительность падает с увеличением скорости потока.

Измеряемая величина – электрическое сопротивление (или перепад температур). Метод комплексируют с другими методами оценки приток-состава.

Метод применяют для выявления интервалов притоков или приемистости флюидов, установления негерметичности обсадных колонн в работающих и остановленных скважинах для оценки разделов фаз в стволе скважины. Исследования мало информативны при многофазном составе притока.

Ограничением метода является возможность интерпретации данных только на качественном уровне; вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения, температуры среды и мощности нагревателя. Тем не менее, при однородном потоке допускаются приближенные оценки относительных расходов для совместно работающих интервалов.

Основным видом измерений прибора является непрерывная регистрация, дополнительным – измерение в точках. Основное и контрольное (дублирующее) измерения выполняют по всему исследуемому интервалу.

При этом: для выделения интервалов притоков или приемистости перфорированных пластов исследуемый интервал включает как эти пласты, так и прилегающие к ним зоны; негерметичность обсадной колонны устанавливают в неперфорированных интервалах ниже лифтовых труб; для выявления перетоков по стволу скважины измерения проводят между перфорированными пластами в остановленной скважине в процессе и после остановки работы скважины.

Критерии качества: воспроизводимость основного и контрольного измерений в зоне отдающих интервалов должна сохраняться по конфигурации и по абсолютным значениям приращений в начале и конце записи на одних и тех же глубинах; вне интервалов перфорации и при нестабильной работе скважины допускается превышение погрешностей флуктуации до двух раз; расходограммы могут не повторяться в нестабильно фонтанирующих или поглощающих скважинах, особенно в скважинах с глубинно-насосной эксплуатацией.

Барометрия изучает поведение давления во времени или градиента давления по стволу скважины [3]. Метод применяют для определения значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты, определения гидростатического градиента давления, оценки плотности и состава неподвижной смеси, оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси (совместно с другими методами оценки приток-состава).

Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры, структуры газожидкостного потока.

Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяются на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Преобразователи давления могут быть пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), а также струнного и мембранного типов.

Дистанционные приборы метода барометрии должны удовлетворять следующим требованиям: диапазоны измерений – 10; 25; 40; 60 и МПа; чувствительность преобразователей давления – 0.001-0.05 МПа;

основная относительная погрешность измерения – ±0.25% или ±0.5%.

Прибор (модуль) с датчиками давления комплексируют с другими датчиками методов оценки «притока-состава», а также ГК, ЛМ (для привязки к разрезу).

Регистрацию изменения давления как функции времени производят при флуктуационных измерениях либо при гидродинамических исследованиях пластов (регистрация кривой притока КП, кривых изменения давления – КВД, КВУ и т.п.).

Метод термометрии заключается в изучении естественных и искусственных тепловых полей в скважине. Измеряемая величина – температура (разность температур) – в градусах Цельсия (°С).

Естественные тепловые поля обусловлены региональными процессами тепломассопереноса в недрах Земли. Измерения параметров естественных полей выполняют в неработающих или длительно простаивающих скважинах с целью определения естественной температуры пород и геотермического градиента, изучения региональных гидрогеологических процессов и пр.

Искусственные тепловые поля связаны с нарушением естественного температурного режима массива горных пород вследствие строительства и ремонта скважин, а также эксплуатации скважин и пластов. Измерения выполняют преимущественно в действующих и кратковременно простаивающих эксплуатационных скважинах, а также в строящихся скважинах в процессе и непосредственно после окончания операций по промывке ствола, цементирования и т.п. Специальным предметом изучения являются искусственные поля в интервалах заколонных перетоков, пластов, дренируемых соседними скважинами и пр. Подобные исследования могут быть выполнены и в неработающих скважинах.

Измерения искусственных полей ведут для: оценки технического состояния обсаженных скважин: определения высоты подъема цемента;выделения интервалов затрубных перетоков; контроля интервалов перфорации; исследований герметичности обсадных колонн и фонтанных труб; сопровождения процесса эксплуатации скважин в комплексе с другими методами определения «приток-состава»: выделения интервалов и профилей притоков и приемистости; установления обводненных интервалов в добывающих скважинах; прослеживания температурного фронта закачиваемых вод; определения интервалов внутриколонных перетоков; контроля за внутрипластовым горением, паротепловым воздействием и термозаводнением [3].

Геотермические исследования проводят только на спуске прибора после пребывания скважины в покое не менее 10 суток. В скважине -не должно быть перелива, газопроявлений, затрубного движения. При определении естественной температуры необходимо: провести измерения на ряде глубин при неподвижном термометре; выполнить не менее двух повторных измерений по всему стволу с интервалом времени между ними не менее суток.

Следует иметь в виду, что даже при выполнении перечисленных требований в скважине могут наблюдаться локальные аномалии, обусловленные предшествующей работой скважины и вмещающих пластов. В длительно простаивающих бурящихся скважинах такие аномалии характерны для интервалов каверн и поглощающих фильтрат бурового раствора коллекторов. В простаивающих строящихся и эксплуатируемых скважинах аномалии связаны главным образом с предшествующей работой коллекторов, а также с интервалами аномальной теплопроводности. В качестве последних чаще всего выступают глинистые пласты, а также интервалы каверн. Такие аномалии могут сохраняться на термограмме, спустя несколько месяцев или даже лет после возникновения. Они являются основной помехой для выявления и оценки по геотермограмме межпластовых перетоков.

Для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной измерения проводят от устья до забоя скважины после затвердевания цемента, но не позже, чем через двое суток после цементирования колонны для нормально схватывающихся цементов и через 15-20 часов для быстросхватывающихся цементов. Оптимальное время исследований для нормально схватывающихся цементов – через 15-30 часов после окончания заливки. Запрещается проведение любых работ в скважине перед измерениями во избежание нарушения температурного режима.

Для определения интервалов перфорации измерения проводят на спуске и подъеме прибора непосредственно после перфорации, захватывая выше интервала перфорации участок глубин протяженностью не менее 50м. Температурная аномалия, образованная горением зарядов перфоратора, «расплывается» в течение 1-2 суток. Эффективность выделения максимальна для бескорпусных перфораторов.

При определении мест негерметичности обсадных колонн и лифтовых труб термометрию комплексируют с методами комплекса оценки «приток-состава» (ПГИ).

В случае хорошей приемистости регистрируют термограммы в процессе закачки в нее воды под давлением, в случае низкой приемистости – после снижения уровня жидкости в скважине. Выполняют серию измерений: в остановленной скважине (фоновое); после (в процессе) закачки воды в скважину или после снижения уровня в ней.

Измерения в эксплуатационных скважинах ведут одновременно с измерениями других методов ПГИ. Решаемые задачи: выделение интервалов притока и приемистости, определение местоположений отдающих пластов и установление обводненных интервалов в добывающих скважинах, прослеживание температурного фронта закачиваемых вод, определение интервалов перетоков, мест нарушения эксплуатационных колонн и лифтовых труб.

Обязательна выдержка скважины перед выполнением фонового замера в течение не менее одних суток после остановки скважины.

В режиме притока регистрируют серию термограмм (не менее трех), первую из которых – непосредственно после вызова притока, вторую – через 1-1.5 часа после первой, затем через 2-3 часа проводят следующие замеры. Общее время наблюдений за формированием аномалии дроссельного эффекта зависит от дебита скважины и должно быть не менее 10 часов при дебите более 10 м3/сут и не менее 20 часов при меньших дебитах.

Диэлькометрическая влагометрия (диэлькометрия) основана на изучении относительной диэлектрической проницаемости флюидов в стволе скважины.

Метод чувствителен к содержанию в нефти воды любой минерализации. Наиболее благоприятные условия для выделения обводненных интервалов — начальная стадия обводнения продукции (первые проценты воды в нефти) [46].

Применяют для определения состава флюидов в стволе скважины, выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей, установления мест негерметичости обсадной колонны и при благоприятных условиях – для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной или газовой скважине.

При объемных содержаниях воды в продукции свыше 40-60% метод плохо реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.

Влагометрия комплексируется с другими методами оценки «притоксостава».

Точечные измерения выполняют в тех же точках, что и измерения расходомером, включая аномальные участки, выделенные по результатам непрерывных измерений влагомером. На каждой точке проводят не менее трех измерений с последующим расчетом среднего значения. Для учета структуры потока применяют многодатчиковые влагомеры.

Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости (без учета температурной поправки и поправок за структуру потока).

Гамма-гамма плотнометрия («плотностеметрия») согласно принятых ГОСТ [3]) основана на изучении плотности флюидов в стволе скважины с помощью гамма-излучения, рассеянного от стационарных (ампульных) источников «мягкого» низкоэнергетического излучения.

Для определения состава (плотности) применяют жидкости в стволе скважины; выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии). Ограничения заключаются в зависимости показаний от состава многофазной продукции, особенно – структуры потока флюида в стволе скважины, а также в необходимости строгого соблюдения правил техники радиационной безопасности.

При неустойчивых режимах работы скважины (пульсирующем, с разделенными структурами многофазного потока и т.п.) воспроизводимость измерений проверяют по записи в зумпфе ствола скважины.

При первичной обработке привязку результатов измерений по глубине и учет естественного гамма-излучения пород производят по кривой ГК, которую регистрируют отдельным каналом плотностемера или модульной сборки.

Резистивиметрия (РИ) – основной количественный метод для определения минерализации воды. Индукционная резистивиметрия основана на измерении удельной электропроводности жидкостной смеси в стволе скважины методом вихревых токов, что позволяет производить оценки параметров не контактным, а дистанционным (объемным) способом измерения.

Метод применяют для определения состава флюидов в стволе скважины, выявления в гидрофильной среде интервалов притоков воды (включая притоки слабой интенсивности), оценки солености скапливаемой на забое воды, установления мест негерметичности колонны, разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий, а также капельной и неточной структур течения для гидрофильной смеси [3].

Прибор комплексируют с другими модулями ГИС-контроля в единой сборке методов оценки «приток-состава».

Непрерывные измерения выполняют на спуске в интервалах перфорированных пластов с перекрытием на 20м прилегающих к ним участков.

Повторное измерение выполняют по всей длине исследуемого интервала.

Токовая резистивиметрия (TP) В настоящее время для оценки состава продукции в скважине широко используются современные датчики электрической проводимости типа «FCIT», Schlumberger [3]. Такие датчики предназначены для измерения в очень ограниченном объеме пространства скважины (размер чувствительного элемента «FCIT» зонда «FloView» всего 1мм) удельного электрического сопротивления среды заполнителя ствола, а также оценки истинного объемного содержания компонент потока (разделение воды от углеводородов).

Определение объема всего сечения потока достигается за счет применения в измерительном приборе не одного, а сразу нескольких аналогичных по устройству датчиков.

Применяется токовый (контактный) резистивиметр и в некотором отечественном АО (например, в «СГДК», где с помощью датчика в газовых обводняющихся скважинах в стволе может быть выделен приток жидкого газового конденсата из отдельных газоносных толщин).

3.4 Планирование и организация системы мониторинга разработки месторождения Одной из целей системных исследований пластов и скважин является учет уже полученных ранее результатов ПГИ-ГДИС при составлении программ последующих исследований. Таким образом, оптимально, если в сервисном и на добывающем предприятиях при планировании новых исследований действует эффективная обратная связь, учитывающая результаты ПГК как в конкретных скважинах, так и с учетом всей системы геомониторинга. Основным условием осуществления системного контроля является наличие согласованного плана исследований между проектирующими, добывающими и геофизическими организациями. Этим планом предусматривается система мероприятий, содержащая четкую формулировку задач по контролю, способы их решения, периодичность исследований. Многообразие особенностей геологического строения месторождений, типов залежей, систем разработки исключает возможность единого подхода при планировании системных исследований.

Выбор скважин для проведения комплексов ПГИ-ГДИС осуществляется с учетом особенностей распределения коллекторов и типов разрезов, расположения нагнетательных скважин, доступности скважин для исследований. Так, для исследования глубинными приборами доступны в основном фонтанные и газлифтные скважины, а скважины с ЭЦН и ШГН требуют определенной корректировки в конструкции ГНО.

В ГС стандартный комплекс ПГИ малоэффективен и требует привлечения специальных технических и технологических средств.

Опорная сеть скважин выбирается в зависимости от задачи, для решения которой она используется, и может меняться во времени и по площади.

Периодичность исследований для каждой залежи может отличаться и устанавливается по результатам, которые были получены для сходных месторождений или имеющегося объема информации. Периодичность исследований во времени, в зависимости от сложностей геологического строения, может меняться. Планирование комплексного контроля разработки промысловыми и геофизическими методами производится в соответствии с техническим заданием утвержденных в установленном порядке проектных технологических документов, проектной организацией, добывающей компанией и ее территориальными производственными предприятиями.

Разработчики технического задания обязаны принимать непосредственное участие в контроле за выполнением их требований по различным направлениям исследований, равно как и супервайзерская служба добывающей компании. Работы по промыслово-геофизическому контролю разработки на месторождении организуются территориальными производственными предприятиями добывающей компании (ТПДН). Для проведения как скважинных, так и лабораторных исследований, помимо подразделений добывающей компании, могут привлекаться на условиях подряда специализированные сервисные организации («исполнитель», «подрядчик»), имеющие лицензию Госгортехнадзора на право ведения соответствующего вида деятельности и удовлетворяющие по качеству исследований «заказчика» работ.

Перед началом выполнения ПГИ сервисная компания должна получить от «заказчика» надлежащим образом оформленную заявку на исследования скважины с указанием всей необходимой для подготовки к исследованиям информации. При отсутствии каких-либо данных, предусмотренных в форме заявки, сервисная компания имеет право потребовать от заказчика их оперативного предоставления и задержать начало выполнения ПГИ. Если заявка была принята без предоставления в ней полной информации об объекте, сервисная компания сама несет ответственность за правильность выполнения ПГИ.

Работы по ГИС-ПГИ-ГДИС-ПВР должны проводиться в присутствии представителя «заказчика». Кроме того, к указанным мероприятиям может привлекаться оборудование или персонал (для вспомогательных работ) «заказчика», если это оговорено технологией полевых работ (при этом общее руководство совместных работ возлагается на «исполнителя», а привлекаемые работники должны пройти необходимый инструктаж по безопасному ведению работ).

Все работы, связанные с повышенной опасностью при пользовании недрами, проводятся на основании лицензий на соответствующий вид деятельности.

Представитель «заказчика» вправе потребовать от «исполнителя»

строгого выполнения требований по обеспечению безопасности работ на скважине, пожарной безопасности, охраны окружающей среды, промышленной санитарии, а при необходимости – запретить дальнейшее выполнение ГИРС. Аварийные ситуации разрешаются при взаимодействии «исполнителя» геофизических работ с «заказчиком» согласно условиям договорных документов с привлечением технических средств обеих.

Полученные при исследованиях первичные материалы ПГИ, ГДИС, ГИС являются собственностью добывающей компании («заказчика») и не могут использоваться или тиражироваться без разрешения компании.

Обработка данных выполняется исключительно на компьютерах с документированием результатов как в цифровом виде, так и при необходимости на бумажных носителях («твердые копии»). Количество экземпляров материалов исследований, передаваемых «исполнителем» (или «соисполнителем») работ на бумажных носителях, предварительно согласовывается с заказчиком.

Применяемые при обработке и интерпретации программные средства должны быть многократно адаптированы, заранее согласованы с «заказчиком» и супервайзером компании, иметь лицензионное удостоверение (например, выданное в РосАПО, РосПатент и т.п.) или быть сертифицированным в ГосОрганах РФ.

Не допускается применение устаревшего программного обеспечения, не обеспечивающего сохранение конечных результатов в общепринятых стандартных форматах. Документирование цифровых массивов и результатов интерпретации по методам ПГИ-ГДИС в обязательном порядке производится в базе данных ГДИС-ПГИ).

Окончательное заключение о полноте и качестве передаваемых «заказчику» результатов выполненных ПГИ-ГДИС может быть выдано супервайзерской службой добывающей компании, либо специализированным подразделением компании, ответственным за анализ и обобщение материалов (в том числе и накопленных в БД) с целью обоснования и информационного обеспечения «Проекта разработки» или другого проектного документа по месторождению.

Стандартное заключение по результатам комплекса ПГИ-ГДИС (направленных на решение задач оценки характеристик работы пластов и скважины) должно содержать данные о:

• интервалах притока (отдельно по каждой фазе);

• параметрах работы фильтра (работающих толщинах);

• профилях притока (приемистости) жидкости или газа;

• пластовом давлении;

• величине депрессии (репрессии);

• гидропроводности, текущей проницаемости, фазовой продуктивности;

• неоднородности объекта эксплуатации (скин-факторе, степени • плотности флюидов в стволе скважины и объемной доле каждого флюида в смеси, заполняющей ствол скважины.

При оценке результативности ГТМ в заключение необходимо отразить как результаты определения эксплуатационных характеристик пласта, так и эффективность проведенных мероприятий по интенсификации:

прирост дебита (удельного дебита), порядок изменений скин-фактора, степени вскрытия, восстановления проницаемости в ближней зоне пласта, параметры трещины ГРП и т.п.

4 ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКУТИВНОСТИ СКВАЖИН

И НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Моделирование газогидродинамических процессов в прискважинной зоне. При вскрытии скважиной более одного блока сетки и в случае заданного дебита дебит между блоками распределяется пропорционально подвижности фазы и разности давлений между блоком сетки и стволом скважины.

Такое распределение особенно важно в продуктивных пластах с малыми связями, когда изменения давления по пластам могут существенно отличаться.

В определенных ситуациях депрессия в одном слое может иметь противоположный знак к депрессии в других вскрытых слоях. В этом случае возникает переток между слоями продуктивного пласта через ствол скважины. Ограничения материального баланса соблюдаются в пределах ствола скважины таким образом, чтобы смесь фаз, текущих вне ствола скважины, соответствовала средней фазовой смеси внутри ствола скважины. Средство моделирования перетока в зависимости от организации программы модели может иметь место либо отсутствовать.

Для течений в скважине с малыми расходами или для коротких вскрытых интервалов задачи в призабойной зоне и в стволе скважины могут решаться независимо.

Для течений в скважине с большими расходами и для достаточно протяженных вскрытых интервалов (например, для горизонтальных скважин) эти две задачи могут быть взаимосвязанными. Действительно, для добывающей скважины приток пластового флюида зависит от давления в стволе скважины. В то же время разность давлений в разных участках скважины может зависеть от скорости течения, т. е. быть связана с притоком. В этих случаях фильтрационная программа должна включать взаимосвязанный расчет течения в пласте и течения в скважине.

Как в призабойной зоне скважины, так и для течения в стволе могут нарушаться основные предположения фильтрационной модели, справедливые для пластовых условий в промежутках между скважинами. Например, при значительном выделении газа (для нефтяных залежей) или конденсата (для газоконденсатных залежей) может быть необходим более точный учет фазовых превращений вблизи или внутри скважины. С другой стороны, при высоких скоростях потока могут сказываться неньютоновские свойства флюида, что приводит к необходимости модифицировать фильтрационный закон.

4.1 Классификация методов воздействия на прискважинную зону пласта Все методы воздействия на прискважинную зону пласта (ПЗП)основаны на знании физико-химических процессов, происходящих в пластах при вскрытии их бурением и при разработке залежей [6, 9].

В зависимости от доминирующих концепций и эффективности применения методов в различных регионах разработано значительное количество классификаций.

Для примера, ниже, излагается классификация методов (с некоторыми изменениями), предложенная Л.Х. Ибрагимовым, И.Т. Мищенко и Д.К. Челоянцем (2000), где авторы разделяют существующие методы на три большие группы.

1. Методы воздействия на прискважинную зону в процессе строительства скважин и вскрытия продуктивных пластов, приводящие к ухудшению их ФЕС.

2. Методы воздействия по интенсификации притока или увеличения приёмистости скважин.

3. Методы воздействия с целью ограничения и изоляции водопритоков.

В таблицах 4.1, 4.2 и 4.3 приведены классификации методов интенсификации притоков и водоизоляционных работ.

Применение ранговой классификации для оценки влияния совокупностей факторов на выбор объектов для интенсификации притоков Совокупность крите- Коэффициент Чупро- Х2, квадратическая Методы интенсификации притоков нефти и газа ГидромеханичеФизико-химические Термические Комбинированные (ГППЩ)) методы сульфосоединения, давлений сквазакачанной в пласт 7. Кавитационно 7. Кислотно-щелочные ГидромеханичеФизико-химические Термические Комбинированные Методы ограничения водопритоков в скважины родных жидкостей высо- ных растворов на вооснове силиката натрия и кой вязкости (мазут окис- дной основе 2. Закачивание гидрофо- 2. Закачивание закупорастворов стиликата набизаторов ривающих суспензий ных растворов на углево- растворимых полиполивиниловых спиртов дородной основе мерных растворов 4. Закачивание гелевых составов на основе кремтрёхфазных пен нийорганики 5. Составы на основе, пролифинилэтоксисило- 5. Закачивание вязкоусанов, силиконатов на- пругих систем (ВУС) трия и этилсиликатов 6. Составы на основе от- 6. Закачивание водоходов нефте – и лесохи- нефтяных гидрофильмического производства ных эмульсий 7. Закачивание водонефтяных гидрофобных эмульсий 4.2 Геолого – геофизические критерии выбора объектов интенсификации притоков нефти и газа Основным критерием при выборе объектов интенсификации притоков является наличие достоверной геолого-промысловой информации, полученной в процессе их испытания, как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине, а также их сопоставляемость с результатами интерпретации материалов геофизических исследований скважин.

Анализ геолого-промысловых условий вскрытия и возбуждения пластов, физико-литологических свойств коллекторов, а также свойств объекта испытания по материалам ГИС позволил выделить основные планировании работ по интенсификации притоков нефти из факторы при продуктивных отложений неокома на месторождениях Западной Сибири.

1. Значение геофизического параметра пс.

2. Степень нефтенасыщенности коллекторов – Кн.

3. Наличие скин-эффекта (зоны проникновения) в прискважинной 4. Объем карбонатно-глинистого цемента – Vц.

5. Минералогический состав глинистого материала.

6. Начальная продуктивность скважины.

Анализ результатов гидродинамических методов исследований разведочных скважин месторождений Среднеобской нефтегазоносной области показал наличие скин-эффекта в прискважинной зоне пласта. При испытании малодебитных непереливающих скважин скин-эффект можно обнаружить в процессе опробования пласта пластоиспытателями на трубах. При сопоставлении результатов испытания объектов в открытом стволе и в обсаженной скважине видно, что значения параметров пласта, найденные по результатам испытания объекта в колонне, ниже, чем параметры, определенные при испытании в открытом стволе.

Учитывая такое снижение связи пласта со скважиной, можно предположить: если во время его испытания при помощи КИИ приток незначителен, то при испытании данного объекта в обсаженной скважине можно не получить притока пластового флюида без дополнительных затрат и времени при условии, что объект в открытом стволе испытывался при соблюдении технологического режима, необходимого для данного типа коллектора.

На объекты с прискважинной зоной пласта с повышенной проницаемостью необходимо планировать методы интенсификации, способствующие увеличению первоначальной проницаемости пласта. При отсутствии таких данных скин-эффект рекомендуется выявить по результатам ГИС (наличие зоны проникновения).

Значение геофизического параметра aпс определяется по материалам ГИС.

Коэффициент нефтенасыщенности определяется также по материалам геофизических исследований по вышеприведенной методике.

Объем глинистого цемента можно определить из корреляционных зависимостей, выявленных Е.И. Леонтьевым (1975) и В.Х. Ахияровым (1981), а его минералогический состав – по данным рентгеноструктурного анализа.

Для выяснения наиболее тесно связанных факторов, оказывающих максимальное влияние на выбор объектов для интенсификации притоков, проводится ранговая классификация (Мирзаджанзаде А.Х., 1977).

Выяснилось, что максимальное влияние на выбор объекта и способа интенсификации притоков будут иметь параметры в совокупности (по степени убывания): Кн – S; пс – S; Кс – Vц; пс – Кн (таблица 4.3).

Интенсификация притоков из низкопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов. Наиболее распространённым методом интенсификации притоков из низкопроницаемых коллекторов являются кислотные обработки ПЗП. Об этом свидетельствуют многочисленные научные публикации отечественных и зарубежных исследователей.

Лабораторные исследования показали достаточно высокую эффективность воздействия соляно-кислотных и глино-кислотных отработок на проницаемость кернов из нефтяных месторождений Западной Сибири. В процессе исследований изучалось не только изменение проницаемости, но и минералогического состава цементирующего материала. Положительные результаты лабораторных исследований позволили провести работы по обработке ПЗП стандартными кислотными растворами в скважинах.

В процессе проведения соляно-кислотных обработок ПЗП пласта АВ21-2 Самотлорского месторождения в ПО Нижневартовскнефтегаз получены следующие результаты. Так на скв. 3985 до проведения СКО дебит составлял 4,5 т/сут, после обработок скважина в течение месяца работала с дебитом 52 т/сут, затем дебит снизился до 5 т/сут.

4.3 Эффективность применения методов ОПЗ на месторождениях Западной Сибири В 2006г на добывающем фонде скважин месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» проведено 68 мероприятий по физико-химическому воздействию с целью очистки прискважинной зоны (ОПЗ). В 2 случаях из 68 при проведении обработок ПЗП использовалась технология ГКО, а в остальных случаях (66 скв-опер. и 97%) – технология НПП «Гелий». Последняя технология на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» успешно применяется с 2000 г., и за 7 лет с ее использованием проведено 598 обработок (11% мероприятий выполнили в 2006г).

В результате ОПЗ, проведенных на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» в 2006 г., дополнительно получено 47717 т нефти, удельный эффект составил 701.7 т/скв-опер. (таблица 4.4). Технологическая успешность проведенных мероприятий по ОПЗ – 100%. Для большинства операций эффект от обработок продолжается, в среднем продолжительность эффекта в 2006 году составила 4 месяца.

Соотношение по количеству скважино-операций составляет 49% – в бездействии, 51% – действующие. Однако, дополнительная добыча от операций, проведенных на действующем фонде в 1.8 раз больше (30851т), чем выполненных на скважинах при выводе из бездействия, пьезометра или консервации (16866т).

Наибольшая дополнительная добыча нефти от проведения ОПЗ наблюдается на скважинах № 1022 Локосовского (8364 т) и № 332 Поточного (4895т) месторождений. При этом в первом случае скважина на момент проведения ОПЗ находилась в действующем фонде и прирост дебита нефти и жидкости составил 25.5 т/сут и 21.4 т/сут, соответственно, а снижение обводненности равно 55%. На второй скважине (№ 332) операция ОПЗ выполнялась при выводе из бездействия, и прирост дебита нефти и жидкости составил 20.1 т/сут и 28.6 т/сут, соответственно.

На каждой из этих скважин помимо проведения мероприятий по очистке ПЗП проводилась смена насоса с ШГН на ЭЦН (такие смены проводились также еще на 23 скважинах).

Таким образом, такая высокая эффективность от проведения ОПЗ включает в себя дополнительную добычу от работ по проведению мероприятий по оптимизации работы скважинного оборудования.

В результате проведенных 18скв-операций ОПЗ в 2006 году на Нивагальском месторождении было получено 6163 т (342.4т/скв-опер) дополнительно добытой нефти. Все обработки выполнялись на объектах АВ1/ (13скв-опер.) и АВ1-2 (5скв-опер.). Технологическая эффективность на объекте АВ1/3 составила 5162т (397т/скв-опер.), на объекте АВ1-2 – 1001 т (200.2т/скв-опер.).

Из 18 ОПЗ 17 было выполнено по технологии НПП «Гелий», а одна обработка – по технологии ГКО.

При этом 56% обработанных скважин на момент проведения ОПЗ находились в бездействии. Однако, дополнительная добыча, полученная на действующих скважинах составила 70% от общего количества дополнительно добытой нефти на месторождении в 2006 году.

Технологическая эффективность от 17 скв-операций, выполненных на Урьевском месторождении в 2006 г. равна 10216т (600.9т/скв-опер). Количество ОПЗ на скважинах в бездействии составляет 8скв-опер., на действующих скважинах – 9скв-опер. Распределение же объемов дополнительно добытой нефти неравномерно. Технологический эффект от ОПЗ, проведенных на действующих скважинах больше в 1.7 раз величины дополнительной добычи, полученной на скважинах, выводившихся из бездействия.

В 2006 г на Южно-Покачевском месторождении было выполнено скв-опер. по воздействию на ПЗП. Эффект от проведенных ОПЗ составил 5712т нефти (439.4т/скв-опер.). Все проводимые мероприятия выполнялись на группе объектов АВ: Дополнительная добыча распределилась следующим образом: АВ1 – 521 т (521т/скв-опер.), АВ1-2 – 1281т (427т/ скв-опер.), АВ2 – 3910т (434т/скв-опер.). Все ОПЗ проведены по технологии НПП «Гелий».

Основной объем ОПЗ выполнен на действующих скважинах (69%), и соответственно эффект от проведенных операций составил 5102т (566.9т/ скв-опер.). Четыре очистки ПЗП проведены при выводе скважин из бездействия, и количество дополнительно добытой нефти составило 610т (152.5т/скв-опер.).

Дополнительная добыча нефти в 2006 г на Поточном месторождении от проведенных 11 ОПЗ составила 12759т (1159.9т/скв-опер.). В 55% случаев операции выполнялись при выводе скважины из бездействия. Однако, технологический эффект от этих обработок в 2.3 раза больше величины дополнительно добытой нефти от проведенных ОПЗ на действующих скважинах.

Основное количество ОПЗ проводились на объекте АВ1 (82%), и величина эффекта от мероприятий на данном пласте составила 11309т (1256.5т/ скв-опер.). Остальные операции по очистке ПЗП (2 скв-опер.) приходятся на объект БВ6 Поточного месторождения (1450т, 725т/скв-опер.).

Все ОПЗ проведены по технологии НПП «Гелий».

В результате 6 скв-операций, выполненных на Локосовском месторождении в 2006 году, было получено 12184т (2030.7 т/скв-опер.) дополнительно добытой нефти. Все мероприятия по очистке ПЗП проводились по технологии НПП «Гелий».

После проведения на 4-х действующих скважинах ОПЗ, было получено 11160т дополнительно добытой нефти (2790.0т/скв-опер.), а эффект от ОПЗ, которые выполнялись при выводе скважин из бездействия (2 сквопер.) составил 1024т (512.0т/скв-опер.).

Объектами проведения операций послужили два пласта: АВ2 (2 сквопер.) и БВ6 (4 скв-опер.). Но, значение технологического эффекта от обработок на объекте АВ2 составило 9959т (4979.5т/скв-опер.), когда величина дополнительно добытой нефти на объекте БВ6 равна 2225т (556.3т/скв-опер.).

На Лас-Еганском месторождении в 2006 г было выполнено всего три скв.-операции. Эффект от проведенных операций составил 683т. При этом использовалась единая технология: НПП «Гелий». Все проведенные обработки выполнялись при выводе скважины из бездействия. Объектами ОПЗ являлись группа пластов АВ: Распределение объемов дополнительной добычи по пластам следующая: пласт АВ1 – 541т (541т/скв-опер.);

пласт АВ1-2 – 142т (71т/скв-опер.).

Несмотря на небольшое количество проведенных мероприятий на Поточном и Локосовском месторождениях (11скв-опер. и 6 скв-опер., соответственно), наибольшая удельная эффективность оказалась на этих месторождениях (рисунок 4.1).

Наиболее высокие значения дополнительной добычи отмечаются на объектах АВ1 Поточного месторождения (11309т), АВ13 Нивагальского (5162т) и Урьевского (9918т) месторождений и АВ2 Локосовского (9959т) месторождения.

Таким образом, в процессе проведения мероприятий по ОПЗ получены следующие результаты:

• за счет физико-химического воздействия дополнительно получено 47717 т нефти, удельный эффект составил 701.7 т/скв-опер.;

• технологическая успешность проведенных мероприятий по ОПЗ • продолжительность эффекта – в среднем 4 мес. Для большинства операций эффект от обработок продолжается;

• наибольшая дополнительная добыча нефти от проведения ОПЗ наблюдается на скважинах № 1022 Локосовского (8364т) и № 332 Поточного (4895т) месторождений. При этом обводненность в первом случае (действующая скважина) снизилась на 55%, во втором – при выводе из бездействия, прирост обводненности составил 30%.

Доп. добы ча, т Рисунок 4.1- Распределение количества дополнительной добычи нефти и удельной эффективности ОПЗ на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» в 2006 г 4.4 Геолого – геофизическое обоснование выбора объектов и способов интенсификации притоков Исследования ученых в области изучения процессов, происходящих в прискважинной зоне пластов при вскрытии их бурением, а также результаты испытания скважин в открытом стволе и в эксплуатационной колонне позволили геолого-геофизическую модель объекта превратить в трехмерную [6,9].

В обобщенном виде она представлена в таблицах 4.5, 4.6.

Трехмерная модель включает в себя три группы признаков:

• фильтрационно- емкостные свойства коллекторов;

• степень подвижности связанной воды и остаточной нефти и нефтенасыщенность по высоте залежи;

• состояние прискважинной зоны пластов при вскрытии их бурением, а также в обсаженном стволе в процессе испытания.

Обобщенная характеристика элементарных ячеек матрицы трехмерной модели геологического объекта исследования Характери- Вскрытие пластов бурением. Влияние типов буровых растворов на свойства ПЗП Класс Выбор способа воздействия на продуктивные пласты в зависимости от литологического типа коллекторов копроницаемые коллекторы;

• воздействие кислотными, глинокислотными растворами на прискважинную зону объектов, имеющих значения амплитуды собственной поляризации пс = 0,5-0,7 т.е. на коллекторы средней проницаемости.

Разработаны также конкретные способы воздействия для случая, когда объект испытания расположен в непосредственной близости к ВНК (таблица 4.7).

Границы эффективного применения различных способов воздействия на прискважинную зону пласта ние объекта ис- ные свойства Нижняя часть щения Верхняя часть повышенного со- Среднепроница- 0,5- 4,8 -8 +---держания оста- емый 0, точной нефти Низкопроница- 0,5 4,0 -12 +---емы Примечание:

1. Освоение при высокой забойной депрессии в сочетании с форсированными отборами с целью подтверждения характера насыщения.

2. Освоение при забойной депрессии до 3,5 МПа с целью получения притока нефти при отсутствии скин-эффекта в прискважинной зоне.

3. Освоение при высокой забойной депрессии в сочетании с форсированными отборами с целью существенного увеличения притока нефти в случае, когда при первоначальном опробовании получен приток пластовой воды с небольшим содержанием нефти.

4. Воздействие на прискважинную зону кремнийорганическими соединениями с целью подавления течения связанной воды, ликвидации притоков подошвенных вод, зональных и межпластовых перетоков и получения промышленного притока нефти.

5. Воздействие на прискважинную зону с целью получения притока нефти и подтверждения характера насыщения: после технологической выстойки – повторной перфорацией или повторным применением ПГД – БК на прискважинную зону объектов, имеющих значение амплитуды собственной поляризации от 0,15-0,20 до 0,50-0,70, т.е. на низкопроницаемые коллекторы и частично коллекторы средней проницаемости при обязательном отсутствии твердой фазы в составе рабочих жидкостей.

4.5 Исследование геофизическими методами зон техногенной трещиноватости, возникающей после ГРП В этом разделе рассмотрены результаты изучения техногенной трещиноватости в геосреде, возникающей после ГРП, на примере уникальных комплексных геофизических и промыслово – геологических исследований на Ермаковском нефтяном месторождении Западной Сибири [11,12]. В составе комплекса использовались методы акустического широкополосного каротажа (АКШ), сейсмолокации бокового обзора (СЛБО), регистрации сейсмической эмиссии в скважине (СЭ) и определения светопоглощения нефти (КСП).

Комплексирование указанных методов позволило получить характеристики вновьобразованной техногенной трещиноватости в прискважинной зоне и на удалении до 1км. Выполненные наблюдения в режиме мониторинга позволили оценить динамику формирования зону техногенной трещиноватости в процессе ГРП и её релаксации в течение 1,5 месяца после ГРП, а также влияние этой зоны на изменение поля трещиноватости на исследуемой площади.

В результате выполнения комплексных исследований получены ценные практические результаты (размеры, направление, интенсивность, структура зоны техногенной трещиноватости), которые могут быть использованы при разработке месторождения. Установлено, что трещиноватость в геосреде является открытой термодинамической системой, организованного хаоса, которая находится в состоянии неустойчивого равновесия (происходит из – за постоянной подкачки геосреды энергией и флюидами извне. За счёт диссипации энергии и флюидов происходит усложнение геосреды и внутреннее перераспределение, которое приводит к изменению структуры поля напряжённого состояния геосреды, напрямую влияющее на изменение поля трещиноватости).

Оперативный контроль изменения поля трещиноватости создаёт предпосылки для разработки технологии управления процессом изменения трещиноватости в продуктивных пластах за счёт изменения пластового давления.

После выполнения ГРП в продуктивном пласте образуется зона с аномальными ФЕС. Полости вновь образованных трещин – зоны техногенной трещиноватости (ЗТТ) искусственно закрепляются. Важным моментом является время существования ЗТТ. Только при идентичности свойств породы и проппанта, закрепленная трещина может существовать месяцы или даже годы.

Изучение ЗТТ осуществляется комплексом геофизических и промыслово – геологических методов изучения ЗТТ, возникшей поле проведения ГРП. Комплексные методы включают:

• геофизические измерения в скважинах методами – АКШ до и после ГРП, регистрация сейсмической эмиссии скважинным прибором ВСП в процессе ГРП;

• геофизические измерения на дневной поверхности методом сейсмической локации бокового обзора (СЛБО) до и после ГРП.

В результате выполненных исследований АКШ до и после ГРП в скважине 3546 Ермаковского месторождения установлена техногенная трещиноватость в интервале 2525 – 2544м.

В процессе ГРП в зоне воздействия существенно возрастает сейсмическая эмиссия, за счёт кардинального изменения пластового давления, что в свою очередь приводит к перераспределению векторов напряжения, действующих на скелет горный породы. В результате, созданная ЗТТ находится в состоянии неустойчивого равновесия. Регистрация сейсмической эмиссии в процессе ГРП проводится для оценки динамики формирования зоны трещинообразования скважинным прибором ВСП в скважине, расположенной около 3км в удалении от основной скважины. В результате проведённых исследований на скважине была установлена взаимосвязь между энергией сейсмической эмиссии и градиентом давления разрыва, что позволило установить на качественном уровне типа трещиноватости при ГРП – субвертикальная, субгоризонтальная и схлопывания.

Применение метода СЛБО позволило установить пространственно – временные изменения техногенной трещиноватости, возникающей в процессе ГРП (размеров, формы, направления, динамики изменения и других параметров ЗТТ).

4.6 Основные положения нефтеотдачи пластов Современный этап разработки нефтяных месторождений Западной Сибири характеризуется стабильным снижением эффективности выработки запасов из заводнённых зон объектов [4-15]. Связано это, в первую очередь, с различными фильтрационными свойствами нефтенасыщенных пластов. Средняя обводнённость продукции на месторождениях Нижневартовского НГР достигает 78 – 80%.

В настоящее время разработано достаточно большое количество технологий повышения нефтеотдачи. Самым известным является технология повышения нефтеотдачи заводнением пластов технической и сточными водами, недостатком которой является низкая эффективность работ.

В своё время широкое распространение получил способ вытеснения нефти водными растворами неионогенных ПАВ на месторождениях Башкирии. Проведённые работы по повышению нефтеотдачи на Самотлорском и других нефтяных месторождениях Западной Сибири показали недостаточную эффективность водных растворов неионогенных ПАВ низких концентраций, а применение высококонцентрированных растворов оказалось экономически невыгодным [6,9,12].

В последние годы в практике работ широко применяются потокоотклоняющие технологии или так называемые методы выравнивания профилей приемистости (ВПП) нагнетательных скважин. Довольно успешно эти технологии применяются в ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО « ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», ОАО «Юганскнефтегаз». До 2001 г подобные работы в больших масштабах проводились на Самотлорском месторождении, на котором за весь период разработки было дополнительно добыто более 14млн. т нефти [13]. Вместе с тем, развиваются и совершенствуются гидродинамические методы воздействия – нестационарное заводнение (циклическое заводнение, оптимизация работы глубинно – насосного оборудования, форсированные отборы и др.). Для решения поставленных задач разработано достаточно большое количество эффективных технологий, направленных на повышение коэффициента нефтеотдачи пластов.

Полноту извлечения нефти из пласта принято оценивать коэффициентом нефтеотдачи (КНО). В отраслевых документах часто используют текущий показатель – коэффициент извлечения нефти (КИН). В том и другом случае сравнивается количество добытой нефти с геологическими запасами любой залежи. КНО в целом определяется как отношение извлеченной из недр нефти Qнизв к величине геологических запасов Qгз по формуле:

Возможно применение другого способа расчета КНО по величинам насыщенности:

где Sин – начальная нефтенасыщенность;

Sнк – конечная (остаточная) нефтенасыщенность.

Оба метода оценки КНО можно отнести как к модели пласта (керну), так и к части пласта (блоку разработки, участку или залежи в целом).

Принципиальная разница состоит в том, что при моделировании процесса дренированию (вытеснения нефти, промывки, доотмывки) в первом случае подвергается весь нефтенасыщенный объем, а во втором случае часть нефтенасыщенного объема остается неохваченной процессом разработки залежи (пласта) за счет его литологической неоднородности. Отсюда логично понятие коэффициента охвата воздействием:

где - объем пласта, вовлеченный в разработку (в процесс дренирования);

– полный нефтенасыщенный объем.

В оценке КНО используется еще один коэффициент – коэффициент вытеснения нефти водой, который может быть рассчитан (определен по лабораторным данным) при условии полной промывки пласта, т.е. на момент отсутствия нефти в получаемой из керна жидкости. Его можно оценить также по соотношениям объемов и насыщенностей:

где Qн – суммарное количество нефти, полученное из образца (керна) на момент полной промывки;

Qнн – начальное количество нефти в образце;

где Sнн и Sнк – соответственно начальная и конечная нефтенасыщенности, (Sнк соответствует полной промывке).

Тогда КНО определяется как произведение двух основных коэффициентов:

При моделировании процесса вытеснения нефти водой сначала получают чистую (безводную) нефть, определяется безводная нефтеотдача и оценивается нефтеотдача за водный период. В промысловых условиях это понятие может быть отнесено к отдельным частям (участкам, блокам разработки), так как обычно залежь или месторождение вводится в разработку по частям. Для сравнительного анализа выработки запасов используют дополнительно показатель КНО на момент прорыва воды.

Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных залежах, при использовании различных сеток скважин и различных систем заводнения неодинаковы. Кроме того, сравнивать КНО для различных залежей и различных технологий следует с учетом водонефтяного фактора – среднего количества попутно добываемой воды, приходящейся на 1 т. добываемой нефти. Обычно это сравнение целесообразно на момент, когда дальнейшая эксплуатация скважин на месторождении становится экономически нецелесообразной (например, при обводненности продукции скважин в 9697 %).

Коэффициенты охвата воздействием определяются в результате комплексного анализа геофизического материала и анализа состояния разработки месторождения. При прогнозировании же этого показателя в процессе проектирования системы разработки часто используют методы геолого-математического моделирования.

КНО подлежит обоснованию при подсчете запасов нефти, при составлении технологических схем и проектов разработки месторождений.

В лабораторных условиях обычно определяется безводный и водный периоды нефтеотдачи. Из-за геологических особенностей (строение залежей) добыча нефти за безводный и водный периоды по разным месторождениям различны. Поэтому выделяют периоды безводной и водной эксплуатации залежей. Вместе с тем известны месторождения нефти в Западной Сибири, когда безводный период практически отсутствует. Это связано с тем, что по своему характеру они относятся к недонасыщенным залежам, что предопределяет получение смешанных притоков с начала их разработки.

При современных методах извлечения нефти коэффициент нефтеотдачи составляет доли единицы. При благоприятных условиях он может достигать величины 0,7-0,8.

По этому вопросу имеются различные мнения. Так, С.Н. Закиров (2002) предлагает следующее понимание коэффициента нефтеотдачи – коэффициент извлечения нефти представляет собой отношение накопленной добычи нефти за рентабельный срок разработки Qu к начальным геологическим балансовым запасам нефти Qзап, который определяется по формуле:

Коэффициенты извлечения нефти (нефтеотдачи) за безводный и водный периоды разработки залежи равны коэффициенту извлечения нефти:

По А.П. Крылову, коэффициент извлечения нефти представляет собой произведение двух коэффициентов:

где Кв – коэффициент вытеснения, характеризующий полноту вытеснения нефти, то есть эффективность вытеснения нефти на микроуровне; определяется экспериментальным путём по изменению коэффициентов насыщения; здесь необходимо отметить, что в настоящее время под коэффициентом вытеснения понимается коэффициент вытеснения водой, хотя нефть может меняться другими агентами, (газом в низкопроницаемых коллекторах);

Кохв – характеризует степень охвата залежи заводнением и представляет собой отношение охваченного заводнением нефтенасыщенного объёма залежи ох к её начальному нефтенасыщенному объёму н. и определяется по формуле:

В промысловой практике применяется термин «технологический» КИН, который достигается на залежи при отсутствии каких-либо ограничений.

В настоящее время проектный коэффициент нефтеотдачи определяют в основном по результатам гидродинамических расчётов оптимального варианта разработки. Решается задача путём моделирования процессов разработки залежи. При недостаточности исходных данных используют параметры залежей с аналогичным геологическим строением.

Достоверное значение КИН есть прерогатива Проекта разработки.

В последующих уточняющих проектных документах следует рассматриватьдополнительный комплекс МУН, приводящий к росту утверждённого КИН (Закиров С.Н., 2004).

Нефтеотдача при различных условиях дренирования залежей.

Для современных технологий нефтеизвлечения, базирующихся на заводнении нефтяных пластов, КНО может колебаться в широком диапазоне от 0,35 до 0,70. Величина КНО зависит от многих факторов:

• геологического строения залежей (прежде всего от характера неоднородности пластов, определяемой по данным геофизических и дабораторных исследований);

• от свойств нефти (вязкости, содержания АСВ, парафинов и др.);

• от качества применяемой в системе ППД воды.

В отечественной промысловой практике газ в качестве источника энергии для вытеснения нефти не используют. Даже при наличии газовых шапок методом барьерного заводнения последние отсекаются от нефтяной зоны и создаются условия вытеснения газированной нефти водой.

Следовательно, в практике современной нефтедобычи используют принудительные водонапорные режимы с сохранением текущих пластовых давлений. Однако по месторождениям Западной Сибири конечные КНО составляют не более 0,55 – 0,65 по нефтяным залежам и на 0,10 -0, ниже по нефтегазовым. Для сложнопостроенных залежей эти показатели окажутся еще ниже. Например, для юрских пластов ЮК10-11 Талинского месторождения (Красноленинский свод) текущая нефтеотдача в 1999 г составила 0,18 при обводненности продукции около 92 %.

Низкая нефтеотдача пластов в естественных условиях объясняется прежде всего микро – и макронеоднородностями коллекторов, определяется по данным ГИС, ГДИС и лабораторным исследованиям. Послойная, зональная неоднородности, кавернозность, трещиноватость обусловливают крайне неравномерный характер выработки пластов, связанный с локальными прорывами закачиваемых вод через пропластки и зоны, значение проницаемостей которых на один- два порядка выше, чем у основного объема коллектора. Это является основной причиной того, что в продукивных пластах остаются пропластки и зоны, не вовлеченные в разработку. Всё это приводит к снижению нефтеотдачи. Поэтому на практике применяются различные технологии по дововлечению их в разработку, но они требуют дополнительных капитальных вложений в нефтедобычу (уплотнение сеток скважин, разукрупнение эксплуатационных объектов, форсированные отборы жидкости, гидроразрыв пласта и т.д.).

Наиболее существенное снижение нефтеотдачи происходит за счет геологической неоднородности пластов, формирующих целики остаточной нефти. Доказательством этого служат многочисленные случаи получения притоков безводной нефти из скважин уплотняющего фонда, когда окружающие скважины уже обводнены на 60 и даже 80 %.

Противоречивы мнения и относительно скоростей вытеснения нефти водой: одни исследователи считают, что повышенные скорости увеличивают КНО, вторые – уменьшают КНО, третьи считают, что КНО не зависит от скорости вытеснения. Тем не менее, физическое объяснение данной проблемы позволяет некоторым авторам разрабатывать, например, технологию разработки нефтяных месторождений с ППД при повышенных давлениях закачивания воды (А.Т. Горбунов и др.). Очевидно, что на выбор способа воздействия на пласт будет влиять не только характер его неоднородности и свойства нефти, но и время (стадия) разработки месторождения. Слишком высокие градиенты давления на начальной стадии разработки, очевидно, приведут к преждевременному обводнению фонда скважин, а повышенные депрессии (градиенты давлений) на стадии массового обводнения фонда (обводненность около 80 %) создадут условия для дововлечения в разработку низкопроницаемых пропластков и зон (форсированные отборы жидкости – ФОЖ).

Малые темпы разработки месторождений, повышающие конечную нефтеотдачу пластов. Вывод о том, что малые темпы разработки повышают конечную нефтеотдфчу пластов, впервые был сделан в 1941 г. американским ученым Левереттом на основе экспериментов. Для практической реализации данного вывода необходимо, чтобы при разработке месторождений скорость вытеснения была соизмерима со скоростью капиллярной пропитки коллектора. Но даже в чисто гидрофильных пластах капиллярные силы могут изменить характер заводнения лишь при перепадах давления между линией нагнетания и зоной отбора не более 0,3 МПа.

Это в 15-20 раз меньше практикуемых знаний. При таких депрессиях в СССР без ППД отрабатывалось единственное нефтегазовое месторождение – Анастасиево-Троицкое, с газовой шапкой и подошвенной водой.

Однако единичный случай не позволил сделать обоснованный вывод для широкого практического распространения.

Высокие темпы отбора, увеличивающие нефтеотдачу пластов. К этому выводу впервые пришел Ф.И. Котяхов. Практика широкого внедрения заводнения показала эффективность перехода на повышенные давления нагнетания, что во всех случаях послойно-неоднородных пластов увеличивает коэффициенты охвата воздействием, а следовательно, КНО.

Такой же вывод сделали американские ученые Д. Бакуолтер, В. Стайлс и М. Эджертон. Контроль за разработкой Ромашкинского месторождения (Н.Н. Непримеров и А.Г. Шарагин), опыт Грозненского района по 12 пластам, семи месторождений Самарской Луки и Башкортостана (Н.Г. Пермяков и Н.С Гудок), затем результаты экспертизы Туймазинского месторождения (Н.Г. Пермяков) подтвердили данное предположение.

Оптимальные темпы разработки. М.М. Саттаровым и др. даны наиболее целесообразные рекомендации: в начальные безводные периоды осуществлять умеренные темпы отбора с постепенным переходом на максимально возможные (увеличение отборов по мере обводнения продукции).

Темп разработки, не влияющий на нефтеотдачу пласта. Специалисты Гипровостокнефти на основе обобщения опыта разработки месторождений Куйбышевской (Самарской) области установили принципиальное отсутствие зависимости нефтеотдачи пластов от темпа его разработки.

Л.И. Губанов, Б.Ф. Сазонов и В.И. Колганов на примере форсирования отбора жидкости на Яблоневом месторождении показали, что изменение темпа разработки в широких пределах не влияет на характеристики заводнения (зависимости нефтеотдачи пластов от накопленного отбора жидкости).

Последующая практика разработки нефтяных месторождений, в прежде всего в Западной Сибири, доказала практическую целесообразность темпов отбора около 5 – 6 % в год от НИЗ (нередко они достигали 10 – %). При использовании ИЗ на 40 – 45 % начинается снижение темпов отбора нефти. При извлечении 75 – 80 % от НИЗ темп отбора становится в раза ниже максимального. В неблагоприятных геолого-физических условиях снижение темпов добычи нефти наступает раньше.

Нефтяные оторочки впервые выявлены при проведении поисково разведочных работ на территории Западной Сибири. Газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками установлены на Уренгойском, Ямбургском НГКМ и др. Нефтяные оторочки в этих залежах отличаются небольшой толщиной (по данным ГИС), что усложняет добычу нефти. Поэтому и КИН для таких залежей является низким (С.Н. Закиров, 2004).

4.7 Методика выбора участков и физико-химических методов воздействия на нефтяные залежи 4.7.1 Оценка ресурсной базы методов повышения нефтеотдачи (МУН) путём сравнения показателей разработки с фактической тенденцией развития месторождения Эта методика применима к нефтяным месторождениям, находящимся на III и IV стадиях разработки и заключается в:

• оценке вовлечённых в разработку запасов, т.е. запасов, извлекаемых при сохранении сложившейся тенденции развития месторождения;

• сравнении вовлечённых в разработку запасов с извлекаемыми запасами, утверждёнными ГКЗ и ЦКР.

Экстраполяция сложившейся тенденции развития месторождения производится с помощью гидродинамического моделирования; параметры модели определяются или уточняются на стадии «history matching».

В крайних случаях, при отсутствии надёжных гидродинамических моделей, можно ограничиться расчётами с использованием характеристик вытеснения.

Определение ресурсной базы МУН по темпам отбора запасов.

Основой базы этой экспертной системы являются данные о динамике отбора на «старых» месторождениях, разработка которых, по мнению экспертов, ведётся успешно.

Сравнивая расчётные значения темпа отбора с реальными и вычитая из этой разницы ту добычу, что может быть дополнительно обеспечена за счёт оптимизации работы фонда скважин, мы получим оценку дополнительной добычи нефти за счёт проведения геолого – технических мероприятий. Под оптимизацией понимается доведение коэффициента использования скважин до нормативного и достижение оптимальных дебитов добывающих скважин по жидкости.

Гидродинамическое моделирование характерных участков с помощью программ «ECLIPSE» позволяет определить объём остаточных запасов в низкопроницаемых зонах и возможный объём дополнительной добычи нефти за счёт проведения ГТМ.

Методология системного подхода к обоснованию применения МУН состоит в следующем:

• анализ геологического строения пласта;

• анализ текущего состояния разработки;

• предварительный выбор участков для воздействия;

• ретроспективный анализ ранее проведённых обработок;

• предварительный выбор технологии воздействия;

• окончательный выбор участков и технологий воздействия на основе гидродинамического моделирования;

• расчёт технологической и экономической эффективности.

4.7.2 Проектирование ГТМ для увеличения нефтеотдачи При гидродинамическом моделировании необходимо детальное изучение особенностей геологического строения объектов разработки, поскольку именно от степени неоднородности пласта и зависит эффективность МУН.

В УФ ООО «ЮганскНИПИнефть» разработан двухступенчатый подход при выборе участков для проведения МУН.

1. На первом этапе осуществляется инженерный анализ месторождения с целью выявления «проблемных» участков (участков со сложным геологическим строением и неудовлетворительными показателями разработки). Анализ базируется на построении различных карт (прежде всего, карты распределения остаточных запасов нефти), профилей и состояния фонда скважин, динамики обводнения и т.д.

Разработан пакет программ:

• «Построение геологических профилей»;

• «Расчёт распределения остаточных запасов нефти, Экспертная система по анализу фонда скважин»;

• «Оценка технологической эффективности и ретроспективный • «Визуализация и построение карт геолого – промысловой информации».

Результатом этого этапа является предварительный выбор первоочерёдных участков и объектов для применения МУН.

2. Окончательный выбор объектов воздействия производится после проведения гидродинамического моделирования применения МУН на предварительно выбранных участках.

Основой для всех построений и расчётов является трёхмерная геологическая модель месторождения (залежи), построенная по данным сейсмических исследований и ГИС. В НК «ЮКОС» для создания геологических моделей разработан пакет программ «GEOFRAME».

Анализ геологического строения объекта воздействия. На данном этапе решается задача дифференциации площади нефтеносности на характерные зоны, различающиеся по геологическим признакам, определяющим целесообразность применения МУН.

Исследование ведётся путём построения геологических профилей и совместного анализа различных карт (начальных нефтенасыщеных толщин, проницаемости, проницаемостной неоднородности, расчленённости, песчанистости, соотношение гидропроводностей нефте и – водонасыщенной частей пласта и т.д.). При принятии решения о применении МУН обращают внимание на следующие признаки:

• повышенная проницаемостная неоднородность и расчленённость пласта;

• отсутствие заметного влияния законтурных и подошвенных вод (опыт показывает, что применение МУН в водонефтяных зонах с активной подошвенной водой малоэффективно);

• соответствие средней проницаемости пласта пределам применимости МУН (например, полимер – гелевые и осадкообразующие системы ограниченно применимы на объектах с проницаемостью менее 40 – 50 мД).

Анализ технологических параметров. Исследование геологических характеристик участков пласта должно быть дополнено анализом данных разработки. На этом этапе решаются следующие задачи:

• подтверждения и уточнения дифференциации площади нефтеносности, произведённой по геологическим признакам;

• выявления структуры остаточных запасов нефти и выделения зон наибольшего отставания выработки запасов;

• определения участков пласта, соответствующих технологическим критериям применимости МУН.

Преимущество отдаётся участкам, характеризующимися:

• высокой обводнённостью и малой степенью выработки запасов;

• большой производительностью добывающих скважин (при этом снижение обводнённости даёт большой прирост добычи нефти);

• достаточной приёмистостью нагнетательных скважин (не менее 150м3/сут), что необходимо для обеспечения возможности проведения закачек реагента без гидравлического разрыва пластов.

Основным инструментом анализа технологических показателей являются карты распределения остаточных запасов нефти, обводнённости и водонефтяного фактора (ВНФ), используемые вместе с картами текущих и накопленных отборов. Например, на Усть –Балыкском месторождении выделены следующие участки (зоны):

• Центральная зона в пределах чисто нефтяных зон (ЧНЗ). Зона характеризуется относительно невысокими начальными нефтенасыщенными толщинами, повышенной расчленённостью и средним уровнем фильтрационных свойств при повышенной послойной неоднородности. Эта зона наиболее соответствует критериям применимости потокоотклоняющих технологий с использованием малообъёмных оторочек;

• Южная зона в пределах водонефтяных зон (ВНЗ). Она характеризуется относительно высокими начальными нефтенасыщенными толщинами при невысокой расчленённости, хорошими фильтрационными свойствами при относительно невысокой неоднородности. Эта зона наименее подходит для применения потокоотклоняющих технологий. Их применение возможно только в северной части, где ФЕС нефтенасыщенной части разреза лучше, чем водонасыщенной. Здесь целесообразно применение большеобъёмных полимерных систем.

Южная часть выделенной зоны характеризуется большой подвижностью подошвенных вод и оптимальна для применения гидродинамических методов воздействия;

• Две низкопродуктивные зоны характеризуются низкими фильтрационными свойствами. В этих зонах наиболее эффективным методом воздействия является ГРП.

Варианты охвата воздействием МУН. В результате комплексного анализа, проводимого по описанной выше схеме, может быть получен список «проблемных» участков, отранжированный по величине технико – экономической эффективности планируемых МУН. Деление списка на группы, объединяющие участки с максимальной, высокой и средней степенью ожидаемой эффективности МУН, позволяет сформировать три варианта воздействия на месторождение (залежь), реализуемые при разной активности инвесторов (обычно тесно связанной с ценами на нефть).

Первый вариант представляет собой воздействие на участки, наиболее полно удовлетворяющие критериям применимости физико – химических МУН и подразумевает минимальный объём внедрения при максимальной технологической и экономической эффективности (данный вариант реализуется при минимальных рыночных ценах на нефть).

Второй вариант подразумевает расширенное воздействие на всех участках с высокими остаточными запасами с целью достижения проектного КИН при высокой технологической эффективности и рентабельности.

Третий вариант предполагает максимальные геологически и технологически обоснованные объёмы внедрения комплекса МУН и включает практически все разрабатываемее участки, на которых возможен технологический эффект. Этот вариант позволяет получить наибольшие объёмы дополнительно добытой нефти при положительной рентабельности (данный вариант приемлем в случае максимальной цены на нефть).

Располагая этими тремя вариантами НК может достаточно гибко регулировать политику в области нефтеотдачи пластов в зависимости от своих целей и спроса на нефть.

Экспертная система по выбору технологий воздействия на пласт. После выделения участков, на которых необходимо применение МУН, следует решить проблему выбора и обоснования технологий воздействия на эти участки. Для решения этой задачи в УФ «ЮганскНИНПИнефть» разработана экспертная система (ЭС), позволяющая выбрать из сотен известных технологий и реагентов наиболее эффективные ГТМ для конкретных геолого – промысловых условий. Разработанная компьютерная система служит для подготовки решений, т.е. для отбраковки заведомо неосуществимых вариантов и ранжирования приемлимых технологий по мере предпочтительности.

Анализ вариантов воздействия производится ЭС иерархично, постепенная конкретизация технологии осуществляется путём движения по дереву решений снизу вверх: от выбора метода воздействия (закачка ПАВ, потокоотклоняющие технологии, водогазовое воздействие и т.д.) до выбора конкретной модификации наиболее приемлимой технологии.

База знаний ЭС формируется на основе:

• изучения данных, опубликованных в научно – технической литературе;

• опроса экспертов;

• комплекса лабораторных исследований;

• ретроспективного анализа опыта применения физико – химических МУН в России и за рубежом.

Вначале производится упорядочивание и систематизация знаний путём сведения их в таблицы граничных значений геолого – физических параметров, определяющих области допустимого изменения этих параметров при применении той или иной технологии.

4.7.3 Выбор метода физико – химического воздействия на пласт Выбор метода осуществляется на основе ранжированного списка ГТМ путём сопоставления геолого – физических параметров пласта с граничными значениями этих параметров. Отметим, что на этапе выбора воздействия ЭС играет чисто вспомогательную роль, поскольку определяющим здесь является наличие технических возможностей для осуществления того или иного метода.

Предположим, что в качестве метода воздействия выбраны потокоотлоняющие технологии. Тогда основными параметрами для планирования работ являются: доля ЧНЗ, нефтенасыщенная толщина, проницаемость, начальная нефтенасыщенность, вязкость пластовой нефти, общая минерализация воды, температра пласта, содержание АСВ, пластовое давление, текущая обводнённость.

Выбор базовой технологии. На этом этапе выбирается способ создания фильтрационного экрана – барьера в части пласта, промытой водой и ключевой реагент и композиция.

В настоящее время широко применяются следующие способы создания экран – барьеров:

• образование геля или осадков в условиях пласта за счёт химической реакции компонентов ли взаимодействия с коллектором (пластовой водой);

• закачка рабочих растворов, содержащих диспергированную твёрдую фазу, уменьшающую поровое пространство водонасыщенной части;

• закачка в пласт эмульсионных систем (прямые или обратные эмульсии), особенностью которых является создание временного барьерадля фильтрации воды (в пористой среде эмульсии разрушаются в результате разделения компонентов).

Ниже приводятся граничные геолого – физические параметры для выбора технологий.

В таблице 4.8 приведены граничные значения параметров для выбора способа создания фильтрационного барьера. Из этого следует, что возможность применения того или иного способа определяется прежде всего проницаемостью объекта воздействия. Так, если для применения микроэмульсионных систем оптимальной является проницаемость от 0, до 0,1 мкм2, то для полимер – дисперсных составов минимально допустимая проницаемость равна 0,15мкм2. Были выбраны базовые технологии на месторождениях.

В таблице 4.9 приведены граничные значения параметров для базовых потокоотклоняющих технологий.

Граничные значения параметров для выбора способа толщина,м Проницаемость, > 0,005 < 2,0 > 0,150 < 6,0 > 0,03 < 0, мкм насыщенность,% нефти, мПа с зация воды, г/л пласта,0С ность,% для выбора базовых потокоотклоняющих технологий